Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos

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Desarrollo de un modelo analítico para predecir la geometría de fractura y el flujo de fluidos en operaciones de fracturamiento hidráulico con fluidos viscoelásticos
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Cárdenas Montes, José Carlos; Calvete González, Fernando Enrique; Prada Velásquez, Álvaro
El fracturamiento hidráulico, es una técnica de estimulación que ha tenido un gran impacto en el desarrollo de los campos petroleros del mundo. Con el paso del tiempo se ha convertido en una operación que primordialmente debe llevarse a cabo en las etapas tempranas de un pozo, ya que busca eliminar el daño ocasionado por la perforación y la cementación, mostrando excelentes resultados. Recientemente, se ha desarrollado un nuevo tipo de fluidos de fractura que busca optimizar el desarrollo del trabajo. Los fluidos viscoelásticos por sus propiedades reológicas, representan un elemento importante para el mejoramiento y optimización de la técnica en cuanto a las ventajas que tiene con respecto a los fluidos convencionales con base polimérica. Mencionando aquí la etapa del backflow y las propiedades de adelgazamiento del fluido, permitiendo aumentar o disminuir la geometría de fractura tanto como se desee. A través del tiempo se han desarrollado diferentes modelos que buscan predecir la geometría a obtener dentro de la operación, los cuales tienen en cuenta los parámetros de mayor importancia dentro del desarrollo de los mismos. Es así como, modelos como el de Perkins, Kristianovich, Geertsma y Klerk han tenido un gran impacto en el modelamiento de la fractura, ya que son capaces de describir con bastante aproximación el comportamiento de la operación. A partir de estos modelos se desarrolla un modelo analítico bidimensional para predecir el comportamiento de la geometría de fractura generada en operaciones de fracturamiento hidráulico con fluidos viscoelásticos con las consideraciones de las variables de mayor influencia y el comportamiento reológico. 1
Desarrollo de un modelo computacional para flujo bifásico en tres dimensiones usando el método de volumenes finitos
(Universidad Industrial de Santander, 2012) Quintero Valero, Nelson Enrique; Calvete González, Fernando Enrique
El método de los volúmenes finitos permite discretizar y resolver numéricamente ecuaciones diferenciales que modelan el comportamiento de flujo de calor, flujo de fluidos o acoplados. Es un método que tiene la flexibilidad de los elementos finitos en cuanto al manejo de mallas estructuradas y no estructuras (ortogonales o no ortogonales) y la robustez y convergencia de las diferencias finitas. La principal propiedad es que la solución obtenida del sistema discretizado satisface en forma exacta las ecuaciones de conservación masa y energía independientemente del tamaño de la malla. En este trabajo se desarrolló la primera etapa de implementación de un simulador numérico de flujo bifásico agua-petróleo tridimensional, para el modelamiento de procesos de recuperación primaria de petróleo e inyección de agua. El sistema de ecuaciones que representa el flujo de fluidos bifásico agua-petróleo en el medio poroso, se obtienen al combinar la ecuación de conservación de la masa con la ecuación de movimiento de Darcy para cada fase (Thomas, 1982). Las incógnitas del sistema son la presión de petróleo y la saturación de agua para cada elemento de la malla. A las ecuaciones obtenidas se discretizan en volúmenes finitos y se aplica un método de solución simultanea semi-implícito en el tiempo, donde las variables principales son implícitas y las variables secundarias explicitas. Al ensamblar estas variables se obtiene una matriz asimétrica y altamente dispersa. El sistema lineal que se obtiene se resuelve mediante el método iterativo de gradiente biconjugado. Para la evaluación de los resultados se plantearon dos casos: uno donde los cambios de presión son predominantes en el tiempo (producción primaria) y otro donde se producen fuertes cambios en la saturación (recobro secundario). Estos son implementados en eclipse 100 para un análisis comparativo.
Efecto de las variables operacionales sobre la perdida de productividad en pozos fracturados hidráulicamente
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Mayorga Ballesteros, Renso Alfredo; Calvete González, Fernando Enrique
Dentro de los aspectos claves durante el diseño y ejecución de un trabajo de fracturamiento hidráulico se pueden resaltar los siguientes aspectos: Un amplio conocimiento de las propiedades petrofísicas y productivas de las formaciones a fracturar, las características geomecánicas del campo, los fluidos del yacimiento, los mecanismos de daño de formación e incluso el grado de experticia del equipo de ingeniería a cargo del diseño y ejecución de los programas de intervención. El grado de complejidad se incrementa al realizar fracturas hidráulicas empaquetadas con agentes propantes en sistemas de permeabilidad dual con un alto grado de actividad tectónica y presencia de fluidos composicionales sensibles a variaciones en la presión, temperatura y composición de sus fases constituyentes. Los anteriores aspectos mencionados reducen significativamente la conductividad efectiva de la fractura hidráulica y por ende la productividad del pozo a medida que los efectos deposicionales incrementan su radio de afectación en las proximidades del pozo. Por medio de la presente investigación, se logró establecer puntualmente el efecto de las variables de diseño de los tratamientos remediales y las variables de operación de arranque y estabilización de producción de los pozos luego de la inyección de fluidos sobre la pérdida acelerada productividad en los meses posteriores a la intervención. Esto se logró mediante el desarrollo de una perspectiva integral, analizando y evaluando aspectos analíticos de laboratorio de química cuantitativa, ingeniería de operaciones de producción, ingeniería de estimulación química de pozos y simulación numérica computacional. Los resultados obtenidos permitieron identificar los factores críticos que estaban dando origen a la pérdida acelerada de la productividad; adicionalmente, por medio de las corridas de simulación, se lograron recrear los mejores escenarios y tendencias operacionales que minimizan significativamente el impacto negativo de estas intervenciones de reacondicionamiento de pozos en la formación Mirador del campo Cupiagua.
Modelado de los pronósticos de producción a partir del análisis integrado de datos y métodos estadísticos no paramétricos
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Montes Paez, Erik Giovany; Calvete González, Fernando Enrique
Los modelos empleados tradicionalmente para la generación de pronósticos de producción tienen sus bases en dos vertientes: las curvas de declinación propuestas por Arps y las curvas tipo planteadas por autores como Fetkovich y Blasingame. En cualquiera de estos modelos se tienen consideraciones similares, como por ejemplo, que los pozos drenan el yacimiento en régimen pseudoestable, que la presión de fondo fluyente de los pozos es constante y que la tendencia de declinación que posee un pozo es la misma durante toda su vida productiva. Debido a que difícilmente se cumplen estas suposiciones en la operación de los pozos de un campo, los pronósticos generados mediante software comerciales tienen un pobre ajuste, con respecto a la producción que dichos pozos tendrán en la realidad, aumentando la incertidumbre, no solo en cuanto a las tasas de producción, sino también en lo que se refiere a la estimación de las reservas y la toma de decisiones. El presente trabajo propone dos diferentes métodos para la generación de los pronósticos de producción: la aplicación de series de tiempo y el uso de modelos estadísticos no paramétricos, con el fin de mejorar la bondad de ajuste de los datos calculados y para permitir que las herramientas comerciales de análisis de la producción incorporen otros algoritmos de cálculo. 1
Modelo analítico para determinar la tasa critica de producción de pozos horizontales en yacimientos con acuífero activo
(Universidad Industrial de Santander, 2013) Triana Alonso, Raúl Leonardo; Calvete González, Fernando Enrique
Los yacimientos con mecanismo de producción por acuífero activo de fondo, imponen serios retos durante la producción de petróleo. La conificación de agua conduce a la irrupción prematura de agua, por lo tanto se presenta un alto corte de agua, lo que requiere en superficie mayor capacidad de instalaciones para procesar agua producida en exceso. Como consecuencias de la irrupción temprana de agua en superficie, y debido a la gran capacidad instalada, se requerirá más energía para operar el campo, y se obtendrá una menor recuperación de petróleo. A pesar de que numerosos estudios se han centrado en la solución de tasa crítica de petróleo para los problemas de conificación de agua, los modelos disponibles en la literatura no consideran el efecto de pérdidas de presión por fricción en el medio poroso. En éste proyecto se muestra que al no considerar las pérdidas de presión por fricción, la estimación de la tasa crítica da un error de 16%, según la comparación con un modelo de simulación y un modelo analítico sin factor de fricción. Para efectos de un buen diseño de producción, se investigó el efecto de la fricción en medio poroso, en la estimación de la tasa crítica. Este estudio mostró que las tasas críticas calculadas con los métodos convencionales vs el nuevo modelo propuesto, son sobreestimadas. Este fenómeno ocurre por no tener en cuenta las pérdidas de presión por fricción en el medio poroso. Por lo anterior, las tasas de críticas pueden ser más precisas utilizando el nuevo método propuesto. Con una mayor exactitud de los resultados se puede tener un plan de producción más confiable y maximizar la economía de los activos.
Optimización de producción conjunta de petróleo de las arenas k1 y k2 del campo Apiay
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Castillo Salamanca, German; Calvete González, Fernando Enrique
Este trabajo describe una metodología sencilla para optimizar la producción de los pozos del campo Apiay que presentan flujo cruzado. Inicialmente, por medio de modelamiento en Pipesim se seleccionan los pozos problema para optimizar y por medio del análisis de las curvas IPR (Inflow Production Relationships) y TPC (Tubing Performance Curve) de estos pozos, se especifican las características del coeficiente (Cv) de una válvula de control de flujo para un pozo inteligente. El trabajo enfatiza la necesidad de considerar el pozo completo como un sistema de control, incluyendo la entrada de flujo, el rendimiento del choque y rendimiento del caudal del pozo y de esta forma obtener una descripción del método para establecer el diseño de control de flujo más adecuado para la aplicación. El método combina análisis nodal y el modelamiento del choque para modelar el comportamiento del sistema completo del pozo. Este análisis se extiende a completamientos de pozos inteligentes con múltiples zonas o múltiples estratos. Para finalizar se presenta un análisis económico donde se evalúa la factibilidad de implementar este tipo de sistema en los pozos del campo Apiay, de igual forma se presentan los indicadores económicos calculados a partir de los costos de inversión, Capex, y costos operativos Opex, para la implementación de válvulas de control.
Registro de las presiones de fondo en un pozo colombiano con bombeo mecánico implementado una herramienta que acople la memory gauge a la bomba de subsuelo
(Universidad Industrial de Santander, 2013) Quiroga Jordán, Elizabeth; Calvete González, Fernando Enrique; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Duran Serrano, Javier
Llevar a cabo una prueba de ascenso de presión, se convierte en una decisión difícil de tomar debido al cierre y a que estos trabajos requieren un procedimiento que implica costos operacionales, sin embargo, se hacen necesarios para obtener información acerca de la formación y del pozo en estudio. Con el desarrollo de nuevas tecnologías, las empresas han implementado algunos procedimientos que mejoran la calidad en el monitoreo de las presiones en fondo de pozo, sin embargo, los altos costos operacionales hacen que muchas operadoras se inclinen por los procedimientos convencionales o en algunos casos eviten realizar este tipo de pruebas y suponer la mayor parte de la información del yacimiento. Algunas de las principales falencias en los procedimientos convencionales son los altos costos y la falta de precisión en la información obtenida, debido a que normalmente se asumen o idealizan muchos parámetros que influyen en los resultados finales como son la presión de fondo fluyendo y la estabilización del flujo antes de realizar el cierre en fondo. Con el fin de disminuir los costos operacionales y obtener una presión de fondo fluyendo verdadera y un flujo estabilizado antes de realizar el cierre, este trabajo presenta una metodología que puede ser implementada en pozos con bombeo mecánico que se encuentran completados con bomba de subsuelo inserta. 1

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