Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas

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    Modelo para evaluar el desempeño de los equipos de Well Services / Workover - Caso de aplicación Campo la Cira Infantas
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Gómez Quiroga, Ariel Enrique ; Rueda Silva, Carlos Fernando ; Abaúnza Sepúlveda, Luis José ; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
    El 6 de septiembre de 2005, Ecopetrol SA y Occidental Andina LLC (Oxyandina) firman contrato de colaboración empresarial para la exploración y explotación del área la Cira-infantas, con el fin de aumentar la producción y el factor de recobro del campo. El plan Incluyó campañas de perforación de pozos productores e inyectores, trabajos de Workover, abandono de pozos e incremento en inyección de agua, lo cual llevó a incrementar la producción de 5,000 a 45,000 BOPD. Para alcanzar esto niveles de producción, se requirió un esfuerzo de contratación de Bienes y Servicios, en especial un gran número de equipos de Well Services / Workover, alcanzando a tener en operación 20 equipos en 2016. Los costos de las operaciones con los equipos de Well Services / Workover impactan el lifting cost o costo de producción. La operación 24 horas y 7 días a la semana, consideradas de alto riesgo, demandan un trabajo permanente para mitigar la ocurrencia de incidentes en personas, equipos y medio ambiente. Para determinar el factor de servicio o rendimiento de los equipos de Well Services / Workover solo se ha considerado hasta ahora los tiempos operativos (Tiempo Activo / 24 horas), Así las cosas, el factor de servicio, solo representa un tema de disponibilidad de equipo. Si el equipo está disponible, está operativo y facturando. Estos valores que no corresponden a la Eficiencia Operativa integral, pueden derivar en la toma de decisiones erróneas. Cuando los precios internacionales de crudo aumentan, se aceleran las campañas de perforación y Workover / Well Services de la industria del petróleo, condicionando el mercado de disponibilidad de equipos a altas ocupaciones y por lo tanto baja disponibilidad de equipos de las compañías de servicios con altos estándares operativos y HES (Health, Environment and Safety, lo que representa las principales funciones que los sistemas de gestión integrada).
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    Evaluación de alternativas de procesamiento para recobro de C3+ en plantas con absorción por aceite liviano refrigerado que presenten deficiencias operativas por pérdida de carga volumétrica. Caso Estudio
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Castaño Arias, Carlos Eduardo ; Ribón Barrios, Helena Margarita ; Peña Velásquez, Hermes ; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique
    En la actualidad aún subsisten plantas de gas que recobran hidrocarburos C3+ utilizando una de las tecnologías pioneras para los años sesenta y que hoy en día debido a la emergencia de nuevas tecnologías ha sido declarada obsoleta como lo es el aceite pobre refrigerado. En nuestro País aún hay en funcionamiento dos de ese tipo de plantas que fueron diseñadas bajo esa tecnología y que agregaron ciclos de refrigeración mecánica para optimizar sus procesos e incrementar los niveles de recobro C3+. Sin embargo, debido al diseño de procesamiento de gas rico para la cual fueron especificadas estas plantas, en los últimos años se han venido presentado múltiples inconvenientes operativos, deficiencia energética, altos costos de operación y mantenimiento y baja rentabilidad debido a la declinación del volumen de gas que cargan estas plantas en la actualidad. En la planta de gas caso estudio la carga volumétrica de gas rico ha descendido un 77% de la capacidad de diseño, ocasionando que en los equipos y procesos se generen condiciones de operación subestándar, baja eficiencia y un recobro de C3+ al límite del balance económico y operacional. En el desarrollo de este trabajo de aplicación se evaluarán diferentes tecnologías de procesamiento y recobro de C3+ que puedan llegar a ser implementadas, aplicando metodologías de simulación de procesos que puedan plantear alternativas que logren viabilizar la continuidad operativa y financiera para este tipo de plantas. Finalmente, realizando evaluaciones técnico-económicas a las metodologías y procesos propuestos se recomendarán las configuraciones más convenientes de acuerdo con las orientaciones y lineamientos operativos y de comercialización existentes.
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    Modelo de gestión para control de corrosión interior en plantas y redes de transporte de gas - Caso Asociación Casanare de Perenco
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Porras Gallego, Elkin Jefferson ; Lemus Caballero, Andrés Gilberto ; Rey Castellanos, Óscar ; Calderón, Ernesto
    El gas natural es una mezcla de metano y otros gases, que procede de pozos productores de gas y petróleo condensado, o de pozos que tan solo contienen gas. En la mayoría de los casos, este Gas viene con agentes corrosivos que requieren ser removidos y así, evitar daños en facilidades de superficie. El presente trabajo de monografía tiene como fin principal, presentar un Modelo para control de corrosión interior en plantas y redes de transporte de Gas en el Campo Casanare de Perenco. La base para el desarrollo de este proyecto, es información técnica del proceso de transporte de Gas en el Campo Casanare, suministrada por Perenco Colombia Limited. Como fase inicial se debe realizar un Modelo de Gestión de control de corrosión interior para líneas y facilidades de superficie de transporte de Gas. Posterior se realiza el levantamiento de información (construcción, histórico de falla, operacional, inspecciones, reparaciones etc.) y análisis del proceso de transporte de Gas desde cabeza de pozo hasta la entrega del Gasoducto principal. Dicha información es la base para la elaboración de una evaluación de riesgos API 581, en donde se logra identificar rápidamente acciones de Mitigación. Para este levantamiento de información fue necesario contratar estudios y ensayos adicionales, ya que no existían registros o nunca se habían ejecutado. Luego se correlaciona los resultados de las inspecciones y se establece un Plan de verificación y evaluación de Integridad en los puntos o activos más críticos o susceptibles para generación de corrosión interior. Por último se estructura un Plan de Manejo de integridad que asegure la operación segura y confiable de las tuberías y equipos, que incluya: mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo. A medida que se ejecuten los estudios y/o reparaciones se irán documentando en una base de datos o Software, finalizando satisfactoriamente el Modelo de Gestión Para Control de Corrosión Interior en Plantas y redes de transporte de Gas de la Asociación Casanare de Perenco.
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    Disminución del deslizamiento en la ESP de los pozos del campo Caño Limón que operan con VFD Robicon, mediante la modificación de las variables eléctricas, para facilitar el incremento de la producción de barriles de fluido por día
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Ruiz Castiblanco, Javier Andrés ; Calvete González, Fernando Enrique ; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique ; Abaúnza Sepúlveda, Luis José
    La producción de hidrocarburos se basa en la migración de fluidos (aceite y agua) hasta la superficie mediante un diferencial de presión entre la formación almacenadora y la superficie o por medio de un sistema de levantamiento artificial. Caño Limón es un campo maduro, donde normalmente no hay suficiente presión en el yacimiento para transportar los fluidos desde el intervalo productor del pozo hasta la superficie, por lo que se utiliza un sistema de levantamiento artificial, este depende de las condiciones del pozo, la mecánica de la formación, la densidad del fluido y la litología, entre los más usados mundialmente se encuentran el bombeo electrosumergible, bombeo mecánico, bombeo por cavidades progresivas, entre otros. Para el campo Caño Limón se utiliza en el 90% de los casos el levantamiento artificial a través de bombas electrosumergibles, el gasto de energía eléctrica debido a este tipo de levantamiento es alto, a la vez que algunos pozos del campo llegan al punto máximo de operación en poco tiempo, lo que genera disminución de la producción de barriles por día, por lo tanto, generar un ahorro de energía eléctrica en las bombas electrosumergibles generara un ahorro monetario y una disminución sobre el impacto ambiental en todo el campo. El objetivo de estudio de este trabajo consiste en realizar una disminución del deslizamiento en los motores de las bombas electrosumergibles mediante la modificación de variables eléctricas, utilizando el variador de frecuencia Robicon, ya que al disminuir el deslizamiento se prevé un aumento en la producción de barriles de fluido por día.
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    Estudio experimental del efecto asociado a la polimerización por posthidrólisis y copolimerización de un polímero tipo HPAM sobre la formación de emulsiones para un campo colombiano
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Cipagauta Cardozo, Jenny Andrea ; Ariza León, Emiliano ; Quintero Pérez, Henderson Iván ; Montes Páez, Erik Giovany ; Carrillo Moreno, Luis Felipe
    El estudio realizado se enfocó en el efecto generado sobre la modificación en las tendencias emulsionantes por influencia de polímero HPAM sintetizado vía posthidrólisis y copolimerización y su impacto sobre la cadena de producción de hidrocarburos. Los resultados experimentales demuestran que la influencia de HPAM para el campo en estudio, modifica la mojabilidad de los sólidos contenidos en la formación haciéndolos más hidrofóbicos, modificando la morfología de las emulsiones directas, favoreciendo su estabilidad y afectando los procesos de deshidratación de crudo, sin embargo, la compatibilidad entre el rompedor directo y el humectante de sólidos con la fase oleica, logra desestabilizar la película interfacial favoreciendo la coalescencia de las gotas de agua y el restablecimiento de la mojabilidad de los sólidos. Respecto a la fase acuosa, se logró determinar que el polímero HPAM no favorece la estabilidad de emulsiones inversas debido a electroneutralidad proporcionada por la anionicidad del polímero, el rompedor inverso, el coagulante y la tendencia catiónica del agua, sin embargo, la incompatibilidad aniónica con el floculante y el incremento en la viscosidad de las fases acuosas genera resistencia sobre las gotas de aceite disperso y el material coloidal suspendido, afectando la eficiencia de los procesos de tratamiento de agua. Adicionalmente, se evalúo la compatibilidad de inhibidores de corrosión y Scale en la fase acuosa y oleica, se evidenció que no favorecen la estabilidad de las emulsiones inversas sin embargo si generan un leve impacto sobre la estabilidad de emulsiones directas, así mismo, el polímero HPAM inhibe la acción de los productos anticorrosivos y afecta de manera negativa la integridad del sistema.
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    Implementación de un sistema de protección catódica por corriente impresa automatizado, alimentado con energía solar para un gasoducto propiedad de Gases del Caribe S.A.
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Cervantes Silva, Luis Fernando ; Gómez Ramírez, Javier Enrique ; Reyes García, Paola Juliana ; Santos Santos, Nicolás
    El fenómeno de la corrosión es un problema de gran envergadura y relevancia, que se encuentra de manera intrínseca en la industria gasífera y repercute de manera directa en cada uno de los actores de la cadena de valor del gas natural, como son los productores, transportadores, distribuidores comercializadores y consumidores. Una mala gestión de la corrosión puede resultar en la materialización de un evento catastrófico. Se implementó un sistema de protección catódica a una red de gasoductos de acero alimentado con energía solar fotovoltaica que brinda protección catódica por medio de una tarjeta inyectora de corriente automatizada mediante un controlador Proporcional, Integrativo y Derivativo (PID), y además se integró a un sistema SCADA, que servirá para estudiar con datos en tiempos real de las variables fundamentales de este proceso. Con los resultados de las inspecciones CIPS realizadas se logró verificar el cumplimiento del criterio de -850mV Vs un electrodo de referencia Cu/CuSO4 establecido en la normativa NACE SP0169-2013.
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    Reinterpretación del modelo geológico, estructural y estratigráfico para definir áreas potenciales no identificadas en un campo de los Llanos Orientales
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Bueno Jiménez, Lenin ; Velandia Patiño, Francisco Alberto ; Bejarano Wallens, Aristóbulo ; Cárdenas Montes, José Carlos
    El trabajo detallado a continuación, presenta un nuevo modelo geológico para un campo de petróleo ubicado en la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, en el cual se utiliza como base la nueva información obtenida a partir del reproceso sísmico 3D, el cual a su vez proporciona una mejor definición de los eventos geológicos estructurales tales como sistemas de fallas y cizallas. Mediante una reinterpretación sísmica detallada utilizando herramientas geofísicas como extracción de amplitudes y cubos de varianza, se logra identificar un sistema de fallas de tipo cizalla simple en sentido transversal a las fallas normales con componente de rumbo dextral, el cual es responsable de generar altos estructurales y compartimentos por encima del contacto agua petróleo del campo (7756 ft), los cuales aún no han sido drenados y podrían aportar reservas adicionales. A partir de los datos de presiones, áreas de drenaje de los pozos productores y análisis de curvas de producción se establece con mayor certeza la presencia de nuevas áreas potenciales de interés, lo anterior mediante la integración con la información estructural obtenida con el mapeo en tiempo y profundidad de los niveles productores en el campo. Se construye un modelo geoestadístico utilizando la información de tipos de roca y propiedades petrofísicas presentes en el yacimiento, el cual se utiliza para calcular de forma determinística el petróleo original in situ, el factor de recobro y las reservas remanentes en el campo de estudio de una manera más confiable. Es así como se obtiene un estimado de 29 MMbls de petróleo in situ, un factor de recobro cercano al 40 por ciento y unas reservas adicionales recuperables de 1 MMbls. Los pronósticos de producción obtenidos muestran un incremento en la producción cercana a los 1400 bopd, lo cual permite estimar un tiempo productivo de cuatro años.
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    Evaluación financiera de la inyección de nitrógeno y vapor para recobro mejorado en pozos desviados y horizontales de un campo de crudo pesado
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Escobar Rosero, Yesid Arturo ; Muñoz Navarro, Samuel Fernando ; Quintero Pérez, Henderson Iván ; Sandoval Martínez, María Isabel
    Desde principios de siglo XXI se viene implementando en Colombia, la inyección de fluidos invasivos como el nitrógeno o la espuma para bloquear zonas de alta saturación de agua e incrementar la presión del yacimiento. La inyección cíclica de vapor mejorada con la inyección de nitrógeno se ha convertido en una muy buena alternativa de recobro mejorado para campos de crudo pesado someros y con buenas características petrofísicas, pues a medida que avanza el número de ciclos de estimulación con vapor, la respuesta de los pozos no es la esperada. Lo anterior se debe a diversos factores como: las canalizaciones del vapor, la alta saturación de agua en la cara de la formación, presencia de zonas ladronas, baja presión del yacimiento y bajas saturaciones de aceite en las arenas drenadas. Este trabajo busca determinar por medio de un análisis estadístico y económico, en qué tipo de pozos —desviados u horizontales— es más rentable la inyección de vapor con nitrógeno en pozos maduros —ciclo 12 promedio—, usando la metodología de coinyección. De esta manera, se podrán orientar mejor los recursos técnicos y económicos de la compañía operadora del campo.
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    Evaluación técnico-económica de un proceso de recobro por inyección de agua utilizando simulación numérica para un campo ubicado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Forero Gómez, Alejandra ; Gaitán Pinzón, Nicolás ; Muñoz Navarro, Samuel Fernando ; Quintero Pérez, Henderson Iván
    La simulación numérica de un yacimiento es un estudio valioso que permite a la gerencia del activo la toma de decisiones soportada en la predicción de producción y la respuesta del yacimiento en caso de simular una o varias actividades específicas para el incremento del factor de recobro y el ajuste de los planes de desarrollo. El Campo de Estudio ha sido desarrollado mediante recobro primario, y el cálculo actual muestra un bajo factor de recobro que presenta la oportunidad y el potencial de este para incrementar las reservas de hidrocarburos mediante un método de recobro secundario que contribuya en la caracterización del yacimiento y a la adecuada explotación del mismo. Para poder analizar los escenarios de producción del campo y definir si se implementa a futuro un proceso de recobro por inyección de agua, fue importante emplear la simulación numérica de dicho proceso, para reducir la incertidumbre en la toma de decisiones y viabilizar una inversión económica importante en pruebas de laboratorio y pruebas piloto en campo. Se cuenta con un modelo dinámico ajustado a partir del cual se generaron los escenarios de simulación de recobro por inyección de agua a comparar con un escenario base de predicción. Los resultados obtenidos fueron analizados y se seleccionaron los mejores escenarios para evaluarlos económicamente y de esta manera elegir el mejor caso que tecno-económicamente cumpla con los parámetros para el adecuado aprovechamiento de los recursos y reservas del Campo.
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    Análisis de buenas prácticas sectoriales en la producción y desarrollo de pozos en yacimientos de roca generadora en países de América y Canadá
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Rivera Calderón, Martha Rocío ; Cárdenas Montes, José Carlos ; Bejarano Wallens, Aristóbulo ; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
    Este estudio de investigación es una recopilación sobre la regulación y explotación de yacimientos de roca generadora en países como Estados Unidos, Canadá, Argentina y Colombia, esta investigación busca generar un instrumento de análisis para lograr buenas prácticas en la explotación de hidrocarburos y que a largo plazo sean sostenibles, recopila opiniones de diversos autores, a su vez enuncia los distintos escenarios normativos y legales que actúan como reguladores de la explotación de estos mismos. Así mismo se establecen los diversos conceptos y estadísticas sobre fracturación de Hidrocarburos en los yacimientos de roca generadora de estos países, la investigación realizada es de tipo descriptiva la cual se encuentra divida por capítulos en donde se describe la actividad de la industria Petrolera, su explotación y producción en Norte América y Sur América, este análisis descriptivo se fundamenta principalmente en respaldar las buenas prácticas de explotación de hidrocarburos y traerlas a un posible escenario de productividad en Colombia, con el fin de ser sostenible en el tiempo y materia económica; con esta recopilación se busca establecer una base que permita a los sectores que participan en la producción de pozos de yacimientos de roca generadora un instrumento guía sobre buenas prácticas en la producción y desarrollo de los pozos.
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    Evaluación técnico-económica de un tratamiento químico para control de arena en pozos productores en un campo maduro con recuperación secundaria del Valle Medio del Magdalena (VMM)
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Gómez Hernández, Adriana ; León Pabón, John Alexander ; Montes Páez, Erik Giovany ; Calvete González, Fernando Enrique
    La producción de arena es uno de los problemas más frecuentes que ocurren durante la vida productiva de los pozos en campos de producción de petróleo, esta puede darse durante cualquier etapa de la vida productiva del pozo, en diferente magnitud dependiendo de algunas características propias del yacimiento (friabilidad, permeabilidad, volumen de arcilla), las condiciones de producción (FLAP, PWF, Tasa de producción) y la operación del campo (estabilidad de la inyección, continuidad de la producción, parada de pozos). Para el desarrollo del proyecto se selección una zona que históricamente ha presentado problemas de arenamiento, bajo RL, perdida de producción y continua limpieza de arena en fondo de pozo, en un campo maduro sometido a inyección de agua localizado en VMM, se hizo la evaluación y aplicación de una alternativa de tratamiento químico para producir los pozos disminuyendo la producción de arena e incrementando la producción. Se realizaron pruebas en pozos en diferentes etapas productivas, incluyendo pozos recién perforados (IC), buscando definir la etapa productiva del pozo en la que se debe aplicar el tratamiento, adicional a la evaluación técnica de los resultados de obtenidos con el tratamiento implementado se realizó la evaluación de la viabilidad económica para definir la posibilidad de hacer una implementación en los pozos futuros en el sector con los fundamentos técnicos para seleccionar el mejor momento de implementación y evitar el arenamiento de los pozos.
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    Evaluación técnica de los sistemas de levantamiento artificial UBH y PCP a partir de la determinación de la eficiencia energética para un pozo con condiciones especiales de producción en un campo del oriente colombiano
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Acevedo Pérez, Héctor Mauricio ; García Navas, Edison Odilio ; Montes Páez, Erik Giovany ; Calvete González, Fernando Enrique
    En el presente documento se realiza una evaluación técnica a los sistemas de levantamiento artificial por bombeo hidráulico y bombeo de cavidades progresivas a partir de la evaluación energética para un pozo con condiciones especiales de producción, como problemas por incrustaciones y alta producción de gas, ubicado en el oriente colombiano. La evaluación incluye un análisis de las variables técnicas que intervienen a la hora de realizar la selección y el diseño de sistemas de levantamiento artificial. También se describen metodologías de diseño mediante el uso de software, cálculos de consumo energético y características operacionales de los sistemas de levantamiento objeto de este estudio. Adicionalmente, se realiza un análisis presupuestal, donde se describen los posibles escenarios a implementar en la operación del campo y una descripción de impacto ambiental del proyecto, basada en el cálculo de la huella de carbono. Por otra parte, se realiza la selección del sistema de levantamiento más eficiente de acuerdo con las características propias del pozo y a la evaluación de los resultados de los diseños propuestos. El documento contiene alternativas de mejora al sistema de levantamiento artificial seleccionado, la implementación de nuevas tecnologías tales como un nuevo sistema de levantamiento y la aplicación de productos químicos especiales, acorde a las características fisicoquímicas de los fluidos del pozo. Por último, se realizan recomendaciones, las cuales buscan mejorar las condiciones operativas y reducir los costos de producción.
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    Implementación de una metodología que permita definir el rango de aplicación del bombeo electrosumergible en pozos candidatos del campo Llanito
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) de Moya Orozco, Leonardo Andrés ; Montes Páez, Erik Giovany ; García Navas, Edison Odilio ; Calvete González, Fernando Enrique
    En este trabajo de maestría, se llevó a cabo la determinación y definición del BES como sistema de levantamiento principal del Campo Llanito, considerando sus características de operación, baja frecuencia de intervención y confiabilidad. En primera instancia, se realizó la recopilación de información referente a los SLA actuales del campo (PCP y BM), lo que permitió definir las variables operativas, el índice de falla y la frecuencia de intervención de los pozo convertidos a BES (Pilotos) y a convertir a BES (Pozos candidatos); posteriormente se realizó una descripción de las diferentes metodologías con el fin de determinar la aplicación del BES y de acuerdo al alcance del presente trabajo, con ayuda de un software (Ecoslam) de propiedad del ICP, se crearon las simulaciones de acuerdo a la metodología multicriterio y fue posible obtener los puntajes y criterios a tener en cuenta en la toma de decisiones relacionadas al sistema de levantamiento a implementar. Lo anterior, permitió la culminación del trabajo con los siguientes resultados representativos: Incrementos en las tasas de producción, bajos índices de falla en el campo, rango óptimo para la instalación exitosa de un sistema BES, decisión más acertada, el método con mejores resultados y reducción en producción diferida.
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    Evaluación de la tecnología del calentamiento eléctrico para el aseguramiento de flujo y el mejoramiento de los procesos de producción de crudos pesados
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Vargas Toloza, Jesús Antonio ; Silva de Jesús, Bernardo Alberto ; García Navas, Edison Odilio ; Ariza León, Emiliano ; Pérez Angulo, Julio César
    La creciente demanda global de energía y la baja disponibilidad de crudos livianos, ha forzado a la industria mundial petrolera a aumentar la exploración y explotación de crudos pesados. Sin embargo, la producción de este tipo de crudos trae consigo grandes retos de tipo técnico y económico debido a los efectos adversos que genera en todo el proceso productivo la alta viscosidad que caracteriza a los crudos pesados. El presente trabajo de grado realiza una evaluación técnica y económica de la tecnología de calentamiento eléctrico aplicada como una herramienta para el aseguramiento de flujo y mejora de las condiciones operativas en la producción de crudos pesados. Con este propósito se definió un caso base de producción a partir de la revisión documental de las características principales de los crudos pesados nacionales más importantes y la revisión de las aplicaciones precedentes de la tecnología de calentamiento eléctrico a nivel internacional. Una vez fue definido el modelo representativo de la producción de crudos pesados se realizó la aplicación simulada de la tecnología de calentamiento eléctrico y a través de un análisis de sensibilidad se evaluó la viabilidad y favorabilidad técnica de la herramienta y la factibilidad económica de su implementación, generando un modelo guía para identificar los escenarios donde la aplicación de la tecnología es favorable.
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    Viabilidad del uso de las redes de gas natural en Colombia para transporte de mezcla con hidrógeno como una posible alternativa para su almacenamiento y posterior uso como vector energético y materia prima en la industria
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Cote Flórez, Mary Socorro ; Velosa Chacón, Jhonn Fredy ; Ariza León, Emiliano ; Barajas Ferreira, Crisóstomo
    En esta tesis se evalúa la posibilidad de inyectar hidrógeno en redes de gas natural. En primer lugar, el hidrógeno se describe como un vector energético, teniendo en cuenta las diferentes vías de producción de hidrógeno y su cadena de valor asociada, tales como: instalaciones de producción, almacenamiento, transporte y usos finales. Luego, se analiza la conveniencia de inyectar hidrógeno en las redes de gas natural existentes en términos de su contribución a la descarbonización del sistema energético, incluyendo beneficios tanto ambientales como económicos. En segundo lugar, se describen los aspectos regulatorios y técnicos aplicables al transporte de hidrógeno en redes de gas natural, incluyendo la Unión Europea, Estados Unidos y Colombia. Además, se incluye un resumen de los proyectos de mezcla de hidrógeno existentes. También se tendrán en cuenta impactos de la mezcla en las redes de gas natural, se describe la infraestructura de gas natural en Colombia, también se describen aspectos como integridad y durabilidad de los materiales y la operatividad de algunos equipos, seguridad y medio ambiente. En la parte final de esta tesis, se evalúan algunas corrientes de gas natural en Colombia teniendo en cuenta los parámetros más importantes para la intercambiabilidad tomando como base la resolución CREG 050 de 2018. También se establece el rango permitido de hidrógeno el cual no tendría mayores complicaciones al momento de transportar el gas natural en la estructura de gas natural ya existente.
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    Evaluación técnica y económica de esquemas de explotación para un yacimiento ubicado en la cuenca del Valle Superior del Magdalena, sometido a inyección de agua
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Roa Beltrán, Ronald Mauricio ; Pinzón Díaz, Alberto Raúl ; Ortiz Cancino, Olga Patricia ; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
    Considerando la necesidad de suplir la demanda energética nacional, es imperativo generar opciones de explotación para los activos colombianos, que permitan poder incrementar el factor de recobro, contribuir en el incremento de reservas probadas del país. y que, a su vez, resulten económicamente atractivas para las compañías operadoras. Para ello, se evaluaron dos estrategias para determinar el mayor volumen de aceite incremental o incremento del factor de recobro último esperado para un tiempo de evaluación de 10 años en un yacimiento sometido a inyección de agua y que tiene como característica especial una baja presión inicial. La herramienta implementada para poder llevar a cabo el análisis fue la simulación de yacimientos y complementado con un modelo económico integrado que permitía no solo buscar el mayor volumen incremental, pero también la economicidad de cada caso evaluado. La primera estrategia nombrada como escenario de mayor inversión de capital, contemplaba la perforación de 4 pozos hacia los extremos del yacimiento. En este escenario se llevó acabo un análisis de sensibilidad de la ubicación o trayectorias de cada pozo, así como su estado inicial de productor o inyector y una optimización de los parámetros de operación de los pozos inyectores dependiendo de su estado inicial definido. Para la segunda estrategia nombrada como escenario de menor inversión de capital, se contemplaba la evaluación de conversión de todos los pozos productores actuales y la optimización de los parámetros de inyección y el mejor tiempo de conversión definido entre un rango de 0 a 6 meses. De acuerdo con los resultados de los escenarios evaluados, se estableció que la mejor opción de explotación a proponer en el campo es la perforación de 2 pozos productores y dos pozos inyectores periféricos presentando indicadores económicos interesantes para la compañía.
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    Análisis de viabilidad para el aprovechamiento de gas residual en la generación eléctrica en un campo del Valle Inferior del Magdalena
    (Universidad Industrial de Santander, 2022) Díaz Santander, Cristhiam Darío ; González Silva, Germán ; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique ; Barrero Pérez, Jaime Guillermo
    Este trabajo de investigación evalúa el potencial técnico y económico de mitigar la quema en tea en un campo productor de gas condensado, el cual está localizado en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, para esto se emplean datos históricos de producción y las características fisicoquímicas de los fluidos, igualmente se contempla la infraestructura eléctrica y de proceso instalada, de manera que se puede evaluar la viabilidad técnica y económica de disminuir los volúmenes de quema debido al aprovechamiento de gas residual como combustible en el sistema de generación eléctrica. Desde un enfoque cuantitativo, se interpretan y describen las variables asociadas a la generación de alivios, venteos y quema de gas, se identifican los costos de inversión y costos de operación necesarios para materializar el aprovechamiento del gas como combustible en generación eléctrica, y se realiza la evaluación de beneficios económicos, financieros, ambientales y contractuales que sustentan la hipótesis inicial de este trabajo de investigación.
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    Estrategia para optimizar el completamiento de pozos de desarrollo en el campo de llanito, mediante el uso de unidades tipo “Rigless”
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-03-30) Cristancho Diaz, Jose Alfredo ; Abaúnza Sepúlveda, Luis José ; Montes Páez, Erik Giovany ; Rodríguez Reyna, Diego Armando
    El tamaño de las unidades “Workover” (WO) en el completamiento de pozos afecta la operación en localizaciones con múltiples pozos. La secuencia de movimiento del taladro de perforación en estas localizaciones influye en una reducción significativa del espacio; posterior a la etapa de perforación y desmovilización del taladro, usualmente se reportan hasta 4 pozos en espera por completamiento con estas unidades de WO. Con esto, la aplicación de la unidad WO en el completamiento de pozos del campo Llanito ha planteado nuevos retos, debido a los retrasos en el cumplimiento de metas por periodo, derivados del reducido espacio disponible en las localizaciones, la exigencia en el tiempo de terminación y los costos de alquiler y de personal. En el documento se plantea y evalúa una estrategia para optimizar el completamiento de pozos mediante el uso equipos “Rigless”. La estrategia propuesta considera que, durante las fases iniciales del completamiento, el equipo de WO puede ser reemplazado con equipos “Rigless”. Estos equipos, por su menor tamaño y características técnicas, requieren de menor espacio de operación y presentan menor complejidad logística. El desarrollo de la estrategia propuesta con unidades “Rigless” es presentada, primero, con una descripción de la estrategia actual de completamiento con unidades WO y de sus requerimientos y resultados históricos de aplicación. Posteriormente, la estrategia “Rigless” es aplicada y evaluada en los pozos de una localización del campo Llanito. Según los resultados, la aplicación de la estrategia propuesta condujo a una reducción en los tiempos de puesta en producción, en comparación con la estrategia convencional. Los históricos de puesta en producción con la estrategia actual reportaron valores entre 100 y 113 días, mientras que con la aplicación de la estrategia “Rigless”, los tiempos de producción reportaron valores entre 25 y 85 días.
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    Evaluación de alternativas para el tratamiento y procesamiento del gas de un campo ubicado en el Caribe Colombiano
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-03-31) Álvarez Ruiz, César Augusto ; Roa Duarte, Carlos Efraín ; Ariza León, Emiliano ; Ribón Barrios, Helena Margarita ; Santos Santos, Nicolás
    El presente estudio busca identificar y evaluar alternativas tecnológicas para el tratamiento y acondicionamiento de gas natural en ambiente Offshore. Inicialmente se describe el contexto colombiano con respecto al suministro de gas natural y las proyecciones de esta fuente energética, posteriormente se presentan las generalidades del tratamiento de gas natural y luego se expone un enfoque más específico sobre las tecnologías consideradas adecuadas para el acondicionamiento del gas de un campo productor en el ambiente operativo mencionado. En el desarrollo del estudio se determinaron las variables y condiciones técnicas que orientaron la búsqueda de investigaciones, casos aplicados, publicaciones y consulta con expertos, de las soluciones tecnológicas específicas; se dio uso a la herramienta de ingeniería, HysysV10®, que permitió simular las propiedades termodinámicas, caracterizar las propiedades más importantes y la factibilidad de acondicionar el gas producido del caso hipotético a los requisitos técnicos colombianos vigentes para comercialización. Posteriormente se realiza una evaluación técnico-económica de las alternativas tecnológicas identificadas de acondicionamiento, determinando a partir de los hallazgos, las tecnologías más recomendables con base en su madurez de desarrollo y el costo-beneficio esperado. Se concluye con una configuración de tecnologías que resalta la opción tecnológica del uso de las membranas para las fases de deshidratación y endulzamiento, a pesar de aún no encontrarse posicionada de forma masiva en la industria, dada su versatilidad, facilidad de cumplimiento de los requerimientos en las operaciones Offshore y la menor huella ambiental generada.
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    Propuesta metodológica para la implementación de la gestión proactiva del riesgo legal en la sociedad integral Business Consulting S.A.S. – IBCOL S.A.S.
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-03-31) Rey Díaz, Gloria Inés ; Rodríguez Castelblanco, Astrid Xiomara ; Jaimes García, Diana Carolina ; Hernández Velásquez, Diego Hernando
    La Sociedad Integral Business Consulting S.A.S. – IBCOL S.A.S. es una empresa privada proveedora de bienes y servicios transversales de la industria petrolera, una línea externa de negocios que complementa la cadena de valor del sector de hidrocarburos a nivel nacional e internacional. Bienes y servicios que no forman parte exclusiva de la cadena de valor del hidrocarburo. En el mundo organizacional, jurídico y académico actual la gestión del riesgo legal y el cumplimiento normativo se constituye como objetos de conocimiento relevantes, no sólo por el compromiso de tipo legal que tienen las empresas, públicas y privadas, con respecto al acatamiento de la normatividad que las rige, sino, además, por la responsabilidad ética y política de éstas en relación con la crisis de valores corporativos y de negocios que se ha evidenciado a partir de los cada día más recurrentes escándalos de corrupción a nivel nacional e internacional. Sin embargo, en términos generales, en la mayoría de las organizaciones, el riesgo legal no está oportuna y adecuadamente identificado y suficientemente evaluado. Por lo anterior, resultó pertinente y necesario desde la reflexión y praxis académica, hacer un análisis y contribución en relación con la gestión del riesgo legal y la implementación y aplicación efectiva de un programa de cumplimiento, asumiendo como referencia empírica una empresa del sector real de la economía local, la Sociedad Integral Business Consulting S.A.S. – IBCOL S.A.S., una compañía privada proveedora de bienes y servicios transversales del sector de hidrocarburos, para proponer una metodología para la implementación de la gestión proactiva del riesgo legal en esta organización que le proporciona un aseguramiento razonable con respecto al logro de su objeto social, el desarrollo de una cultura de la legalidad, el cumplimiento efectivo de la normatividad que la rige y la fidelización de sus clientes, desde la perspectiva de la prevención y la autorregulación.