Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas

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Desarrollo de un protocolo de operación para la reducción del consumo de gas combustible en una estación compresora
(Universidad Industrial de Santander, 2024-08-31) Mendoza Jaspe, Marco de Dios; Delvecchio Parra, Piedad María; Quintero Moreno, Gabriel; Ariza León, Emiliano
El transporte de gas natural a través de gasoductos es fundamental para llevar este recurso desde las fuentes de suministro hasta los puntos de consumo. La capacidad de transporte de un gasoducto está determinada por varios factores como el diferencial de presión entre su entrada y salida, la composición del gas y las condiciones del diseño del gasoducto. Cuando se necesita aumentar la capacidad de transporte, se recurre a la instalación de estaciones compresoras en puntos intermedios, las cuales aumentan el diferencial de presión tanto en la succión como en la descarga, permitiendo transportar un mayor flujo de gas. Sin embargo, su funcionamiento debe ser cuidadosamente gestionado para evitar riesgos como cierres de válvulas de protección y afectaciones a la integridad del gasoducto por altas presiones, o incumplimiento de las presiones contractuales pactadas con los clientes. Debido a que la demanda de transporte varía horaria y diariamente, no siempre se requiere la capacidad adicional que proporcionan las estaciones compresoras. Por lo tanto, es crucial optimizar su operación para minimizar costos y emisiones de gases de efecto invernadero. Para la estación objeto de estudio no se cuenta con un método claro y objetivo para determinar cuándo debe entrar o salir de servicio la estación. Se desarrolló un protocolo de operación que utiliza datos de flujos de entrada y salida, volumen de gas empacado y capacidad de transporte en flujo natural, el cual permite predecir con exactitud si entrar o salir de servicio la compresora, y en cuantas horas debe hacerlo, con lo cual se estima un ahorro del 37% en el consumo de gas combustible y en los costos derivados, además de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.
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.
Evaluación del desempeño de diferentes aminas en plantas de endulzamiento de gas natural para incrementar la capacidad de tratamiento de gas
(Universidad Industrial de Santander, 2023-05-26) Holguín Galvis, Luis Ángel; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique; Peña Velásquez, Hermes; Ariza León, Emiliano
El endulzamiento de gas es un proceso de tratamiento donde los gases ácidos como CO2 y H2S son removidos gracias a una amina en una etapa de absorción química. El endulzamiento es sumamente necesario en la cadena del gas por lo que las plantas operativas han sido estudiadas con el fin de aumentar el flujo de gas tratado además de reducir la corrosión generada por la amina debido que la naturaleza. Para solucionar el problema de corrosión y aumentar el flujo de gas se ha estudiado la planta en torno al cambio de la amina empleada variando entre la MEA, DEA y MDEA o realizarse cambios en los equipos que permitan el objetivo. Teniendo en cuenta lo mencionado, en el presente trabajo de grado se abordó una planta de endulzamiento usando la herramienta de simulación numérica Aspen HYSYS para evaluar múltiples aminas y mezclas de ellas con el fin de encontrar aquella que permita aumentar la capacidad de absorción de contaminantes ácidos con el fin de reducir la corrosión y aumentar el flujo de gas tratado. Las aminas evaluadas fueron la MEA, DEA, DIPA, MDEA, DGA, TEA y las mezclas MDEA/DEA, MDEA/MEA, MDEA/PZ donde la di-isopropanolamina aumentó un 8% la capacidad de carga de gases ácidos además de reducir la corrosión un 79%. Finalmente, se realizó un estudio paramétrico variando condiciones de operación de la planta de endulzamiento con DIPA encontrando una reducción de la concentración de H2S y de agua de inyección, con la reducción de la temperatura en la torre contactora además de un esquema de recirculación de gas aumentando el flujo tratado 3 MMSCFD. Todas las evaluaciones realizadas en simulación sirvieron para plantear un esquema optimo de operación el cual permitiera aumentar el flujo de gas tratado y reducir la corrosión además de plantearse una metodología para el análisis de esta problemática de corrosión en otras plantas.
Mejoramiento de la configuración de las facilidades de superficie de los sistemas de compresión e inyección de gas lift del aplicado a un campo colombiano
(Universidad Industrial de Santander, 2024-05-20) Galvis Gómez, Jaime; Oliveros Gómez, Luis Roberto; Santos Santos, Nicolás; Ariza León, Emiliano
El siguiente Trabajo de investigación trata sobre la importancia del proceso de recuperación de condensados en la industria del transporte y tratamiento de gas, específicamente en la etapa de compresión y enfriamiento. Se describe el proceso de recuperación de petróleo por levantamiento artificial por gas (gas lift), que implica la inyección de gas para reducir la densidad de la mezcla bifásica y las pérdidas de presión en la tubería de producción. El objetivo principal es reducir las trazas de butanos y pentanos en la corriente gaseosa para mejorar la producción de los fluidos en las facilidades de superficie de sistemas de compresión e inyección de gas lift en un campo colombiano. Se propone una metodología de trabajo que incluye la simulación numérica en la herramienta HYSYS para analizar diversas alternativas de trabajo. Se describen las condiciones actuales de operación del campo seleccionado y se desarrollan modelos de simulación de las alternativas seleccionadas. Luego se comparan los resultados técnicos y se realizan estudios económicos para seleccionar la mejor opción. En la segunda etapa del análisis se incluyen modificaciones al sistema de ponderación de datos y la consideración de la recuperación de metano y etano, evitando su presencia en la corriente de líquido. Se evalúa la confiabilidad del sistema, asegurando el cumplimiento del objetivo de trabajo, condiciones técnicas adecuadas y mitigación del riesgo. Los resultados muestran que se logra más del 80% de metano en la corriente de gas, cantidades mínimas de etano y metano en los líquidos, condiciones operativas dentro del rango adecuado y ausencia de formaciones de hidratos. Además, se estima que la tecnología permite recuperar la inversión en aproximadamente 100 días, con un valor presente neto (VPN) de 8 millones de dólares estadounidenses y una tasa interna de retorno (TIR) superior al 100% en un periodo de evaluación de 5 años.
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.
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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