Especialización en Ingeniería de Yacimientos

Permanent URI for this collection

https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/9693

Browse

Now showing 1 - 20 of 41

Analisis de la perdida de productividad de un yacimiento de crudo degradado en la cuenca de los llanos orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Garzon Zamora, Paola Andrea; Montes Páez, Erik Giovany
El presente trabajo consistió en realizar la caracterización del yacimiento existente en el campo de estudio, Formación Mirador, mediante la definición de las condiciones iniciales y actuales del yacimiento y de los fluidos que este contiene y la tendencia de los fluidos a generar daño de formación. A partir de la descripción de un núcleo de un campo cercano, se identificaron los minerales presentes en la roca y se determinó la interacción de estos con los fluidos empleados en las operaciones de completamiento y trabajos de reacondicionamiento. Adicionalmente, se realizó una revisión de las presiones de yacimiento a partir del cual se identificó la presencia de interferencia entre los dos pozos productores de la Formación Mirador. Con base en los análisis de presión, se observó una disminución de la permeabilidad del yacimiento, lo cual sustenta la hipótesis de que la pérdida de la productividad del yacimiento se origina en el cambio de las permeabilidades relativas. Otro efecto observado con la pérdida de productividad fue la degradación del crudo, el cual a lo largo de la etapa de producción del yacimiento disminuyó su gravedad API en un 44%. Este efecto fue analizado mediante el entendimiento de la geoquímica. Posteriormente, se desarrolló la metodología desarrollada por Ebrahim (2015) a fin de identificar la existencia del mecanismo de daño presente en el yacimiento y así determinar la pertinencia de oportunidades técnicas que permitan incrementar las reservas. 1
Evaluacion tecnica de un piloto de inyeccion de geles mediante simulacion numerica, para un sector de un campo maduro bajo inyeccion de agua en la cuenca del valle medio del magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Escamilla Rosales, Rocio Del Rosario; Morales Santana, Victor Alfonso
El campo de estudio es el campo petrolífero más antiguo de Colombia con aproximadamente 100 años de historia de producción, ubicado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. La producción proviene del reservorio zona C, Formación Mugrosa, donde el entorno de depositación es un sistema de meandro-fluvial de gran heterogeneidad. El campo ha estado en recuperación secundaria desde la década de 1960, y, en 2005 se inició un nuevo desarrollo del proceso de inyección de agua con aproximadamente 400 patrones y 1.000 pozos productores activos. Actualmente, hay patrones con una baja eficiencia areal y un menor factor de recobro. Se ejecutó un piloto de inyección de geles en cuatro patrones, para mejorar las condiciones de inyección; se emplearon métodos analíticos para las estimaciones de la tasa de producción de petróleo incremental. El flujo de trabajo comienza con la creación de una malla de simulación para un sector a partir del modelo geológico actualizado, se realizó un ajuste de producción histórico para las fases de producción primaria y secundaria, usando un simulador de crudo negro. Un simulador más robusto se usó para predecir el comportamiento de los componentes de inyección de gel (polímero + entrelazador), para estimar tasas de producción de petróleo incrementales derivadas del tratamiento. Por último, se comparan los resultados de la simulación numérica con los datos de campo disponibles del piloto, para respaldar la simulación numérica como una metodología adicional a utilizar para la evaluación de patrones futuros, y, calcular el volumen de gel necesario para obtener la producción incremental ideal. La aplicación de tratamientos de conformance, es una novedad para los campos maduros multicapa en Colombia, y, la predicción del comportamiento esperado por simulación de yacimientos no sólo es un desafío, sino también una herramienta clave para evaluar técnicamente el éxito de esta tecnología IOR.
Metodologia de adquisicion y validacion de datos de pozo para la caracterizacion estatica de los yacimientos
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Valderrama Arocha, Adriana; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
La caracterización de un yacimiento es un proceso con una amplia base científica en el cual se aplican diversos conocimientos sobre ingeniería y geología para interpretar lógicamente todos los datos y características del yacimiento mediante herramientas y técnicas modernas; en otras palabras, es el conjunto de productos orientados a la definición y al estudio de las características geológicas, petrofísicas y dinámicas que controlan la capacidad de almacenamiento y de producción de los yacimientos petrolíferos, así como la cuantificación del volumen de hidrocarburos; también incluye la definición de las estrategias y alternativas de explotación de los yacimientos, con el propósito de apoyar los planes de operación para optimizar la explotación del área de estudio, incrementando las reservas o la producción de los mismos. Esta monografía busca proponer una metodología que permita identificar, validar, unificar, centralizar e integrar la información obtenida durante las diferentes etapas en la construcción de un pozo (survey; registros durante la perforación, registros eléctricos, imágenes, sedimentología, análisis de buzamientos, descripción de núcleos, etc.) con el objetivo de contar con caracterizaciones estáticas de los yacimientos de buena calidad, de fácil acceso y validación. Los resultados darán mayores y mejores probabilidades de alcanzar los objetivos tanto geológicos como económicos para futuros proyectos. * Monografía ** Facultad de Ingenierías Fisicoquímicas Escuela de Ingeniería de Petróleos Especialista en Ingeniería de Yacimientos Director Zuly Himelda Calderón Carrillo Doctora en Ingeniería
Caracterizacion estatica y definicion de ambientes sedimentarios para nucleos de perforacion de un campo colombiano, comparando registros obtenidos mediante el uso de tomografia computarizada y registros electricos de pozo para identificar los tipos
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Olaya Angarita, Hagee; Herrera Otero, Edwar Hernando
Con este proyecto se quiere optimizar la metodología utilizada para la descripción de núcleos de perforación por medio del uso de la tomografía axial computarizada; a través del uso de esta tecnología se puede llegar a estimar la porosidad, permeabilidad y densidad de los diferentes materiales que componen la roca. Y de igual manera se quiere llegar al punto de poder realizar una definición de ambientes sedimentarios. Todo esto con el fin de construir un modelo petrofísico del pozo y de hacer una reconstrucción histórica de deposición sedimentaria para de esta manera en operaciones futuras se logre desarrollar y entender de mejor manera cada campo y obtener mejores resultados en cuanto a exploración y perforación.
Metodologia para la caracterizacion petrofísica básica de rocas de yacimientos no convencionales enfocada en la medición de la permeabilidad de fractura
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Reyes, Katty Paola; Buendía Lombana, Hernando; Perez Carrillo, Edgar Ricardo
GRI, Pulse Decay. Los yacimientos en roca generadora son considerados actualmente de gran interés en Colombia, esto debido al potencial encontrado en este tipo de yacimientos en el país. Las tendencias actuales en la exploración y elaboración de planes de desarrollo de yacimientos en roca generadora se centran en tres ejes principales de estudio: (1) Petrofísica, (2) Geoquímica orgánica y (3) Geomecánica de yacimientos. En el área de la Petrofísica, actualmente, existen falencias en la medición de la permeabilidad de este tipo de rocas debido a que, con los equipos convencionales y manteniendo la integridad de las muestras de roca, sólo se logra estimar la permeabilidad del sistema o total, sin discriminar de este valor el porcentaje correspondiente a la matriz y el correspondiente a las fracturas. La permeabilidad de la matriz juega un papel decisivo en la factibilidad de mantener una producción a largo plazo de los yacimientos de roca generadora, de ahí su importancia. Esta falta de datos conduce a incertidumbres significativas en cuanto a la capacidad productiva de rocas generadoras prospectivas, por lo cual, este trabajo comprende una propuesta para una metodología de laboratorio con el objetivo de realizar una estimación de la permeabilidad de fractura en las rocas generadoras, basado en mediciones de permeabilidad de matriz (Método GRI) y permeabilidad del sistema (Método Pressure Pulse Decay). *
Rejuvenecimiento de campos maduros aplicando alternativas tecnológicas
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Flórez Lucena, Jonathan Hernando; Gambús Ordaz, Maika Karen
Debido a la disminución de las reservas de hidrocarburos, asociada a la alta explotacion sin remplazo, la industria petrolera en Colombia se ha visto en la necesidad de buscar alternativas que permitan cubrir este déficit, por lo que consideran como una opción a los campos maduros por sus volúmenes de aceite remanente (SOR). Es por esto, que los campos maduros esta destinados a desempeñar un rol cada vez más importante por la baja exigencia de inversión para su rejuvenecimiento. La mayoría de los yacimientos en explotación en Colombia se encuentran en etapa madura. En el siguiente trabajo, presenta una serie de definiciones y conceptos que ayudan a situar los principales criterios para determinar el grado de madurez o marginalidad de un campo, siendo estos el indicador del comportamiento de los activos de una compañía operadora. Ademas presenta los diferentes indicadores financieros más relevantes para la evaluación de proyectos. Finalmente presenta las diferentes técnicas para el rejuvenecimiento de campos maduros, con el objetivo de encontrar con un mayor grado de certeza, las mejores alternativas de redesarrollo que otorguen la mayor confiablidad, con una inversión que en la mayoría de los casos sea menor, a la que se realiza en un proyecto exploratorio.
Metodología para la identificación de nuevas oportunidades de reducción de espaciamiento entre pozos, para un campo de crudo pesado sometido a inyección cíclica de vapor
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Galeano Barrera, Diego Fernando; Higuera Roa, Daniel Orlando
En las siguiente Monografía presenta una metodología que integra los modelos estático y dinámico de yacimiento en un crudo pesado en ambientes fluviales bajo inyección cíclica de vapor, el índice de oportunidad planteado incluye cuatro variables: dos estáticas que representan el Net Pay Conectado (Índice CNP) y la capacidad de flujo (Índice FC) y dos variables dinámicas que representan el Delta de Presión (Índice PD) y el cambio en el volumen móvil de aceite (Índice MDOV), combinada con la ubicación e historia de producción e inyección e vapor de pozos existentes, permite identificar las mejores áreas con oportunidades de perforación infill con ubicación de pozos con espaciamiento técnicamente óptimo para métodos de recobro de inyección cíclica de vapor, los costos asociados a la perforación y completamiento de los nuevos pozos muy bajos y logrando incrementar rápidamente la producción, se enfoca en acelerar la producción de reservas y/o aumentar el factor de recobro del campo en estudio, así mismo visualizando los mejores arreglos para el paso a la inyección continua de vapor o cualquier método EO.R. que aplique en este tipo de yacimientos. Se aplica la metodología a un campo de Crudo pesado ubicado en el Magdalena Medio actualmente explotado con inyección cíclica de vapor.
Construccion de un modelo estático en un area de inyección de agua, como método de recobro secundario, para un yacimiento de crudo pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Perez Ascencio, Wilber Alexander; Amaya Pardo, Carlos Alberto
Al tener en cuenta que el modelo estático actual del yacimiento de crudo pesado en la formación Guadalupe superior (edad cretácica) para la Cuenca de los Llanos Orientales (Colombia) se realizó, en su momento, con el propósito de desarrollar la etapa primaria del campo. Que además la densidad de información de los pozos base para el modelo existente, en el área de inyección de agua, ha superado el 100% de pozos en la actualidad. Y el modelo estático se realizó para las unidades geológicas principales (formación Guadalupe Superior) sin tener en cuenta las sub-unidades en las que se lleva a cabo el proceso de inyección en la actualidad. Y si a lo anterior se suma que en la actualidad se dio inicio a una etapa de desarrollo secundario en algunos sectores del campo, con un proyecto de inyección de agua; se hace evidente la necesidad de un modelo estático detallado que permita verificar la conexión de los cuerpos de arena donde se realiza inyección de agua como método de recobro secundario. Ese es el propósito de esta investigación, proponer un modelo estático que incorpore información actualizada y detallada, en el que además de reflejar la continuidad de los cuerpos de arena asociados a los patrones de inyección, se confirmen las propiedades petrofísicas de las arenas involucradas en la inyección; y se identifiquen las posibles causas por las que no se refleja el efecto de la inyección en todos los pozos de los patrones de inyección. *
Evaluación de alternativas para el incremento de la eficiencia de la inyección de vapor cíclica previo a la inyección continua en un campo de crudo pesado en pozos verticales mediante simulación numérica
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Bustos Acevedo, Carlos Alberto; Yatte Garzón, Fabián Camilo
La presente Monografía presenta la evaluación de alternativas para el incremento de la eficiencia de la inyección cíclica de vapor, en donde primero se evaluaron los parámetros y condiciones actuales que afectan la eficiencia de la inyección de vapor, se realizó una revisión bibliográfica e indagaciones de alternativas o estrategias que no involucren el uso de aditivos o tecnologías que generen costos adicionales. La evaluación de estas estrategias se realizó con ayuda del software de simulación numérica de la compañía CMG modulo STARS, por medio de análisis de sensibilidad de variables de respuesta: tasa de inyección, arreglos de pozos y duración de los periodos de inyección / producción en función de las variables objetivo RPV (Relación petróleo / Vapor); producción de aceite, factor de recobro y producción de agua. Con las cuales se pudo identificar la alternativa y/o arreglo óptimo para mejorar la eficiencia actual de la inyección de Vapor. Finalmente, se propuso un plan para su posible aplicación en campo, el cual incluye cronograma y configuración de inyección. *
Evaluacion de las alternativas para la reclasificacion a reservas de los recursos contingentes de un campo maduro de la cuencas de los llanos orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Vasquez Cabrera, Adriana Alejandra; Ribon Barrios, Helena Margarita
El campo objeto de estudio se encuentra ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales, y de acuerdo con el comportamiento histórico de producción, ya se denomina campo maduro. Actualmente el campo se encuentra suspendido por varias contingencias, entre las cuales se identificaron: el flujo de caja negativo del proyecto, daños de la integridad mecánica de algunos pozos y desmantelamiento de las facilidades de una zona del campo. Conforme a lo anterior, en el presente estudio se desarrolló un modelo de datos diagnóstico de la información disponible del campo que comprende datos de geología, petrofísica, yacimientos y producción, que permitió proponer las alternativas de reactivación, las cuales incluyen de trabajos de reacondicionamiento, servicios a pozos y la perforación de un pozo de desarrollo. Así mismo, se recomendó el abandono de los pozos que no tienen oportunidad basado en los criterios anteriores. Con el resultado del análisis de la información recopilada se escogió como método de estimación de los recursos, curvas de declinación usando graficas de la relación agua-aceite (WOR) versus petróleo acumulado (Np) de cada pozo, debido a que se determinó que el mecanismo de producción de los yacimientos es por acción de un acuífero fuertemente activo. Parte de estos recursos fueron clasificados como de desarrollo pendiente, dado que se cuenta con todos los permisos gubernamentales y ambientales, y con las facilidades para producción e inyección, otra parte corresponde a recursos de desarrollo no viable debido a contingencias relacionadas con desmantelamiento de una línea de flujo. Finalmente, con el pronóstico de recursos de desarrollo pendiente, las inversiones de capital de las intervenciones, los costos operativos, impuestos y precios internacionales del petróleo, se elaboró la evaluación financiera que permitió la reclasificación de una parte de los recursos a reservas. 1
Definicion e integracion de las variables de monitoreo claves en un tablero de balance para controlar proyectos de inyeccion de agua en un campo petrolero
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Satizabal Navarro, Monica Andrea; Solorzano Reyes, Pedro Luis
Con el fin de poder monitorear de una forma más adecuada el comportamiento de los proyectos de inyección de agua en campos petroleros del país, la presente monografía tiene como objetivo definir las variables de monitoreo claves para el desempeño de los proyectos de inyección, e integrarlas en un tablero de balance que permita a los ingenieros y gerentes, controlar el proyecto de forma eficiente y poder fijar su evolución en el tiempo. Todo lo anterior con el propósito de tomar decisiones para corregir cualquier tipo de desviación en los tiempos correctos, inducir al proyecto a alcanzar metas de más alto nivel o simplemente cumplir las pautadas. El formular las variables claves que afectan los proyectos de inyección y poder evidenciar su comportamiento a través de un tablero de balance; proporcionará una forma lógica y completa de describir la estrategia que se implementará en el campo durante la vida del proyecto.
Seleccion de tecnologia para reducir la produccion de agua en fondo de los pozos productores en un campo maduro de la cuenca de los llanos orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Paez Silva, Arli Dayana; Nuñez, Walter
Un campo maduro con empuje de agua como es el caso de los pozos productores del área de la cuenca de los Llanos Orientales, aumenta la producción de agua en una etapa temprana de desarrollo, trayendo consigo un impacto económico significativo. Los fenómenos de conificación y canalización han disminuido la producción de crudo, debido a los altos cortes de agua provenientes de fondo de pozo que hacen que tempranamente los pozos sean cerrados temporalmente dejando una producción de aceite sin recuperar. Diversas técnicas para controlar la producción de agua han sido utilizadas por Occidental de Colombia, pero se necesitan técnicas más eficaces para retrasar la invasión de agua con el fin de obtener el máximo beneficio de los tratamientos. Con el fin de encontrar una solución efectiva se realizó una evaluación de las diferentes tecnologías presentes en el mercado que considera el uso de polímeros y geles para el control de agua de producción denominado, por su nombre en inglés, Water Shut Off (WSO). El proyecto busca determinar las causas por las cuales se da el incremento excesivo en la producción de agua para los pozos de Nuevos Campos, mediante análisis de gráficas de diagnóstico y recomendar la mejor alternativa de solución, con el objeto de reducir el corte de agua, disminuyendo los costos de producción y mejorando la calidad del crudo. Una buena identificación de las causas del incremento de agua en los pozos y una adecuada selección de tratamiento, conduce al aumento de la vida del pozo. Según los resultados la técnica de aplicación de inyección de geles se consideró el método principal para implementar en los mejores pozos candidatos del área. El objetivo de esta tecnología, es crear una barrera que impida la entrada directa del acuífero a los intervalos perforados, retrasando así la entrada del agua.
Evaluación de esquemas de inyección para mejorar el calentamiento areal en un proceso maduro de estimulación cíclica de vapor en pozos horizontales. Campo perteneciente a la cuenca Valle Medio del Magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Sierra Amaris, María Fernanda; Trigos Becerra, Érika Margarita
Los métodos de recobro mejorado son actualmente la principal estrategia con la que se cuenta para sostener la producción de petróleo, en campo maduros, donde se evidencia un agotamiento de la presión y la producción primaria es muy baja. Bajo este orden de ideas y teniendo en cuenta que el campo de estudio es de crudo pesado, se planteó su desarrollo usando inyección alternada de vapor como principal método de recobro. Hoy en día tras alrededor de 10 años de producción se evidencia una disminución de los potenciales petrolíferos a medida que el número de ciclos ha ido incrementando, especialmente a partir del cuarto ciclo, donde los pozos empiezan a mostrar largos periodos de producción de agua con niveles de producción de crudo muy bajos. En este trabajo se evaluó técnicamente dos esquemas que buscan mejorar los resultados de la inyección alterna de vapor mediante el incremento del área calentada en el campo de estudio. Los esquemas evaluados fueron la inyección secuencial e inyección de vapor alternada en pozos horizontales HASD Mediante el uso de la simulación numérica en un modelo sectorial del campo de estudio, se evaluó los dos esquemas de inyección cíclica de vapor en pozos horizontales propuestos, se realizó análisis de sensibilidad a variables como la tasa de inyección, periodo de inyección y producción, obteniendo como resultado que el esquema óptimo de estimulación cíclica de vapor es el esquema secuencial, con una tasa de inyección de 2600 BWEPD, duración del periodo de producción de 7 meses y un periodo de inyección de 11 días. Los resultados obtenidos son de gran utilidad en la determinación del esquema de desarrollo que se implementara en el campo de estudio, inicialmente a una escala piloto y de acuerdo a los resultados a una expansión comercial.
Factibilidad tecnica de la implementacion de un metodo quimico de recuperacion mejorada en un campo maduro sometido a inyeccion de agua
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Roa Beltran, Ronald Mauricio; Montoya Moreno, Juan Manuel
En este trabajo se evalúan dos estrategias para determinar los parámetros de volumen, concentración y tiempo de inyección de un polímero en un campo maduro sometido a inyección de agua, y que tiene un contraste de permeabilidades entre dos arenas evaluadas con el fin de buscar el mayor incremental de aceite. La herramienta utilizada fue la simulación numérica de yacimiento. La primera estrategia nombrada como Inyección de polímero con la misma concentración por arena para diferentes tasas de inyección, contempla la evaluación de tres concentraciones diferentes para tres volúmenes de inyección de polímero constante. La concentración va a ser la misma en ambas arenas. Se definieron tres tiempos de inyección: uno, dos, y cuatro años. Para la segunda estrategia nombrada como Inyección de polímero con diferente concentración por arena a una tasa de inyección constante, se escoge el caso que presenta los mayores incrementales de aceite y se evalúa la inyección selectiva del mismo polímero a tasas constantes, pero con diferentes concentraciones por cada arena. Los tiempos evaluados también son de uno, dos y cuatro años. Finalmente, para poder determinar los mejores parámetros del polímero inyectado que haya generado el mejor incremental de aceite, se lleva a cabo un análisis económico simple que permita tomar dicha decisión. *
Evaluación mediante simulación numérica del uso de modificadores de permeabilidad relativa para el control de la producción de agua: Aplicación campo maduro del Valle Medio del Magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Diazgranados Avendaño, Eudes Alfonso; Trigos Becerra, Érika Margarita
El objetivo general del presente trabajo de monografía es evaluar mediante simulación numérica el uso de modificadores de permeabilidad relativa para el control de la producción de agua. Durante el presente trabajo se utilizó el programa de simulación de yacimientos tNavigator y el programa Oil Field Manager, los cuales se encuentran licenciados por la empresa Mansarovar Energy, para la cual laboro actualmente. Se realizó una metodología analítica de diagnóstico utilizando los datos históricos de producción para diagnosticar la alta producción de agua. Se realiza una descripción de las principales características y los principales mecanismos que dominan la interacción en el medio poroso de los MPR. Posteriormente, se describe la realización del recorte del modelo sectorial a partir del modelo completo de interés, utilizando los módulos disponibles en la herramienta de simulación tNavigator. El ajuste histórico inicial del modelo sectorial tenia desviaciones importantes (mayor al 80% en agua, y 33% en fluido) se mejoró el ajuste histórico empleando una metodología para la identificación de fechas, eventos, parámetros y propiedades de mayor incertidumbre, logrando un mejor ajuste al final del proceso. Los datos de entrada para la actualización del modelo sectorial fueron los resultados obtenidos en pruebas de desplazamiento en un núcleo representativo del campo. Una vez cotejado históricamente y actualizado el modelo sectorial, fue posible reproducir los resultados obtenidos posterior al trabajo con MPR de manera adecuada, ya que, la desviación entre los datos obtenidos en la corrida de simulación en modo predicción y los datos reales de producción del pozo, fue inferior al 10% en la tasa de aceite y 15% en la tasa de agua. Se plantea una metodología de evaluación mediante simulación numérica de yacimientos, para analizar futuros trabajos previos a la ejecución con el objetivo de disminuir la incertidumbre e incrementar el factor de éxito.
Predicción del comportamiento de producción del plan de desarrollo para un sector de un campo maduro sometido a un proceso de inyección de agua del valle medio del magdalena, mediante la creación de un modelo dinámico robusto
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Falla Porras, Juan Pablo; Gambus Ordaz, Maika
En esta monografía se presenta la construcción de un modelo dinámico robusto para un campo maduro sometido a un proceso de inyección de agua, en este se resume todos los pasos que se sugieren como metodología para tener un modelo confiable, desde el análisis de los diferentes modelos necesarios para la simulación numérica hasta el proceso de ajuste histórico, predicción y análisis de los resultados. Este trabajo permitió entender y aterrizar mejor el comportamiento de producción de un yacimiento sometido a inyección de agua producto de la implementación de un plan de desarrollo para un sector del campo con lo cual se decidió acelerar las campañas de perforación para los pozos con mejor comportamiento de lo esperado y reevaluar los pozos de bajo rendimiento y tomar las respectivas acciones para poderlos llevar de la contingencia al desarrollo.
Análisis de distribución de producción, en un sector de un campo de crudo pesado con inyección de agua, usando software Sahara
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Rodríguez Patiño, Nayath Mercedes; Cepeda Moya, Diego
El inestable precio del crudo, el constante aumento de los costos de producción, el agotamiento de la energía en los yacimientos más importantes del país y la continua búsqueda de la rentabilidad, son aspectos que motivan a buscar la eficiencia en los métodos de explotación y arriesgarse en contra de teorías y prácticas para implementar métodos de recobro que aumenten la vida útil de los campos petroleros existentes en Colombia. La inyección de agua es un método sobresaliente entre los procesos de inyección de fluidos, al cual se le debe el elevado nivel actual de producción y de reservas en el país y esto debido a múltiples características que lo favorecen como lo es: la relativa agilidad de implementación a nivel de infraestructura, la facilidad con la que se inyecta debido a la carga hidrostática que se logra en el pozo de inyección, la asequible disponibilidad del agua, la relativa sencillez con que el agua se transporta a través de una formación y la eficiencia del agua para el desplazamiento de aceite. Incluso aplicando inyección de agua en condiciones extremas, como es en crudos extra-pesados, se obtienen resultados que están más allá de lo que indica la teoría. Debido a que el proceso de inyección de agua en crudo extra-pesado tiene varias dificultades entre ellas la eficiencia del desplazamiento y economía, es indispensable conocer la distribución de fluidos durante la inyección de agua en un yacimiento multicapa con la cual se pueda predecir el comportamiento de la producción de aceite. Este trabajo plantea una metodología con la cual será posible conocer la distribución de fluidos durante la inyección de agua en campos multicapa, haciendo esta técnica IOR más eficiente en crudos extra-pesados, beneficiando a todos los interesados, y planteando la posibilidad de implementar esta técnica en otros yacimientos marginales por su crudo extra-pesado y baja rentabilidad, además de ampliar el limite técnico-económico de uno de los yacimientos más importante para él país.
Modelo de simulación numérica que represente y ajuste históricamente con la producción de los campos mn, ro y tq
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Forero Gómez, Alejandra; Gambús Ordaz, Maika Karen; Esteban Mogollón, Luis Alfonso
Los modelos de .simulación numérica de yacimientos son una herramienta valiosa que permite a la compañía que gerencia varios campos, tener una idea más clara sobre la predicción del comportamiento de los campos y yacimientos en cuanto a la producción de hidrocarburos y el plan de explotación que se ajuste a las necesidades de este. Bajo esta premisa y teniendo en cuenta que para los campos Mn, Ro y Tq no se había desarrollado antes un estudio dinámico, se planteó el modelo de simulación numérica que represente y ajuste históricamente con la producción de los campos anteriormente mencionados. A partir de la previa construcción del modelo estático se representó entonces la interacción roca fluido, se estimaron los volúmenes originales en sitio y los volúmenes recuperables, se realizó el ajuste histórico de los fluidos de los campos y se desarrolló un escenario base de predicción de estos fluidos de los campos de estudio. Los resultados obtenidos son de gran utilidad para la compañía para la toma de decisiones y de inversiones en el campo para su desarrollo.
Identificación de áreas potenciales para desarrollar un piloto de inyección de agua mediante la evaluación analítica de distintos escenarios de inyección en un campo de crudo pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Amaya Bohórquez, Miguel Isnardo; Mantilla Villamizar, Jorge
Este trabajo ha sido desarrollado con el propósito de brindarle al lector herramientas adicionales que le permitan robustecer los análisis de selección de áreas potenciales para desarrollar la inyección de agua en yacimientos de crudo pesado. Se realiza un análisis de los parámetros de yacimiento y operacionales más relevantes en el éxito de procesos de inyección de agua de acuerdo con investigaciones de distintos autores a nivel mundial. De esta forma se busca recopilar las principales recomendaciones para diagnosticar la viabilidad de desarrollar inyección de agua en crudo pesado. Se citan además algunos casos reales de inyección con el objetivo de soportar el rendimiento de la tecnología y su desempeño exitoso. Seguidamente se analiza el potencial de la inyección de agua para el campo en estudio mediante un análisis de los parámetros de yacimiento y operacionales previamente definidos. Una vez establecido un potencial se realiza la evaluación y selección del área más adecuada para desarrollar el piloto de inyección de agua mediante un análisis integral que involucra características estructurales, petrofísicas, estratigráficas, integridad de pozos y producción de petróleo, gas y agua. Posteriormente se generan los distintos escenarios de inyección sensibilizando la configuración del patrón, arenas a inundar y caudales de inyección en términos de volúmenes porosos inyectados por año. Por último, se realiza la simulación analítica de cada uno de los escenarios planteados y se analizan los resultados en términos de volumen incremental y factor de recobro.
Estudio conceptual de factibilidad del método de recobro químico de polímeros a aplicar en un campo de petróleo de ambiente fluvio-deltaico en el Catatumbo
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Poveda Huertas, Iván Darío; Montoya Moreno, Juan Manuel
El estudio conceptual de la factibilidad del método de recobro químico de polímeros a aplicar en un campo de petróleo de ambiente fluvio-deltaico en el Catatumbo, permitió establecer la convergencia de elementos estructurales y estratigráficos de evolución tectónica que conformaron la cuenca del Catatumbo, adicionalmente se realizó una descripción y ubicación de la estructura del campo de estudio dentro de la cuenca del Catatumbo y los principales yacimientos de petróleo que lo conforman asociados al sistema petrolífero del campo. También se hace una descripción de las características de los yacimientos de petróleo de ambientes fluvio-deltaico en el cual existe una conjugación de la alta productividad orgánica en las zonas costeras afectada por los afluentes de ríos y a la presencia de depósitos de arena en las entradas fluviales, para analizar el comportamiento de producción e inyección con respecto a las unidades de flujo del campo del Catatumbo. Después se hace una breve descripción de los diferentes procesos o técnicas del recobro químico mejorado o terciario de petróleo CEOR (Chemical Enhanced Oil Recovery) entre estas la inyección de polímeros, las cuales son utilizadas para la recuperación de petróleo residual que se encuentra en un yacimiento, para hacer una revisión de los campos petróleo de ambiente fluvio-deltaico en donde se han implementado la inyección de polímeros como método de recobro químico, adicionalmente se realiza un esquema de características y propiedades de los campos analizados y el campo del Catatumbo.

Browse

Browsing Especialización en Ingeniería de Yacimientos by Issue Date

Results Per Page

Sort Options