Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos
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Browsing Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos by browse.metadata.advisor "Cárdenas Montes, José Carlos"
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Item Evaluación del comportamiento de la desorción usando estimulación térmica para el incremento de productividad temprana de yacimientos de shale gas(Universidad Industrial de Santander, 2019) Robles Albarracín, Emmanuel; Cárdenas Montes, José Carlos; González Silva, GermánEl presente estudio tiene como objetivo realizar una evaluación del fenómeno de desorción presente en un yacimiento no convencional tipo Shale Gas, a partir de una revisión de modelos que permitan representar el fenómeno de adsorción / desorción, que hayan sido planteados en términos de presión y temperatura. Esto con la finalidad de implementar cambios de temperatura para incrementar la producción temprana de este tipo de yacimientos no convencionales. Luego, se realizó una evaluación y selección de dichos modelos de adsorción / desorción respecto a los datos de formaciones shale de Colombia encontrados en literatura. Dicha evaluación se llevó a cabo utilizando MATHWORKS MATLAB para realizar el ajuste de modelos por regresión, para determinar coeficientes de correlación y, de esa manera, elegir el más adecuado para el estudio. De esta manera, conocido el comportamiento del fenómeno de desorción, se implementaron modelos de simulación numérica para representar este tipo de yacimientos no convencionales tipo Shale Gas, en los cuales se evaluó el impacto de la temperatura en la producción temprana que presenta un yacimiento no convencional tipo Shale Gas, en donde también se observó que la temperatura incide en las propiedades de flujo del gas, y cuyos resultados exhibieron un aumento de hasta un 35% de producción acumulada adicional en tiempos tempranos de producción. Se concluyó que el aumento de temperatura en un yacimiento no convencional tipo hale Gas que presenta el fenómeno de adsorción impacta positivamente la producción de gas debido a la liberación del gas adsorbido, contribuyendo al volumen presente en la roca, logrando así un sostenimiento de la presión del yacimiento.Item Evaluación del efecto de un nanofluido modificador de permeabilidad relativa sobre la productividad de pozos con alto corte de agua(Universidad Industrial de Santander, 2023-08-14) Patiño Pabón, Juan Carlos; Cárdenas Montes, José Carlos; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Ariza León, Emiliano; Gambús Ordaz, Maika Karen; Betancur Márquez, EstefaníaLos campos maduros colombianos en su mayoría producen una alta cantidad de agua asociada a la producción de crudo. El tratamiento, almacenamiento y disposición de esta agua incluye costos adicionales. Una alternativa química para reducir este problema son los modificadores de permeabilidad relativa (RPM), los cuales alteran las características de permeabilidad de la roca reservorio y disminuyen el corte de agua durante la producción; sin embargo, su eficacia está limitada por su baja adsorción en la superficie de la roca y la pérdida de efectividad con el tiempo. Desde la nanotecnología se han propuesto materiales (aprovechando su alta relación de área superficial/volumen) con potencial para mejorar su adsorción sobre la superficie de las rocas y mejorar su perdurabilidad en el medio poroso. Considerando lo anterior desde el ICP se desarrolló un RPM denominado Nanóxido M para mejorar la capacidad de adsorción. La experimentación contempló ensayos de interacción fluido-fluido y roca-fluido a condiciones estáticas y dinámicas, con el fin de evaluar la capacidad de adsorción del Nanóxido M y un RPM comercial, bajo condiciones de yacimiento simuladas, teniendo en cuenta factores particulares de un campo de la cuenca de los llanos orientales (fluidos de formación, mineralogía, propiedades petrofísicas, presión de confinamiento, temperatura y presión de yacimiento). La investigación realizada proporciona información sobre la capacidad de adsorción y la perdurabilidad del Nanóxido M en comparación con un RPM comercial. Destaca el desempeño excepcional del Nanóxido M respecto al RPM comercial bajo condiciones estáticas y dinámicas (coreflooding), el cual presentó una adsorción seis veces mayor en condición estática y dos veces mayor en condición dinámica. Dichos resultados ratifican el Nanóxido M como tecnología técnicamente viable y perdurable para el control de agua en la fuente en los yacimientos de hidrocarburo.Item Evaluación del Óxido de Grafeno como Agente Secuestrante de Radionucleidos Naturales de las Series Uranio (238U) y Torio (232Th) en Aguas de Retorno Provenientes del Fracturamiento Hidráulico(Universidad Industrial de Santander, 2021) Echávez Márquez, Reinel Andrés; González Silva, Germán; Mejía Ospino, Enrique; Cárdenas Montes, José Carlos; Cabanzo Hernández, Rafael; Usuriaga Torres, José ManuelRecientemente, nuevas tecnologías de extracción de hidrocarburos han sido desarrolladas, sin embargo, algunos problemas ambientales y de salud de los trabajadores no han sido evaluados en profundidad, tales como la transferencia de radionucleidos naturales desde la roca hacia las aguas presentes en la formación. Por ello, usando 8 muestras de roca de pozos procedentes de la Cuenca del Valle Medio Magdalena se realizaron estudios analizando la composición de radionucleidos naturales de las series 238U y 232Th, a través de las espectrometrías alfa y gamma, simulando la interacción roca-fluido que ocurre durante una operación de fracturamiento hidráulico. La fracción líquida obtenida se colocó en interacción con distintos óxidos de grafeno (GO) previamente sintetizados por el método Tour-Marcano, evaluando la eficiencia de remoción de radionucleidos naturales. Adicionalmente, a todas las muestras se les determinó la composición química multielemental por las técnicas ICP-MS, ICP-OES y DRX, antes y después de la interacción con el GO. Las concentraciones de elementos y radionucleidos presentaron gran variabilidad, ratificando el diferente origen y localización de los pozos donde proceden las rocas estudiadas. Se midieron 60 elementos en cada muestra, mostrando una alta variabilidad: V (500 - >1000 ppm), Zn (360 – 3300 ppm), Ni (130 – 1440 ppm) y Cu (50 – 110 ppm). En general, la composición química de las rocas está muy relacionada con las concentraciones de actividad radiactiva. En relación con los radioelementos naturales, el polonio y el torio fueron muy reactivos, con muy bajos valores de movilidad, mientras que el uranio es el elemento más móvil, con factores de transferencia cercanos al 5 %. El orden de movilidad encontrado fue: (238U ~ 234U > 230Th > 232Th ~ 210Po). Finalmente, el GO mostró eficiencias de remoción en el rango 30 – 100 %, según el comportamiento químico de los radioelementos naturales y condiciones químicas de la muestra.Item Modelo analítico para determinar la adsorción de metano en formaciones shale gas(Universidad Industrial de Santander, 2021) Flórez Roa, Jhon Michael Antony; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Cárdenas Montes, José Carlos; Calderón Carrillo, Zuly Himelda; León Bermúdez, Adán YovaniLa presente investigación comienza analizando distintos modelos de adsorción que se pueden aplicar para medir la adsorción de gases en superficies sólidas y la teoría de todos ellos, concluyendo que el modelo de adsorción de Langmuir es el más útil para formaciones tipo shale. Después se analiza mediante recapitulación de textos científicos, tesis de maestrías y tesis doctorales las variables que influyen en la adsorción, concluyendo que el contenido de arcilla, TOC, temperatura, presión, porosidad , contenido de agua, madurez térmica y tipo de kerógeno son relevantes. En la literatura se has creado modelos analíticos para determinar la adsorción de metano en formaciones tipo shale. Sin embargo, en los analizados no se estudia la reflectancia de la vitrinita y el Tmax simultáneamente, situación contraria a la presente investigación, concluyendo que el Tmax es más preciso para la adsorción de metano que la reflectancia de la vitrinita. Para priorizar las variables que influyen en la adsorción se analiza la forma de realizar pruebas experimentales de adsorción, en donde no participa la porosidad ni humedad, y mediante la recapitulación de una base de datos solidada con pruebas experimentales se advierte que el tipo de kerógeno no participará en la creación del modelo analítico, concluyendo que las variables a usar son el TOC, la madurez térmica (Tmax), la temperatura, el contenido de arcilla y la presión. El volumen de Langmuir tiene dos variables: (1) Volumen de Langmuir (VL), (2) Presión de Langmuir (PL), por ende el modelo determina el VL y la PL, obteniendo una serie de ecuaciones. Mediante comparación de información experimental y calculada con el modelo analítico se concluye que a presiones superiores de 10 MPa el error no suele superar el 12%.