Especialización en Producción de Hidrocarburos

Permanent URI for this collection

https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/9297

Browse

Now showing 1 - 20 of 200

Tecnologías de tratamiento de emulsiones en campos petroleros
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Montes Páez, Erik Giovany; Santos Santos, Nicolás
La extracción de petróleo siempre trae consigo una considerable cantidad de agua que se mezcla con el crudo dando lugar a emulsiones que, en mayor o menor medida, resultan difíciles de separar. Durante la historia de la industria de los hidrocarburos se han desarrollado diversas tecnologías que buscan el rompimiento de las emulsiones. Básicamente, el tratamiento que existe en la actualidad se puede resumir en cuatro partes: inyección de químicos, segregación gravitacional, calentamiento y tratamiento electrostático. Pero en los últimos años han surgido nuevas técnicas, como el uso de centrífugas, microondas, ultrasonidos y microburbujas, que han permitido obtener buenos resultados en los campos de petróleo. El presente trabajo presenta una recopilación de información técnica acerca del tratamiento de las emulsiones. La primera sección define las emulsiones, sus componentes, los procesos que las forman y las variables que afectan su estabilidad. El segundo capítulo describe las tecnologías convencionales para el tratamiento de las emulsiones. Y la tercera parte presenta un compendio de nuevas tecnologías que se han desarrollado para tratar las emulsiones. Finalizando con una comparación técnica entre las diversas tecnologías, donde se presentan los pros y contras de cada técnica. Este texto se constituye en una herramienta básica de consulta para los estudiantes de ingeniería de petróleos, así como para los profesionales que pretenden plantear esquemas novedosos para el tratamiento de los fluidos en sus campos de producción. 1
Estudio de pozos candidatos a recanoneo y apertura de nuevas zonas de las arenas de la formación barco del área a del campo Tibú
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Bustos Guzmán, Edna María; Vargas Florez, Javier Hernando
Este estudio está orientado a definir las oportunidades de incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos del área A del Campo Tibú, recurriendo a la revisión y análisis de la información que se ha obtenido del yacimiento durante los últimos dos años, a propósito del plan de desarrollo de producción incremental para el Campo Tibú, en el que se llevó a cabo la adquisición de 180 km2 de Sísmica 3D y se intensificaron actividades de reactivación de pozos, workover a pozos productores e inyectores, toma de registros, pruebas de presión y reactivación del Sistema de Inyección de Agua. Precisamente el Área A del campo Tibú cuenta con el mayor volumen de información respecto a las demás áreas del campo, pues es allí donde se intensificaron las actividades de adquisición de información y monitoreo de los pilotos de inyección de agua. Toda la información disponible se empleó como base de estudio para identificar pozos productores activos con zonas no drenadas o deficientemente drenadas, por presentar bajas densidades de cañoneo, por no haber sido cañoneado totalmente su espesor permeable o por presentar daño de formación identificado a partir de pruebas de ascenso de presión. De igual forma se realizó una revisión de los pozos inyectores activos de influencia en los productores para verificar la conectividad de las arenas y visualizar oportunidades de abrir zonas nuevas. Finalmente se realiza una propuesta de los pozos que deben ser recañoneados y un estimativo de la producción incremental esperada, así como un estimativo de los costos en los que se incurriría al llevar a cabo estos trabajos.
Bombeo de cavidades progresivas impulsado por sarta de bombeo
(Universidad Industrial de Santander, 2010) David García, Jorge Luis; Santos Santos, Nicolás
El Bombeo de Cavidades Progresivas Impulsado por Sarta de Bombeo está compuesto principalmente por la bomba de fondo, la sarta de bombeo, Cabezal de rotación y motor; una serie de accesorios han sido desarrollados por diversos fabricantes que son importantes para su instalación y operación. La bomba está compuesta por dos engranajes helicoidales, el rotor y el estator, generando una seria de cavidades selladas por la cual asciende al fluido hacia superficie de una manera constante y no pulsante. La sarta de bombeo transfiere desde superficie a fondo la potencia requerida para producir la acción de bombeo; y los equipos de superficie trasmiten la potencia desde el motor a la sarta de bombeo a la velocidad requerida, soportando la carga axial, evitando fugas del fluido producido y garantizando un sistema de freno efectivo ante al backspin. Todos estos equipos son dimensionados para los requerimientos de torque y carga axial determinados por la presión y caudal de operación de cada pozo, teniendo en cuenta las perdidas en tuberías para un flujo vertical anular. Para su correcta aplicación debe asegurarse una correcta selección de elastómero (componente del estator) y dimensión de rotor; para manejar componentes químicos agresivos en el fluido producido como aromáticos, CO2, y H2S; y físicos como presión y temperatura. Buenas prácticas operacionales deben implementarse para manejar fluidos viscosos y abrasivos; para reducir los riesgos de trabajo en seco y descompresión explosiva; para reducir el desgaste en la tubería de producción cuando se aplica en pozos desviados; para prevenir histéresis; y en general para garantizar una longevidad del sistema.
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.
Factibilidad de implementar un sistema "bi-fuel" para reducir el consumo de combustible diésel en los motores utilizados en las facilidades de producción aplicación Campo Sardinas
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Pérez Sua, Sergio; Meneses Flórez, Jorge Enrique
Esta monografía presenta un estudio técnico y económico para evaluar la factibilidad de convertir un motor diesel del campo Sardinas, propiedad de Perenco Colombia para operar con el sistema “Bi-fuel”, el cual permite sustituir parte de combustible diesel por gas natural, reduciendo los costos de operación y disminuyendo las emisiones de gases contaminantes. Lo cual trae beneficios no solo económicos y ambientales sino operativos debido a los menores volúmenes de combustible líquido que se debe manejar en las facilidades de producción. El estudio inicia con una recopilación de información teórica acerca de la combustión, los motores a combustión y los motores diesel, con el fin de realizar una introducción que dé las bases para analizar la factibilidad técnica de iniciar pruebas con combustible dual, posteriormente se realiza una ubicación espacial al lector y se explica todo el proceso de las pruebas realizadas a la tecnología “Bi-fuel” según el protocolo de pruebas técnico que se estableció, todo esto con el fin de determinar la factibilidad de implementar el sistema así como el estudio económico para evaluar el proyecto. Este estudio muestra una metodología usada para probar una tecnología nueva en el sector, de modo que muestra un caso especifico por el cual se genera una investigación de información, se crea un protocolo de pruebas se realizan las pruebas y se generan unos resultados, los cuales generan un ahorro para la compañía, esta metodología puede ser replicada en otros campos.
Evaluación de la factibilidad técnica económica de la ampliación de la capacidad de manejo de fluidos en una estación en un Campo Colombiano
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Muñoz Martínez, Laura Marlen; Santos Santos, Nicolás
Este estudio está orientado a evaluar técnica y económicamente la necesidad de ampliación de capacidad de manejo de fluidos de un campo colombiano, recurriendo al diagnóstico de la situación actual de las facilidades y a la revisión de alternativas propuestas con el objetivo de viabilizar el manejo de oportunidades de producción incremental de petróleo identificadas para el campo mediante la utilización de un software en el cual se modelan las propiedades, volúmenes y equipos con el objetivo de identificar la viabilidad técnica y condiciones operacionales de las alternativas propuestas. Igualmente se aplica una metodología de evaluación económica mediante flujos de caja descontados a una tasa de descuento y con unas premisas generales. Para este estudio, el Campo se ha denominado Campo Uno y es un campo que lleva más de 18 años produciendo petróleo y para el cual no existió un plan de desarrollo unificado, sino que debido a las diferentes visiones diferentes de los Operadores del mismo en su momento, ha sufrido un proceso de explotación fraccionado lo cual ha generado así mismo un manejo de facilidades acondicionado para cada momento histórico. Actualmente, con base en los resultados de la perforación de los últimos pozos, se ha obtenido mayor información de la estructura lo cual permite generar oportunidades de perforación incremental en el campo, pero las mismas deben ser evaluadas en conjunto con la viabilidad técnica y económica de las necesidades de ampliación de manejo de fluidos. Finalmente se realiza una propuesta de diseño de acuerdo con la alternativa seleccionada como viable técnica y económicamente.
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
Evaluación técnico económica para la implementación de sistema de levantamiento artificial bomba electrosumergible de tornillos gemelos en el Campo Caño Limón
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Castaño García, Cesar; Alvarez Cohen, Carlos Alberto; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
El campo Caño es uno de los campos con mayor factor de recobro del mundo esto debido a la presencia de acuífero activo el que se convierte en su principal mecanismo de levantamiento. Al trascurrir de los años la entrada de este acuífero ha sido vital para mantener niveles de presión de yacimiento considerables para continuar utilizando bombeo electrosumergible como sistema de levantamiento principal, a su vez también esto ha implicado incrementar los volúmenes de fluido de producción para poder sostener los volúmenes de crudo actuales, cada vez se hace mas estrecho el margen operativo entre el barril producido y los costos de levantamiento, esto como se menciono anteriormente debido a los grandes volúmenes y por ende los grandes consumos de energía necesarios para levantar dichos volúmenes. Ha su vez por la complejidad del yacimiento también se han encontrado zonas donde la presión es bastante baja si tenemos en cuenta el sistema electrosumergible. El departamento de Producción e Ingeniería de Occidental de Colombia (PAE), constantemente le apuesta a el desarrollo de proyectos de optimización de producción y la implementación de nuevos sistemas de levantamiento, que se adapten a las cambiantes condiciones de operación de los pozos del campo, debido a la normal declinación de la presión del yacimiento y a los nuevos retos económicos desde el punto de vista operativo en el campo caño limón. Este trabajo presenta un análisis técnico y económico para la implementación del sistema de levantamiento artificial tipo tornillo gemelo en el campo Caño Limón, teniendo en cuenta las condiciones mecánicas y de operación de los pozos.
Estudio de la factibilidad de la inyección de co2 en el campo Sucumbios como mejoramiento de la producción de la superintendencia de operaciones Putumayo
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Tamayo Ramírez, Paula Andrea; Ortiz Castillo, Juan Carlos
El campo Sucumbíos de la Superintendencia de Operaciones Putumayo es un campo con un factor de recobro de 1.5%. El gas producido por este campo tiene un contenido de Dióxido de Carbono (CO2) del 95%, el cual podría utilizarse en un proceso de recobro mejorado, y de esta manera mejorar el factor de recobro y extender el límite económico del campo. Durante el estudio realizado, se encontró que el proceso de inyección cíclica de CO2 sería parcialmente inmiscible, ya que la presión de yacimiento es menor a la mínima presión de miscibilidad teórica encontrada por el método slim tube. Para que este proceso de inyección sea efectivo, se debe anteponer una etapa de inyección de agua para mantener la presión del yacimiento. Al ingresar el frente de CO2, el barrido actuaría como recobro terciario alcanzando mejores eficiencias de barrido. El Factor de Recobro esperado oscilaría entre 7% – 10%, representado entre 15 y 21 MMSTB adicionales, para lo cual se debe asegurar una cantidad de CO2 del orden de 10 a 19 MMSCF/D, para obtener una inyección entre 9.4 y 9.5 MMSCF/D. El modelo de inyección sería de cinco puntos invertido, un pozo inyector de gas por cuatro pozos productores de aceite. Con el proyecto de inyección de CO2, se resuelve en gran parte la disposición y/o emisión de gases, favoreciendo al medio ambiente, y obteniendo al mismo tiempo, beneficios económicos y de producción limpia. El proyecto es económicamente viable, con un VPN positivo y recuperando la inversión en 6 años.
Nueva metodología de diseño de aislamientos selectivos por squeeze para optimizar la producción en pozos de petróleo
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Castellanos Velásquez, Henry; Parra Niño, Sergio Andres; Arciniegas, Jaime Rafael
En la producción de pozos de petróleo el principal objetivo es producir el petróleo de la forma más eficiente desde el punto de vista técnico, ambiental y económico. Es por esto que se han desarrollado diferentes técnicas para optimizar la producción de petróleo y sobre todo en campos maduros donde se cuenta con la mayor producción de petróleo actualmente. Dentro de las técnicas para optimizar la producción de petróleo está el aislamiento zonal selectivo por cementación, el cual busca aislar hidráulicamente zonas productoras con alta producción de agua, gas o que ya se encuentran depletadas. En la búsqueda de ser más eficientes se desarrolló el presente proyecto con el fin de refinar y lograr una metodología que permitiera alcanzar el 100% de éxito en las operaciones de aislamiento zonal por cementación, como herramienta para la optimización de la producción de petróleo en un campo maduro. Para esto se revisaron las diferentes técnicas de cementación forzada, los conceptos básicos, las metodologías existentes y aplicadas en el campo, los índices de éxito de ejecución histórica de este tipo de operaciones y las variables de mayor impacto sobre el diseño y éxito de la operación. Con detalle se explica la base conceptual que se tuvo en cuenta para llegar a formular una nueva metodología que permitiera alcanzar el 100% de éxito. Por último se exponen los trabajos donde aplicando la nueva metodología se obtuvo 100% de éxito y que permitió optimizar la producción y adicionalmente mejorar los índices de gastos operacionales por trabajo realizado.
Evaluación de parámetros de diseño y operacionales en el transporte de hidrocarburos líquidos a través de oleoductos bajo tierra
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Ramírez Serrano, Oscar Eduardo; Santos Santos, Nicolás
Los fluidos transportados por tuberías enterradas son sometidos a transferencia de calor debido a la perdida de energía ocasionada entre la tubería y el tipo de ambiente en que esta se encuentra, comprender este fenómeno es indispensable para evitar problemas operacionales relacionados con la formación de parafinas o hidratos los cuales pueden bloquear la tubería, ocasionar excesivas perdidas de carga en el sistema o contribuir a la formación de emulsiones muy estables difíciles de romper debido a las bajas temperaturas presentes. Mediante la Norma ASME 34,1-2009 se establecen los requisitos para garantizar el diseño seguro, construcción, inspección, pruebas, operación y mantenimiento de sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos. En el presente trabajo se pretende analizar las variables involucradas en el transporte de hidrocarburos líquidos a través de oleoductos bajo tierra teniendo en cuenta la Norma ASME 34,1 y su comportamiento hidráulico y térmico de este tipo de tuberías, las propiedades de los fluidos relacionadas con el trasporte, las normas asociadas, las diferentes fases de diseño y las recomendaciones dadas por la norma. Están fuera del alcance de este trabajo las variables involucradas en el transporte de Hidrocarburos pesados, emulsiones, el transporte de hidrocarburos sobre tierra y sus diferentes correlaciones, el análisis y estudio de fluidos en sistema multifásico y sus diferentes correlaciones.
Impacto en la producción de hidrocarburos debido al daño a la formación ocasionado por los fluidos usados en las operaciones de fracturamiento hidráulico
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Villamil Novoa, Fabio Augusto; Pérez Carrillo, Edgar Ricardo
Las condiciones geológicas, económicas y estratégicas hacen que cada día sea más difícil y costoso encontrar nuevos yacimientos de petróleo, por tal motivo la industria petrolera a enfocado sus esfuerzos en la explotación de los campos maduros, de donde se produce alrededor del 70% del petróleo en la actualidad. Una de las alternativas que en la actualidad se ha implementado y desarrollado con mayor fuerza es la del fracturamiento hidráulico, la cual ha demostrado ser una excelente técnica de estimulación, que permite aumentar la tasa de recobro en los campos que han caído en su etapa de declive. El presente trabajo presenta una recopilación de información técnica acerca de los tratamientos de fracturamiento hidráulico. La primera sección define el procedimiento general, sus componentes, los procesos que lo forman y las variables que afecta, haciendo énfasis en las propiedades y funciones de los fluidos de fractura. La segunda sección describe el daño a la formación ocasionado por los fluidos en este tipo de operaciones. La tercera parte presenta una descripción técnica del efecto que tiene este daño en la formación, sobre la producción de hidrocarburos. Y por ultimo en el cuarto capítulo se describen las acciones que se pueden implementar, para minimizar el daño en la formación en estas operaciones de estimulación, profundizando en el uso y beneficio de nuevas tecnologías que se han desarrollado para tratar esta problemática. Este texto se constituye en una herramienta básica de consulta para los estudiantes de las diferentes áreas relacionadas con la ingeniería de petróleos, así como para los profesionales que pretenden plantear esquemas novedosos para el tratamiento del daño de formación, por los fluidos de fracturamiento en los campos de producción.
Análisis del comportamiento reológico del mezclado en cabeza de pozo para el mejoramiento de la producción en el Campo Tisquirama de la som de grimm de Ecopetrol S.A
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Franco Sandoval, Leonardo; Galvis Valderrama, Pedro Nel; Santos Santos, Nicolás
En el campo de Tisquirama existen formaciones con reservas de crudo medio (21,6 °API y punto de fluidez -24°C) y crudo pesado (9,6 °API y punto de fluidez de 27°C), actualmente el desarrollo del campo se centra a la extracción del crudo de 21,6 °API. El mezclado de petróleo en cabeza de pozo es una opción técnica y económicamente viable para desarrollar e incorporar reservas de Campos de petróleo que contengan formaciones con hidrocarburos de diferentes grados API, para el logro de la homogenización de las propiedades de los fluidos se implementa el mezclador estático como un equipo funcional por su alto rendimiento y bajo costo El conocimiento conceptual de las propiedades de los fluidos en el sistema de producción, operación y tratamiento juega un papel importante en el proceso, permitiendo la optimización de los recursos en relación a equipos y tratamiento químico. En el contenido de la presente monografía presenta una recopilación técnica de los conceptos de propiedades básicas de los fluidos, mezcla de propiedades de los fluidos, dimensionamiento de un equipo mezclador estático, aplicación en campo y análisis de laboratorio. Este texto se constituye en una herramienta básica de consulta para los estudiantes y profesionales, que les permita tener una aplicación académica y de industria en la ingeniería de Petróleos, que proyecten plantear esquemas novedosos para el mezclado de los fluidos en sus campos de producción.
Evaluación técnico económica para la separación de arenas en fluidos de producción en la subestación de Guarilaque
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Barajas Cortina, Víctor Lean; Abaunza Sepúlveda, Luis José
La subestación Guarilaque está ubicada en el municipio de Orocué departamento del Casanare, se encuentra adscrita y supervisada desde la estación Sardinas, en la cual se realiza el tratamiento del fluido producido en esta y otras subestaciones aledañas. Continuamente se han roto las líneas de flujo de la subestación Guarilaque a la estación Sardinas, igualmente las bombas de superficie y fondo utilizadas en el levantamiento tipo jet se han reparado por daño en sus partes internas; todo esto debido a la arena presente en el fluido de producción, la cual no se separa del sistema, sino que viaja a través de las tuberías junto con él. Si esto continúa, la empresa verá incrementos significativos año a año en los costos de operación y pérdidas anuales incrementándose, debido a los cierres de pozos para intervenciones, reparaciones en líneas y equipos de levantamiento. Se sugiere entonces diseñar un sistema de separación que permita retirar los sólidos y eliminar así los daños ocasionados y las pérdidas de producción por su causa. Por lo anteriormente expuesto se pretende minimizar sobrecostos operativos, hacer la operación más amigable, segura y confiable; evitando continuos daños de los equipos asociados al levantamiento tipo jet y de las líneas de flujo, debido a la presencia de arena, tanto en el fluido de potencia, como en el fluido de producción
Cálculo y análisis de la eficiencia del sistema de bombeo mecánico en el Campo Llanito de la gerencia regional Magdalena Medio de Ecopetrol S.A.
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Amazo Ramírez, Deicy Johana; Duran Serrano, Javier
Esta investigación está enfocada en calcular y analizar la eficiencia de los sistemas de bombeo mecánico de una muestra representativa de pozos, pertenecientes al campo llanito, de la Superintendencia de Mares de la Gerencia Regional Magdalena Medio, para con esta información realizar seguimiento a los sistemas de levantamiento artificial de las instalaciones actúales, para tener una visión clara de que variables afectan el desempeño de los sistemas de bombeo mecánico y así incrementar esfuerzos para conseguir los mayores beneficios de los mismos. La implementación de esta herramienta tiene como objetivo principal facilitar los trabajos de diagnostico de pozos en producción para disminuir costos y optimizar los recursos instalados tanto en subsuelo como en superficie. Con base en diagramas de flujo se realizan los cálculos necesarios para determinar la eficiencia de levantamiento, la eficiencia mecánica y la eficiencia de motor de los pozos seleccionados y apoyándose en esta información se efectúa el análisis de los datos para plasmar las recomendaciones pertinentes que llevaran a un aumento de producción de cada uno de ellos. Algunas alternativas recomendadas para ejecutar son: Aumento de extracción por cambio de diámetro de pistón, aumento de velocidades de extracción (aumento de SPM), cambio de recorrido en las unidades de bombeo, optimizar el diseño de fondo en las próximas intervenciones. Finalmente se recomienda implementar el cálculo de la eficiencia del sistema de levantamiento, para optimizar los tiempos de detección de puntos a mejorar buscando aumento de producción en las áreas.
Evaluación de nuevas tecnologías instaladas en pozos críticos del campo lcl para reducción de fallas : tubería revestida, varilla continua y hueca, rotadores de tubería y varilla
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Labrador Jiménez, Laura Soraya; Rivera Ardila, Rodolfo
La identificación de las causas raíces de las fallas en los pozos de los diferentes sistemas de levantamiento artificial ha venido tomando mas importancia en los últimos año en las diferentes empresas operadoras, debido a que de esta manera se hace mas fácil realizar mejoras con el enfoque adecuado para reducirlas. La identificación de estas causas raíces hace que se logre optimizar la producción (reduciendo diferida, aumentando run life de equipos) y disminuir el costo de equipos por intervenciones de well service. Se ha identificado en los últimos años un aumento de corrosión en el campo la Cira-Infantas y aumento de fallas por rozamiento debido a altos doglegs de los pozos perforados lo cual exige migrar a materiales de mejor performance o elementos que protejan las sartas de varilla y de tubería un cada uno de los pozos. En este panorama de optimización de recursos y maximización de producción las compañías de servicios a la industria petrolera se ponen en la tarea de fabricación de elementos reductores de falla tales con rotadores de tubería, rotadores de varilla, varilla continua, tubería revestida y varilla hueca. Estas nuevas tecnologías se corren en el campo la Cira-Infantas en pozos críticos por fallas en tubería y varilla en años 2008 y 2009 con el fin de evaluar la mejora de los run life de cada elemento y lo que con este conlleve. Por tales razones esta evaluación establece la factibilidad técnica y económica de la aplicación de las nuevas tecnologías para reducción de fallas para los pozos críticos del campo la CiraInfantas, trabajo requerido por occidental de Colombia para considerar y continuar la masificación de estos elementos, incluso en pozos nuevos para evitar de esta manera fallas prematuras.
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.
Optimización del sistema de recolección primario del área la Cira del Campo la Cira Infantas de la grm de Ecopetrol S.A.
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Quintero Teherán, Edgar Enrique; Gómez Diaz, Jose Rodrigo
El Campo La Cira-Infantas se encuentra ubicado hacia la parte central de la antigua Concesión De Mares, al Este del río Magdalena y al Sur del río Sogamoso, abarcando un área de aproximadamente 160 km² y a una distancia de 22 km al SE de la ciudad de Barrancabermeja, siendo este el campo de mayor producción a lo largo de la historia en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. El comportamiento del flujo a través de las líneas horizontales, implica un estudio de perdidas por presión que conducen a mezclas en dos fases (gas y líquidos). Se analizan varios métodos el cual se requiere llegar al modelo adecuado que produzca confiabilidad en el perfil de presión, flujo y las propiedades de los fluidos. Las tuberías del sistema de recolección del campo La Cira están constituidas en un sistema de terreno montañoso irregular, incluidas las secciones horizontales. Por lo tanto, en las tuberías el sistema de recolección es posible encontrar varios tipos de regímenes de flujo, al mismo tiempo en diferentes posiciones, por lo tanto la mayoría de los regímenes de flujo tienden a ser muy diversos. Se realizara un análisis detallado de las causas para el aumento de la presión en la línea troncal por medio de las herramientas GAP y HYSIS, estableciendo el impacto en la producción y en generar recomendaciones asociadas a las acciones a tomar para la optimización de este sistema de recolección.
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.
Caracterización de sedimentos y fluidos tomados tanto en fondo de pozo como en superficie empleando el método de centrifugación progresiva
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Rodríguez Corrales, Juan Manuel; Nieto Velasquez, Alex Fabian; Sarmiento Delgado, Antenor
En la ejecución de los diferentes trabajos de fondo de pozo producto de estimulaciones, obstrucciones, cambios de estados mecánicos, etc, puede detectarse la presencia de sedimentos aportados por la formación, los fluidos, la metalurgia de las tuberías entre otros. Dichos sedimentos afectan negativamente los procesos de Producción de Fluidos e Inyección de aguas residuales ocasionando pérdidas de producción por las restricciones que se pueden dar tanto en los pozos productores como en los pozos Inyectores. Para lograr la formulación ó la evaluación de soluciones se requiere de un método práctico para determinar las fracciones principales de la obstrucción, del fluido contenido ó del sedimento. Con el presente trabajo se pretende desarrollar una metodología de fácil aplicación en campo para la Caracterización de muestras de sedimentos y fluidos tomados en fondo de pozo y superficie a fin de suministrar una herramienta de orientación para la toma de decisiones respecto a las acciones inmediatas para intervenir el pozo. El método de centrifugación progresiva (P.C.M.) se basa en el manejo de una muestra problema a través de una secuencia de extracciones con solventes sometidas a un proceso de Centrifugación lo cual permite la separación de diferentes componentes a mayor velocidad de asentamiento y separación. El método fue probado en 25 muestras de diferentes tipos, muestras de fondo de pozo, muestras de fondo de tanques de almacenamiento y sedimentos obtenidos de equipos de separación con el fin de comprobar la versatilidad del proceso. De acuerdo con los resultados obtenidos, el presente método ejecutado bajo el procedimiento descrito, constituye una herramienta de fácil acceso la cual aporta en un corto periodo de tiempo información valiosa respecto a la sustancia a la cual se está enfrentando en ese momento y permite evaluar de manera objetiva las diferentes alternativas de solución.

Browse

Browsing Especialización en Producción de Hidrocarburos by Issue Date

Results Per Page

Sort Options