Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas

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Browsing Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas by browse.metadata.evaluator "Abaúnza Sepúlveda, Luis José"

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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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    Estrategia de aseguramiento para la identificación y gestión de puntos de falla en la cadena de servicio de bombeo electrosumergible (BES)
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-11-13) Rincón Jerez, Viviana Paola; García Navas, Edison Odilio; Abaúnza Sepúlveda, Luis José; Bejarano Wallens, Aristóbulo
    En los campos petroleros colombianos se presentan constantemente fallas en los sistemas de bombeo electrosumergible, muchas de éstas, asociadas a problemas de calidad, transporte, izaje, aplicación e instalación de los equipos, procesos que son ejecutados por compañías de servicios, por lo que se busca garantizar que las fallas recurrentes y atribuibles a la compañía proveedora, puedan ser minimizadas y eliminadas por medio del conocimiento, experiencia y acciones evidenciadas de manera temprana implementando una herramienta de identificación previa a la ejecución de los procesos, los hallazgos y acciones más relevantes a lo largo de la corrida y operación de sistemas bajo los diferentes escenarios de operación ofrecidos por nuestra geografía. Para seleccionar la herramienta óptima, se realizó una investigación acerca de la disponibilidad de herramientas para la toma de decisiones que han sido probadas a lo largo del tiempo en la industria de los hidrocarburos y en diferentes ámbitos, verificando cuál de ellas puede usarse como base para proponer una metodología que se ajuste a los propósitos de la compañía, lo que nos permitió trabajar en una herramienta que selecciona los principales hallazgos y fallas críticas dentro de la cadena de producción, resultado de un trabajo de años, posterior al análisis de cada una de las fallas por componentes BES y entregando un plan de acción efectivo. Esta identificación y rápida recopilación de información permitirá la entrega de resultados óptimos, reduciendo el tiempo y los recursos dentro de las empresas de servicios, además de la satisfacción en la entrega de los sistemas, garantizando la correcta aplicación de los procesos y las lecciones aprendidas, lo que al final representa un beneficio para las empresas operadoras y para las empresas de servicios, con el aumento del tiempo de vida útil de los sistemas, reducción del tiempo entre intervenciones a los pozos y beneficios económicos para las partes.
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    Estudio de la factibilidad técnica para implementar un completamiento con válvulas de control de flujo en un campo colombiano de la Cuenca de los Llanos Orientales
    (Universidad Industrial de Santander, 2024-11-08) Guerrero Nieto, Jonathan; Calvete González, Fernando Enrique; Abaúnza Sepúlveda, Luis José; Ríos, Edwin Felipe
    La implementación de completamientos con válvulas de control de flujo (ICV, inflow control valve) podría beneficiar a un campo de la cuenca de los Llanos Orientales, estableciendo menores tiempos para la puesta en producción de pozos con requerimientos de drenado, debido al ajuste de las respectivas aperturas desde superficie para la regulación del perfil de presiones en el pozo. Para el análisis de este completamiento con ICV, una simulación Base fue desarrollada en NETool® con datos de un pozo A del campo en estudio. La simulación fue aplicada en condiciones actuales del pozo A (sin ICV), sin considerar la ESP. Posteriormente, una ICV por formación fue codificada en la simulación, determinando la mejora respecto al caso base. Por último, la ESP fue incluida en la simulación, analizando el perfil de flujo y de presiones conseguido con las ICV. Según los resultados de la simulación del caso base, la presencia de influjos negativos que disminuyen la producción de crudo son característicos de la operación del pozo. La inclusión de tres ICV, una por formación, condujo a la verificación de la eliminación de influjos negativos para condiciones de presión en fondo de pozo de hasta 800 psi. De igual manera, las aperturas de las ICV recomendadas, según análisis de resultados de simulación, corresponden a ICV K2=3, ICV K1=3 y ICV T2=10. Por último, según la simulación del pozo A con la ESP y las tres ICV, la producción de crudo se eleva 37% comparado con los históricos del pozo, mostrando la factibilidad técnica de la implementación de las válvulas de control de flujo.
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    Metodología para el análisis de la integridad mecánica de la tubería de revestimiento en pozos productores de hidrocarburos del Piedemonte colombiano
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-11-05) Acosta Cárdenas, Edwin Mauricio; Carreño Velasco, Wilson Raúl; Zambrano Luna, Anny Vanessa; Ariza León, Emiliano; Abaúnza Sepúlveda, Luis José
    El desarrollo de la metodología para la integridad de las tuberías de revestimiento en pozos del Piedemonte llanero colombiano es una respuesta técnica, para abordar la condición de presiones anulares sostenidas evidenciadas en los campos de Piedemonte, sin embargo, la metodología podría aplicarse a otros campos. La metodología tiene tres (3) etapas, el diagnóstico, el impacto y el aseguramiento. En la primera etapa, se establece si el pozo presenta la condición de presión sostenida en el anular SAP (por su sigla en inglés, “sustained annular pressure”) , una vez catalogado el pozo con SAP, se evalúa si la presión supera el 50% de la máxima presión operativa permitida en cabeza de pozo - MAWOP, cumpliéndose este criterio el pozo es valorado en la segunda etapa, impacto, evaluando tres categorías (química, mecánica y física) en función de veinte variables, a las cuales se le asignaron criterios de ponderación (entre 1 y 5) para establecer los índices de categorías de elemento (Icat_β_e); índice de categoría del sistema (Icat_β_s) así como el índice de integridad del elemento (IIE) y el índice de integridad del sistema tubular (IIST). Con estos índices, se priorizan los elementos tubulares del pozo que requiere de acciones focalizadas para el aseguramiento, esta tercera etapa permite diseñar un plan de acción de monitorear, controlar, mitigar, reparar, sustituir o abandonar, con el detalle de los elementos tubulares que conforma el pozo. La metodología se aplicó a un caso estudio, para un pozo problema configurado con las características de los campos del piedemonte, obteniendo como respuesta clasificar, categorizar, priorizar y establecer acciones con un mecanismo sencillo y útil para la gestión de la integridad en pozos que presenta presiones sostenibles en los anulares.
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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).