Especialización en Producción de Hidrocarburos

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Adquisición y análisis de registros de producción en pozos de un campo maduro con un yacimiento de alta complejidad utilizando una y-tool (bypass system) para la optimización de la producción de hidrocarburos
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Navas Florian, Elder Enrique; Calvete González, Fernando Enrique
El campo Casabe ha estado bajo inyección de agua durante más de 30 años. Las heterogeneidades del yacimiento y la inyección multicapa realizada a principios de la inyección de agua, dieron lugar a arribo del agua de inyección mucho más antes de lo esperado. En el 2007 se implementó la inyección selectiva, permitiendo inyectar por separado en cada capa y, por lo tanto, tener la distribución de inyección a través de herramientas de registro de inyección (ILT). Sin embargo, los pozos productores se completan en conjunto y se instalan equipos PCP, ESP o SRP, haciendo difícil el acceso al pozo para tener alguna información acerca de la distribución de la producción. Este documento presenta la aplicación exitosa del trabajo efectuado con el equipo Slim ESP y el sistema de bypass (Y-Tool) instalada en pozos de alto corte de agua para Casing para bajar herramientas de registro de producción convencionales (PLT) con el fin de determinar la distribución de la producción y la identificación de zonas barridas y posibles daños a nivel de yacimiento, conocer el Índice de Productividad por capa, determinar flujo cruzado entre las capas e identificar zonas no productoras. El PLT con sistema bypass ha sido tomado por primera vez en el campo Casabe, sin problemas de funcionamiento y con resultados claros relacionados con la distribución de producción de agua y petróleo que permite la toma de decisiones a corto plazo, tales como aislar zonas barridas, estimular zonas con daño u optimizar la inyección en zonas depletadas, adicionalmente permite comprender el comportamiento real de los pozos y del yacimiento, con la estrategia de manejo actual que ayudan a tomar decisiones a mediano plazo sobre la gestión de yacimiento y el desarrollo del campo. 1
Análisis de variables de producción para la selección de sistemas de levantamiento artificial adecuados para la producción de crudos pesados
(Universidad Industrial de Santander, 2017) Perez Correa, Jose Eduardo; Calvete González, Fernando Enrique
Un pozo petrolero que haya dejado atrás su etapa de flujo natural y sus niveles de producción estén bajando es candidato para aplicar un sistema de levantamiento artificial, esto es cierto para pozos productores de crudo pesado como para cualquier otro. Pero tener un sistema de levantamiento en condiciones inadecuadas se ve reflejado en una producción de petróleo en niveles poco satisfactorios, a la vez que se reduce su eficiencia y rentabilidad, sin mencionar que la producción de crudo continuara por debajo del potencial que podría ofrecer en mejores condiciones. El objetivo de este documento es analizar diferentes sistemas de levantamiento artificial para definir las variables de producción que limitan el desempeño de los sistemas de levantamiento artificial aplicables para crudos pesados. Después proseguir a la determinación rangos de operación en los que cada uno de los sistemas de levantamiento es aplicable. Y finalmente elaborar y probar un método de análisis que permita la selección de sistemas de levantamiento artificial adecuados para crudos pesados en diferentes condiciones de producción. La utilidad de este trabajo radica en aumentar la eficiencia y rentabilidad de planes de aplicación de sistemas de levantamiento artificial, al permitir un análisis detallado de las condiciones de producción de un pozo o un campo para facilitar la selección de un tipo de sistema de levantamiento adecuado para estas condiciones.
Análisis técnico económico para la implementación de válvulas de control de dirección de flujo tipo multipuerto, en campo de producción de petróleo en el departamento del Tolima
(Universidad Industrial de Santander, 2017) Rico Bravo, Ivan Dario; Calvete González, Fernando Enrique
El sector del petróleo se enfrenta a un proceso de reestructuración ante la necesidad de reducir los costos operativos y de personal, frente a esta situación la tesis que se presenta a continuación busca presentar un análisis técnico-económico para la implementación de la válvula de control de tipo multipuerto que permita lograr disminuir costos y optimizar la línea de producción en superficie desde los diferentes pozos alineados, hasta el separador principal y separador de prueba. El documento explica el impacto del uso de la válvula sobre los índices de seguridad para el personal operativo en campo, los indicadores de confiabilidad, disponibilidad del sistema de producción, es decir que busca mejorar las condiciones de operación y la seguridad de las personas y del medio que lo rodea. El proyecto es altamente atractivo para los inversionistas o para la compañía que desea hacer el estudio y la implementación del mismo, ya que se tiene un bajo nivel de riesgos asociados, un corto tiempo de retorno de la inversión y luego de generar el retorno completo de la inversión, se presenta un flujo de caja muy atractivo. Los beneficios operacionales y técnicos son muy importantes para el proceso, en temas de controlabilidad, aumento en los índices de seguridad para el personal operativo en campo, mejora en los indicadores de confiabilidad y disponibilidad del sistema de producción. Se presentan mejoras en términos de reducción de puntos de fallas, los cuales pueden no solo afectar la producción si no, afectaciones en términos ambientales en la zona de implementación. Se recomienda la implementación de esta tecnología en campos de producción en desarrollo, ya que va permitir tener grandes ahorros operacionales y mejorar el control sobre diferentes variables que con el sistema tradicional no se podría
Análisis técnico-económico de los fracturamientos hidráulicos realizados en los campos Llanito, Gala y Galán de Ecopetrol S.A.
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Sáchica Ávila, Jorge Andrés; Amaya Perez, Raul Fernando; Calvete González, Fernando Enrique
Los Campos Llanito, Gala y Galán, pertenecientes al activo Llanito de Ecopetrol S.A. se encuentran ubicados en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en el departamento de Santander. El campo Galán fue descubierto por la compañía Tropical Oil Company en el año de 1945 la cual no le dio comercialidad a los pozos perforados siendo Ecopetrol quien desarrollo el campo a partir de 1953 y los campos Llanito y Gala fueron descubiertos por Ecopetrol en el año de 1955. Estos campos cuentan con 270 pozos perforados de los cuales 113 se encuentran activos. La explotación de estos campos se ha basado en perforación de desarrollo y trabajos de reacondicionamiento entre los cuales se desatacan cañoneos adicionales, estimulaciones acidas y orgánicas, pilotos de inyección de agua y CO2 y fracturamiento hidráulico. Entre los años 2005 y 2009 se realizaron 23 trabajos de fracturamiento hidráulico con el objetivo de incrementar la producción de petróleo y acelerar la recuperación de reservas. Con el fin de evaluar los resultados obtenidos con estas estimulaciones se lleva a cabo el desarrollo de esta investigación la cual contempla un análisis técnico y económico basado en el comportamiento de las principales variables de producción y el total de las inversiones realizadas. Con base en los resultados del análisis realizado en el presenta trabajo se propone como alternativa el fracturamiento hidráulico en los pozos de las próximas campañas de perforación.
Estudio conceptual de las metodologías utilizadas para el control y remoción de depósitos sólidos orgánicos en cara de pozo, tubería de producción, equipos de superficie y tanque de almacenamiento
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Rodriguez Parra, Cesar Augusto; Calvete González, Fernando Enrique
La deposición de compuestos orgánicos complejos y pesados, que existen en el crudo de petróleo y aceite pesado, puede causar una serie de problemas graves cuando se incrustan en los orificios del revestidor de acero, equipos de fondo de pozo, equipos de superficie, tubería de producción, líneas de transporte, oleoductos, tanque de almacenamiento y en la misma formación productiva obstruyen el hueco e interrumpe el flujo normal de los fluidos, disminuyendo evidentemente la producción y produce perdidas económicas. Ante la coyuntura actual muchos yacimientos de petróleo pesado parafinicos y asfalténicos ahora pueden ser explotados de forma rentable lo que constituye desempeñar un rol muy importante en el futuro de la industria petrolera y muchos países están tendiendo a incrementar su producción conforme a las estimaciones de reservas, así como comprobar nuevas tecnologías que comprometen recursos para su extracción. El presente trabajo es una revisión bibliográfica de conceptos teóricos que constituye una herramienta para entender los factores y las consecuencias que influyen como mecanismos de precipitación y depositación de asfáltenos y parafinas en la formación productora y en la tubería de producción. Igualmente, el tema de investigación presenta una metodología a seguir con orientación descriptiva y conceptual que permite desarrollar habilidades técnicas para controlar y remover la acumulación de solidos orgánicos desde el yacimiento, cara del pozo, tubería de producción, equipos de superficie y tanques de almacenamiento y, esto posibilita a los especialistas de producción pronosticar la formación de crudos pesados. Por último, es imprescindible fomentar un método para el control y remoción de las parafinas y asfáltenos que se sea rentable y constituya una alternativa económica adaptable a las condiciones del campo para reducir los costos de intervención sin llegar a perjudicar la operación
Estudio de factibilidad de mejora al sistema pcp usando motor hidráulico de fondo
(Universidad Industrial de Santander, 2014) Chaparro Fonseca, Erwin; Mecon Pinzon, Diana Rocio; Calvete González, Fernando Enrique
El sistema de levantamiento artificial PCP fue diseñado para condiciones de exigencia media, lo que requiere una mejora para ampliar los rangos de su aplicación. Los motores hidráulicos de fondo pueden ser una solución efectiva que maximice las bondades del sistema de cavidades progresivas, el reemplazo de las varillas por potencia hidráulica permiten la instalación del sistema PCP en pozos de alta desviación, la eliminación del peso de la sarta en los cabezales de pozo posibilitan la instalación a mayores profundidades y la velocidad de operación que está directamente relacionada con el caudal del fluido motriz pueden significar mayores tasas de producción. Con lo anterior, el sistema PCP sufre una importante mejora que amplía los rangos de aplicación. Una determinación de los valores de torque, potencia y velocidad tanto de las bombas PCP como de los motores hidráulicos de perforación es necesaria para afianzar la viabilidad técnica de los equipos actuales en un ensamble que permite mejorar el sistema PCP. Un estudio estadístico de los campos productores de petróleo en Colombia permite analizar de manera global el porcentaje de aplicabilidad del sistema hidro-PCP en Colombia, especialmente en la cuenca de los llanos orientales, donde actualmente se extra el 80% de la producción total nacional. La cual demuestra las mejoras del sistema convencional dado el reemplazo de la sarta de varillas con los problemas y limitaciones que ello significa.
Estudio de factibilidad tecnicofinanciera para la implementación de un sistema de levantamiento artificial en un campo Colombiano de fluidos composicionales y su validación en un pozo piloto
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Badran Lizarazo, Nafis De Jesus; Calvete González, Fernando Enrique
La producción de campos composicionales en especial en su etapa madura requiere de mucho cuidado, ya que cuentan con características que los hacen únicos, por lo tanto la implementación de un posible sistema de levantamiento artificial (SLA) requiere de un análisis minucioso, para esto es necesario estudiar las características y rangos de aplicación de cada uno. Se elaboró un Screening donde se plasmó los principios básicos de operación de los SLA, sus ventajas y sus desventajas. Para la selección se desarrolló una metodología en donde se le dio una valoración cuantitativa al desempeño que cada uno tendría frente a una variable en particular del campo, luego estos valores son combinados para poder comparar los sistemas de levantamiento y definir cuál es el que mejor desempeño tiene en el campo. Una vez se definió el sistema a implementar se validó en un pozo piloto, realizando el diseño y estimando los beneficios, luego se realizó la evaluación financiera, la cual involucró los costos de inversión, los costos de operación, las ganancias percibidas por ventas de crudo luego de regalías para realizar el flujo de caja neto y validar la factibilidad de implementación desde el punto de vista económico. Al final se recomienda implementar el sistema seleccionado ya que cumple tanto con la factibilidad técnica como con la financiera.
Estudio del estado energético actual de una planta de gas ubicada en la Cuenca de los Llanos colombianos
(Universidad Industrial de Santander, 2017) Pinilla Carrero, Mildreth Johanna; Calvete González, Fernando Enrique
El gas natural es un hidrocarburo estratégico, como materia prima para la elaboración de diferentes productos o como suministro para generación de energía, ha alcanzado alto valor comercial ofreciendo numerosas ventajas a diferentes industrias. La planta de gas a estudiar, es una existente de tratamiento del gas asociado a la producción de hidrocarburos, fue ensamblada y entró en operación en el 2010 con capacidad nominal de 3,7 MMSCFD, actualmente procesa aproximadamente 2,00 MMSCFD con una recuperación de subproductos día de 53 Bls de GLP, 278 Bls de Nafta y 1,3 MMSCFD de fuel gas. Dicha planta se compone de los siguientes sistemas: sistema de acondicionamiento de gas, sistema de refrigeración, dos torres para procesamiento, sistema de refrigeración, sistema de calentamiento (glicol y fluido térmico), sistema de almacenamiento y despacho, sistema de alivio a tea y sistema de aire comprimido, unidad recuperadora de vapores y sistema de recuperación de drenajes. Se utilizó el software Promax para la simulación del proceso con las condiciones actuales de operación, determinando la energía requerida para operar según simulación y se realizó medición física del consumo energético actual en la planta, encontrando que el sistema de refrigeración con propano es el menos eficiente con consumo energético real mucho mayor al simulado. Se propusieron diferentes escenarios de simulación, encontrando como mejor opción el escenario descrito en este documento donde hay mayor recuperación de Nafta y GLP con el mismo gasto energético actual; los demás escenarios no hacen parte de este trabajo y no están incluidos en este documento. Realizando la optimización propuesta, se obtiene producción adicional del 43% de Nafta y 13% de GLP con el mismo gasto energético actual; requiere inversión inicial de USD$183.000 y se obtienen ingresos adicionales de USD$133.000 al mes, haciendo que la inversión sea pagada en 41 días
"evaluación de distribución de presiones de las líneas de producción en campo quifa mediante análisis nodal"
(Universidad Industrial de Santander, 2014) Forero García, Angélica Maria; Serpa Serpa, Sergio Samir; Calvete González, Fernando Enrique
En el presente trabajo de monografía se presentara un estudio actualizado de la distribución de presiones en los diferentes nodos del sistema, donde se podrán identificar los posibles cuellos de botella, restricciones y anomalías en el sistema de recolección de fluidos (Troncales) de campo QUIFA; se definirá un modelo de red y una simulación del mismo que permita un monitoreo diario de presiones y caudales de producción. Campo QUIFA empezó su producción a mediados del año 2010, es un campo relativamente nuevo, con un crudo pesado 13.3º API y alto corte de agua (90%). Este campo tiene un crecimiento acelerado y para el año 2012 presento una etapa de perforación agresiva, lo requirió de la construcción de nuevas troncales que permitieran satisfacer el incremento de la producción. Actualmente para realizar un análisis del comportamiento de las presiones en el sistema de troncales y poder simular resultados a cambios futuros como por ejemplo la entrada de líneas de producción nuevas, se evalúa de forma manual y es poco eficiente, lo que requiere de muchas horas/hombre para esta labor. De continuar con esta situación se pueden presentar contrapresiones en el sistema que no se puedan identificar a tiempo, ocasionando una disminución en la producción, incidentes operacionales y la generación de diseño de redes de superficie no adecuadas.
Evaluación técnica del completamiento dual concéntrico encapsulado para tubería de revestimiento de 7" y 9-5/8" de un pozo tipo, a partir de análisis nodal
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Zuluaga Castro, Juan David; Calvete González, Fernando Enrique
La producción discriminada de petróleo proveniente de dos horizontes de interés distintos, es un tema que frecuentemente es pasado por alto debido a la poca regulación de fiscalización por formación independiente en Colombia. Gracias a esto la implementación de sistemas duales es escasa y las pocas veces que se utilizan estos sistemas, son instalados con tuberías de producción seleccionadas en función de la disponibilidad de materiales en la bodega del campo. Este documento de monografía tiene como fin demostrar el impacto que tiene la inadecuada selección de tuberías de producción para la puesta en marcha
Evaluación tecnica y financiera de la implementación de nuevas tecnologias para la mejora del rendimiento de los sistemas de levantamiento artificial de bombeo por cavidades progresivas
(Universidad Industrial de Santander, 2015) Monsalve Duarte, Diego Armando; Calvete González, Fernando Enrique
Es evidente el rápido crecimiento de la aceptación de las Bombas por Cavidades Progresivas. Desde que este sistema se implementó, debido a su buen desempeño en los campos de producción petroleros por su alta eficiencia volumétrica, se puede adaptar a diferentes tipos de fluido en especial. En la actualidad, dado que está en auge la producción de crudos pesados y viscosos, el bombeo por cavidades progresivas se convierte en una excelente alternativa ya que es un sistema económico, eficaz y de bajo riesgo. El factor más importante en el crecimiento de la población de un sistema de levantamiento artificial, es el tiempo de operación efectiva de los mismos, esto se puede lograr realizando un buen diseño y dimensionamiento de equipos, en pocas palabras, una buena aplicación del sistema de levantamiento artificial, esto dará una ventaja técnica y financiera que impactará positivamente el desarrollo de los campos de producción de hidrocarburos. Durante el desarrollo de este trabajo, se podrán evidenciar los fallas que traen consigo la operación de este tipo de sistemas, que pueden incrementar el costo de levantamiento y puede afectar financieramente nuestro proyecto implementado en el campo de producción, también las consideraciones de diseño a tener en cuenta para lograr un correcto dimensionamiento de los equipos para obtener un alto tiempo de operación, pero lo más importante y el que es el principal objetivo de este trabajo, es presentar algunas de las nuevas tecnologías que han desarrollado los grandes fabricantes en la búsqueda de mitigar estas fallas y realizar una evaluación técnica y financiera, buscando encontrar una solución rápida y financieramente viable para implementar en los proyectos de producción petrolera.
Evaluación técnico-económica de un completamiento con levantamiento artificial tipo esp y uno dual esp con gas lift que operen de manera independiente, aplicado a pozos de un campo petrolero en Casanare
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Arteaga Cobaleda, Duberney; Suarez Araque, Carlos Eduardo; Calvete González, Fernando Enrique
En el campo petrolero de estudio de este trabajo de monografía se cuenta con facilidades para operar un sistema de levantamiento artificial con gas natural, sistema económico y con buena eficiencia, sin embargo, el gas natural utilizado para la inyección en los pozos del campo no presenta la calidad requerida, por lo que diferentes tipos de fallas presentadas han reducido la producción de tales pozos. Algunas de estas fallas se evidencian en altas variaciones de la presión del anular y de inyección, temperaturas variables en las etapas del compresor, alta presencia de condensados e inadecuada operación del sistema de Gas Lift, medidores de gas en cabeza de pozo fuera de rangos de operación, entre otros, además de ajustes en las presiones de operación de los separadores en la estación de producción. El inadecuado control a las causas referenciadas, impacta en altos costos de mantenimiento del sistema Gas Lift, disminución considerable en la producción de hidrocarburos por las constantes paradas de pozo para mantenimiento correctivo y daños por corrosión en tubería. Una de las posibles soluciones en el mercado, consiste en realizar un cambio de sistema de levantamiento artificial de tal forma que se subsanen estos problemas operativos y permita producir los pozos a una tasa más alta dentro de su potencial cuando no es posible alcanzarla con Gas
Factibilidad de uso de bombeo electrosumergible para optimizar la producción en Campo Velásquez
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Pinto Vargas, Nelson Alonso; Calvete González, Fernando Enrique
El campo Velásquez dentro de las diferentes etapas de su vida productiva por más de 50 años, ha disminuido su potencial de producción por pérdida de energía del yacimiento, su tasa histórica de declinación es del 7.4% anual. Hasta hace cinco años el tipo de bombeo que había predominado fue Bombeo Mecánico, luego se inicio la instalación de Bombeo PCP a la fecha. Dado que la producción diferida por servicios de varillero en pozos de alto potencial ha venido creciendo en uso de PCP y como alternativa paralela a las soluciones que se den para PCP, se ha formulado la propuesta de realizar un piloto con Bombeo Electro Sumergible (BES) de un pozo con alto corte de agua, alto nivel de fluido dinámico y producciones superiores a 500 Bfpd que existen en Campo. Además de que cumpla adecuadamente para manejo de producción de arena y haciendo un pronóstico de Producción deseada de Qt: >900 Bfpd y Qoil: >540 bls, lo cual no se está obteniendo actualmente con ningún pozo. Este estudio busca determinar la viabilidad de realizar un piloto de Bombeo Electro Sumergible para el Campo Velásquez, basado en el índice de productividad a través de una propuesta técnica, para el análisis económico se determinó por los indicadores financieros de Valor Presente Neto VPN y la Tasa Interna de retorno TIR, que determine la posibilidad de instalar el primer equipo BES en un pozo seleccionado y así poder tener la posibilidad de implementarlo según su viabilidad de costos y requerimientos, comparándolo con el Bombeo por Cavidades Progresivas ya existente.
Implementación de la metodología para el manejo de la integridad de pozos productores de las áreas Lizama y Llanito de la superintendencia de operaciones de mares, de la gerencia regional Magdalena Medio de Ecopetrol S.A.
(Universidad Industrial de Santander, 2011) González Pardo, Lesly Viviana; Romero Amorocho, Ivan Alfonso; Calvete González, Fernando Enrique
Este trabajo proporciona una evaluación de los riesgos, que afectan la integridad de los pozos productores de los Campos Llanito y Lisama, para así definir o proponer las soluciones orientadas a reducir tales riesgos de descargas no controladas de fluidos del yacimiento a lo largo de la vida del pozo. Si bien, la metodología solo es aplicada a los pozos productores, su implementación podrá extenderse a la totalidad de los pozos inactivos y abandonados existentes en estos Campos. Para desarrollar este trabajo se aplicó un modelo estructurado para la valoración del riesgo que comprendió dos etapas básicas; la primera, priorizar los pozos en producción en función de cinco variables: el tipo de levantamiento, la agresividad del fluido de producción, el número de eventos del pozo, la producción diferida y su ubicación en zonas de alta consecuencia; en la segunda etapa, se determinó la probabilidad de ocurrencia de falla en las diferentes barreras de contención de cada uno de los pozos definidos como críticos en la etapa previa de priorización. Finalmente, se proponen las actividades o acciones que mitigarán los riesgos inherentes a la operación de los pozos. La implementación de esta metodología resulta ser de gran interés y aplicabilidad en los Campos ya que su desarrollo está encaminado a asegurar la integridad de los componentes del pozo que actúan como barreras de contención durante su vida productiva e identificar el nivel de riesgo de cada uno de los pozos, lo que permitirá obtener beneficios operativos y económicos gracias a la prevención
Optimización de la producción del Campo Provincia (pozos Santos, Conde, Suerte y Sabana), como resultado del análisis nodal pozo a pozo y la revisión del sistema de levantamiento
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Rincón Pardo, Rocío Del Pilar; Paez Crespo, William Alberto; Calvete González, Fernando Enrique
Las condiciones actuales de operación del Sistema de GAS-LIFT del Campo Provincia se evidencia la necesidad de introducir modificaciones en el tipo de GAS-LIFT o cambio a otro Sistema de levantamiento artificial; se analizaron 41 pozos (registros de gradiente dinámico de presión y temperatura). Para cada pozo se determinó la presión fluyente al punto medio de las perforaciones, considerando la profundidad del punto de inyección, con este valor se estimó la capacidad actual de aporte de fluidos del área de drenaje del pozo para finalmente aplicar la técnica del Análisis Nodal y obtener la curva de rendimiento del pozo de gas-LIFT. Con la información anterior y aplicando los criterios respectivos se establece si el pozo necesita: cambio de sistema artificial de producción, rediseño o ajuste de sistema de GAS-LIFT (sub o sobre-inyección) o sencillamente dejar el pozo como está. Basado en estos resultados se puede establecer las ventajas para proceder a un cambio del sistema artificial de producción en los pozos candidatos. La razón fundamental es que el GAS-LIFT continuo posee limitaciones en cuanto a la reducción de la presión de fondo fluyente y por ende reducción en la efectividad en pozos de baja presión estática. Con bombas reciprocantes se podría aumentar sustancialmente el diferencial (drawdown); asumiendo una PIP de 100 psig con la bomba frente al punto medio de las perforaciones el aumento global de producción esperada con las recomendaciones sugeridas (incluyendo rediseños, ajuste de gas etc.) está en el orden de los 1250 bpd con liberación de capacidad de compresión en el orden de los 7 MMscf/d. Según la evaluación económica realizada para un pozo, se estableció la viabilidad de realizar una prueba piloto para cambio de sistema a Bombeo Mecánico, debido a que se obtiene un ganancial del 66% comparado con la producción del pozo con GAS-LIFT.
Optimización del consumo de nafta inyectada en el sistema de recolección de un campo de crudo extrapesado de los llanos orientales, aplicando análisis nodal
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Moreno Vargas, John Anderson; Calvete González, Fernando Enrique
En esta investigación se presentan los resultados del modelamiento de la productividad de un sistema integrado de producción de un crudo extra pesado considerando el sistema de recolección de sus dos troncales que llevan los fluidos a su sistema de tratamiento, para ese transporte utilizan diluyente que en este caso es nafta por tal motivo el objetivo principal del estudio es de optimizar el consumo de nafta en el sistema de producción realizando variaciones en el volumen de inyección y la gravedad API de la misma, para así garantizar que el sistema pueda operar de manera eficiente y confiable. La propuesta de optimización se realiza con el fin de poder evaluar el comportamiento de producción sin que se afecten las variables operaciones, cabe resaltar que en el campo de estudio se utiliza una nafta con una calidad actual de 70 ⁰API, por tal motivo es importante realizar corridas con mejores calidades de nafta para validar como sería el comportamiento del sistema de producción en especial con la presión en los múltiples, contemplando que la variable de mayor incidencia en el sistema es la presión hidráulica de las troncales. Con los resultados obtenidos se pudo disminuir el volumen de nafta a inyectar considerando una gravedad API de 80, con lo cual se mantienen estables las condiciones de presión y demás parámetros operacionales. Para el troncal norte se obtuvo una optimización del volumen de nafta de 635 barriles por día una reducción del costo en 16165 USD/día, y para la troncal sur se obtuvo una optimización del volumen de nafta de 720 barriles y una disminución del costo en 32068 USD/día, lo cual son resultados bastante positivos considerando el comportamiento de cada una de las troncales.
Planteamiento de alternativas a la Re presurización de la formación guayabo, inyectora de agua de producción de los campos corcel y Guatiquia
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Higgins Ariza, Danivian Andrea; Calvete González, Fernando Enrique
Uno de los inconvenientes que afecta directamente la continuidad de la operación de un campo es la disposición final de agua de formación, la cual se debe realizar dentro del marco legal ambiental vigente. La inyección de agua en pozos tipo disposal es una de las alternativas más conocidas en la industria petrolera sin embargo está limitada por la geología de la estructura y sus propiedades petrofísicas debido a que en un tiempo proyectado dicha formación dejará de admitir agua, el cual es el caso concreto de los campos Corcel y Guatiquía donde se observa que la presión en cabeza de pozo de los inyectores se ha incrementado con el paso del tiempo y por consiguiente la rata de inyección de agua ha disminuido. Para la óptima operación de los pozos de inyección, el área de Yacimientos de la compañía establece unos límites de presión de inyección calculados de acuerdo a la presión de fractura de la formación Guayabo. Realizando un análisis pozo a pozos se identificaron que la presión de inyección en cabeza de varios pozos está sobre el umbral permitido y por consiguiente se deben suspender la operación de estos pozos para evitar que ocurran problemas de tipo ambiental o afectación a formaciones productoras. En este trabajo se presentan tres alternativas que podrían sustituir parcial o definitiva la disposición de agua en la Formación Guayabo como son la inyección de agua en las formaciones Mirador/Guadalupe/Lower Sands, implementación de evaporadores mecánicos o de la atomización neumática demostrando cuál de las tres alternativas es la más viable desde los puntos de vista técnico, financiero y socio ambiental. 1 *
Planteamiento de alternativas para la optimización de las facilidades de superficie del campo San Luis de la gerencia Magdalena medio Ecopetrol S.A
(Universidad Industrial de Santander, 2013) Hurtado Serrano, Obed Said; Calvete González, Fernando Enrique
Este trabajo proporciona una evaluación de estado actual de las facilidades de superficie del campo San Luis, para de esta manera definir alternativas para optimización y de esa manera con propuestas factibles tanto técnicas como económicas asegurar una operación segura, limpia y rentable de este campo. Para este trabajo se tuvieron en cuenta las definiciones básicas de literaturas sobre facilidades de superficie en especial sobre procesos de recolección y separación de fluidos producidos, con la idea de comparar la tecnología utilizar y las riesgo presentes con la establecido en la normatividad y estándar de la industria. Con la revisión de alternativas posible se espera garantizar una operación confiable para las personas, medio ambiente teniendo en cuenta la capacidad financiera del campo y todas las posibilidades técnicas que se puedan implementar. En la revisión de la información para determinar el estado de las facilidades se detectó que no se tiene información suficiente sobre el tema. Después del análisis del estado de las facilidades se observó la necesidad de mejorar el control de fugas crudos en cabeza de pozo y emisiones de gases en la estación de recolección. La propuesta para el control de fugas en cabeza de pozo es la más utilizada y práctica existente en el mercado integrándose perfectamente a las facilidades mecánicas y eléctricas existentes. La reutilización de equipos para el control de emisiones de gas en la estación San Luis hace que sea factible tanto técnica como económicamente este mejora.
Procedimiento para implementar la medición de corte de agua en tiempo real utilizando el principio de Coriolis
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Collazos Sarria, Alma Patricia; Calvete González, Fernando Enrique
En algunos campos de producción, en donde se cuenta con un gran número de pozos, se mide el corte de
Propuesta de intervención al problema de restricción de producción y riesgos operacionales de los pozos del campo elizita utilizando la herramienta de Análisis nodal
(Universidad Industrial de Santander, 2013) Cabrera Suarez, Sandra Paola; Calvete González, Fernando Enrique
La presencia de cuellos de botella en sistemas de producción de campos de hidrocarburos acarrea una serie de problemas entre ellos la producción diferida que finalmente no permite el cumplimiento de objetivos de producción de los campos de hidrocarburos, además de incurrir en costos de operación e inversiones adicionales como consecuencia de las sobrepresiones, en especial a los sistemas de levantamiento artificial. La principal herramienta para el desarrollo del presente proyecto es el uso de la técnica de análisis nodal, lo cual permite realizar el diagnóstico, desempeño y evaluación de los sistemas de producción, acompañado de análisis de sensibilidades de diferentes variables de producción que finalmente suministra una serie de información con la cual es posible la toma de decisiones buscando la optimización de las condiciones actuales de producción del campo y la solución a los cuellos de botella y restricciones que no permiten un comportamiento de la producción adecuado y viable para la operación. La alternativa de solución propuesta, significa un aumento en la producción como resultado del alivio de los cuellos de botella en las líneas del orden de 1600 bopd y a condiciones futuras significaría la flexibilidad operacional para realizar las intervenciones consideradas dentro del plan de desarrolló del campo analizado adicional a garantizar una operación segura.

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