Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos

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Browsing Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos by browse.metadata.advisor "Carrillo Moreno, Luis Felipe"

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    Evaluación experimental del efecto de la inyección de CO2 como método de recuperación de gas sobre la saturación de la fase hidrato en un medio poroso utilizando tomografía de rayos X
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Torres Doria, Luis Alejandro; Carrillo Moreno, Luis Felipe; Santos Santos, Nicolás; Ortiz Meneses, Andrés Felipe; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Cárdenas Montes, José Carlos
    Los hidratos son estructuras cristalinas en las que el agua se solidifica a altas presiones y bajas temperaturas formando jaulas que atrapan moléculas pequeñas de gas. Para producir dicho gas, básicamente hay que sacar al hidrato de sus condiciones termodinámicas de estabilidad, sin embargo, se ha descubierto recientemente un método en el que a través de inyección de CO2 ocurre un intercambio molecular en el que, además de liberarse el gas entrampado, se evidencia el secuestro de éste agente contaminante. El presente estudio analizó los cambios que se ven en los volúmenes de hidratos después de un proceso de inyección de CO2 utilizando la técnica no destructiva de Tomografía Computarizada de Rayos X. Los resultados, comparados con ecuaciones termodinámicas, arrojaron que en este proceso se vio un aumento de los valores de saturación en 1.3% debido a reformación de hidratos producto del gas liberado y el agua libre. En general, se evidenció una liberación máxima de metano de 5.3% que luego, por la regeneración, se disminuyó hasta llegar a un valor de -0.2%, es decir, una captura adicional de metano. En cuanto al recobro final, sin embargo, se obtuvieron incrementales entre el 1.65% y el 2.26%, evidenciando la eficiencia del método en los valores de producción.
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    Metodología experimental para la estimación de permeabilidades relativas en tres fases por medio de ajuste histórico
    (Universidad Industrial de Santander, 2017) Ortiz Meneses, Andres Felipe; Carrillo Moreno, Luis Felipe; Rojas, Jorge Alberto; Amaya, Carlos Humberto
    Esta investigación presenta el desarrollo de una nueva metodología para la estimación de permeabilidades relativas de dos y tres fases, por medio de la realización de experimentos de inyección de fluidos en rocas tipo plug, y el ajuste histórico de la simulación de los mismos. Se propone un montaje experimental que ocasiona flujo simultáneo de tres fases, donde el gas desplaza agua y aceite. Seis desplazamientos de estado no-estacionario son estudiados, cuatro de dos fases y dos de tres fases. La información experimental obtenida se analiza por medio del algoritmo de simulación/optimización desarrollado, el cual se implementa en lenguaje Matlab, y permite el ajuste histórico automático de la simulación de experimentos en sistemas agua-aceite, gas-líquido y tres fases. Una modificación del modelo de Stone II es propuesta como representación funcional de la permeabilidad relativa del aceite en tres fases. La optimización numérica se realiza utilizando el método de descenso óptimo y el método de la sección aurea. Los resultados obtenidos para dos fases se comparan con los del software Sendra y se encuentra que el algoritmo propuesto tiene un buen desempeño respecto a esta herramienta comercial. Los resultados obtenidos para los casos de tres fases, muestran que el algoritmo logra estimar efectivamente las permeabilidades relativas que producen el ajuste histórico; se encuentra que las curvas estimadas para los sistemas bifásicos, no describen adecuadamente los sistemas trifásicos.
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    Modelo determinístico de diagnóstico de daño a la formación por depositación de escamas CaCo3, aplicable a los campos colombianos del grupo empresarial Ecopetrol
    (Universidad Industrial de Santander, 2017) Villar Garcia, Alvaro; Carrillo Moreno, Luis Felipe
    La depositación de CaCO3 en el medio poroso es considerada un problema de daño a la formación, el cual se puede presentar en cualquier etapa de la vida productiva de un yacimiento y afecta negativamente la productividad de un pozo. A pesar que la depositación es un fenómeno conocido, los estudios experimentales relacionados con el fenómeno de depositación en el medio poroso son escasos. En este trabajo se presenta un estudio teórico y experimental que ha sido conducido a investigar el daño de formación por la escama de CaCO3, a través de la reducción de permeabilidad en muestras de Berea Sandstone, mediante la inyección de salmueras con tendencias incrustantes definidas. El modelo fue desarrollado en múltiples tasas de flujo (1 cm3/min 3 cm3/min) y cantidad de precipitado disponible (.392 ppm -981 ppm) en muestras de diversas permeabilidades (110 md 880 md). Se validó a través de una prueba experimental ya que el modelo numérico más próximo no se ajustaba a la data experimental. La reducción de permeabilidad por depósitos de CaCO3 se rige por un estudio basado en un diseño experimental que considera varios factores importantes que afectan este complejo proceso. Así, se presenta un modelo que describe el daño por efecto de la depositación de escamas de carbonato de calcio y otro que cuantifica la cantidad de escama acumulada en el medio poroso con una exactitud cercana al 90% en función de variables paramétricas que unen factores termodinámicos, hidrodinámicos y petrofísicos. Finalmente, se realiza un escalamiento del modelo lineal a uno radial y se desarrolla un software que permite la aplicación a escala de campo que incorpora las condiciones de operación de los pozos y se puede analizar la situación de los mismos
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    Modelo fenomenológico de remoción de daño a la formación asociado a la depositación de escamas inorgánicas del tipo carbonato y sulfato
    (Universidad Industrial de Santander, 2017) Martinez Lopez, Raul Andres; Carrillo Moreno, Luis Felipe
    El daño de formación por escamas inorgánicas es quizás el tipo de daño que más afecta la industria petrolera; evaluaciones recientes indican que los problemas de daño de formación por escamas inorgánicas pueden afectar cerca del 25% de la producción del Grupo Empresarial de Ecopetrol; además se ha estimado que la cantidad de escama depositada en Colombia puede estar entre 28-63 toneladas diarias. Dicha problemática demanda la construcción de herramientas sólidas que permitan enfrentar el problema, prediciendo el comportamiento de algunos de los fluidos más usados para remover las escamas, como lo son: EDTA, DTPA, HCl y mezclas fórmico-acético. En esta investigación se realizó un estudio teórico y experimental que ha sido conducido a investigar el fenómeno de disolución de escamas, con pruebas de disolución y de coreflooding. Mediante las metodologías de diseño de experimentos, modelos de calibración y estimación de parámetros, se desarrollaron modelos que describen la efectividad de un determinado tratamiento, como función de la concentración del tratamiento, la temperatura y el tiempo de contacto; los coeficientes de regresión ajustados son superiores al 80 %. Mediante datos de tratamientos ya aplicados en campo, se evaluó la validez de algunos de los modelos generados encontrando una buena aproximación. Finalmente se elaboró un algoritmo para la implementación a nivel de software dentro de una herramienta integrada de daño de formación por escamas inorgánicas, iniciativa del GEE y la Universidad industrial de Santander
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    Modelo matematico para la inhibicion de escamas de sulfato de bario aplicado a un campo colombiano
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Estupiñan Lopez, Carlos Eduardo; Carrillo Moreno, Luis Felipe; Prada Velasquez, Alvaro
    En el proceso de extracción del petróleo, los compuestos minerales o cristales provenientes del agua de producción, que se pueden precipitar en los poros de las vecindades del pozo y/o en las tuberías, por efecto de los cambios termodinámicos se conocen como escamas inorgánicas. Entre los distintos tipos de escamas, el sulfato de bario es uno de los más comunes y al mismo tiempo, de los más difíciles de remover debido a que, una vez se unen los iones sulfato y bario, el compuesto resultante se precipita de inmediato y resulta ser altamente insoluble. Este problema le cuesta a la industria petrolera Billones de dólares al año, por lo cual en los campos donde se tiene este problema se hace necesario el uso de agentes inhibidores que mitiguen la subsecuente depositación de la escama de sulfato de bario. Cuando se lleva a cabo un tratamiento de inhibición, se espera que el inhibidor inyectado en el yacimiento pueda prevenir la formación de las escamas durante el tiempo de permanencia de una concentración mínima del inhibidor en el medio poroso, pero tales tratamientos deben ser repetidos periódicamente, lo cual incrementa los costos de producción o lifting cost en estos campos. El propósito de este trabajo es ajustar un modelo matemático de interacción de los inhibidores con el medio poroso en el campo Colombiano Y, el cual cuenta con alta presencia de escamas de sulfato de bario, así como también analizar las variables y parámetros críticos para el diseño de un tratamiento de inhibición.