Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas

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Browsing Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas by browse.metadata.evaluator "Calderón Carrillo, Zuly Himelda"

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    Análisis de buenas prácticas sectoriales en la producción y desarrollo de pozos en yacimientos de roca generadora en países de América y Canadá
    (Universidad Industrial de Santander, 2021) Rivera Calderón, Martha Rocío; Cárdenas Montes, José Carlos; Bejarano Wallens, Aristóbulo; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
    Este estudio de investigación es una recopilación sobre la regulación y explotación de yacimientos de roca generadora en países como Estados Unidos, Canadá, Argentina y Colombia, esta investigación busca generar un instrumento de análisis para lograr buenas prácticas en la explotación de hidrocarburos y que a largo plazo sean sostenibles, recopila opiniones de diversos autores, a su vez enuncia los distintos escenarios normativos y legales que actúan como reguladores de la explotación de estos mismos. Así mismo se establecen los diversos conceptos y estadísticas sobre fracturación de Hidrocarburos en los yacimientos de roca generadora de estos países, la investigación realizada es de tipo descriptiva la cual se encuentra divida por capítulos en donde se describe la actividad de la industria Petrolera, su explotación y producción en Norte América y Sur América, este análisis descriptivo se fundamenta principalmente en respaldar las buenas prácticas de explotación de hidrocarburos y traerlas a un posible escenario de productividad en Colombia, con el fin de ser sostenible en el tiempo y materia económica; con esta recopilación se busca establecer una base que permita a los sectores que participan en la producción de pozos de yacimientos de roca generadora un instrumento guía sobre buenas prácticas en la producción y desarrollo de los pozos.
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    Diseño de una prueba piloto para la implementación de una técnica de Water Shut-off aplicada a pozos productores con empuje hidráulico activo en la Cuenca de los Llanos Orientales
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-11-17) Argüello Borray, Lina María; Gambús Ordaz, Maika Karen; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
    La excesiva producción de agua es una de las principales problemáticas técnicas asociadas a la producción de petróleo en yacimientos con empuje hidráulico activo. Esta condición puede limitar la vida productiva de los pozos y puede generar diversos problemas operacionales tanto en superficie como en fondo de pozo. El costo anual de disposición de agua se estima en 40 billones de dólares en todo el mundo y entre 5 y 10 billones de dólares en Estados Unidos. Reducir la cantidad de agua producida ayudaría a disminuir no solo los costos de disposición sino los costos de separación asociado con el proceso de producción y los costos de generación requeridos por los sistemas de levantamiento artificial (Liao, 2014, p. 11). Actualmente, en la Cuenca de los Llanos Orientales se evidencia un alto corte de agua asociado a pozos productores con empuje hidráulico activo. La persistencia de esta condición conllevará a la disminución de la vida productiva de los pozos, el abandono prematuro de los mismos, la limitación para el incremento de la producción de petróleo y la afectación de los sistemas de levantamiento artificial. Una de las propuestas para mitigar los problemas anteriormente mencionados, consiste en la implementación de técnicas de Water Shut off. Estas técnicas han surgido en el mundo como una opción para combatir estos excesos de producción de agua mediante la implementación de métodos mecánicos y químicos que aíslan o bloquean las zonas productoras de agua. Asimismo, estas técnicas permiten impactar de manera positiva tanto la vida económica como el recobro último de los yacimientos en donde son implementadas. El presente proyecto diseña una prueba piloto para la implementación de una técnica de Water Shut-off aplicada a pozos productores con empuje hidráulico activo en la Cuenca de los Llanos Orientales, a través del diagnóstico e identificación de las principales causas del incremento de la producción de agua, la revisión de los principales métodos para su control que son empleados actualmente en la industria petrolera, el diseño de una metodología para la identificación del mejor pozo candidato y la selección de la mejor técnica a implementar en la prueba piloto. Su desarrollo es esencial para mitigar los principales problemas evidenciados durante la vida productiva de los pozos y asociados al exceso de la producción de agua como: bajas eficiencias de recobro, incrementos en los cortes de agua, incrementos en la producción de arena e incrementos en los costos operacionales y de generación.
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    Identificación de nuevas oportunidades de perforación para incrementar el recobro mediante el modelamiento petrofísico integrado en un sector de un campo en los Llanos Orientales
    (Universidad Industrial de Santander, 2023-03-11) Báez Suárez, Elkin Yesid; Pérez García, Laura Elena; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
    Para aumentar el recobro en un campo de los llanos orientales, se propuso caracterizar las arenas productoras mediante la implementación del modelo petrofísico, el análisis de agrupación y mapas de Net pay como herramientas de identificación de nueve pozos de desarrollo, donde se discretizaron seis unidades hidráulicas de flujo (HFU) y cinco tipos de roca dentro de las arenas objetivo, utilizando la metodología RQI (Reservoir Quality Index), delimitando las zonas por calidad de roca optimas (porosidad y permeabilidad), saturación de fluido, espesor de roca y distancia al contacto. Para el modelo de saturación se usaron las ecuaciones de saturación de agua por función de altura, empleando la metodología de Leverett (1942) para cada unidad hidráulica. A partir de los modelos estructural, petrofísico y de las funciones por presión capilar se generó el modelo geocelular (con un área total de 54.20 km2, 1.760.400 celdas en total, de 25x25 metros y 310 ft de espesor), donde son pobladas la porosidad y permeabilidad con métodos geoestadísticos. Con la malla numérica de porosidad y permeabilidad se evaluaron las unidades hidráulicas a partir del análisis de agrupación, la saturación de agua por presión capilar, el Net pay y la distancia al contacto agua petróleo. Finalmente se efectúa un análisis de incertidumbre a la volumetría del hidrocarburo entrampado en el yacimiento. Se ejecutaron 300 realizaciones para el análisis de incertidumbre, a partir del cambio aleatorio de las semillas de los modelos de porosidad y permeabilidad por el método de muestreo Montecarlo. En conclusión, se determinaron los escenarios por percentiles P10, P50 y P90, donde el escenario P50 da un aceite original en sitio de 146 millones de barriles, escenario bajo el cual se tomó el mapa de Net Pay para la identificación de los nueve pozos propuestos como parte del plan de desarrollo. La metodología empleada, busca disminuir la incertidumbre al momento de proponer escenarios de desarrollo conforme a las heterogeneidades del yacimiento.
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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).