Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas

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Browsing Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas by browse.metadata.evaluator "Gambús Ordaz, Maika Karen"

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    Análisis de factibilidad para el uso de gas de anulares y gas de proceso como combustible en la unidad de tratamiento de crudo (OTP), considerando los efectos ambientales
    (Universidad Industrial de Santander, 2023-05-26) Montoya Peñaloza, Hangie Cristina; Montes Páez, Érik Giovany; Vargas Gutiérrez, Danny; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Gambús Ordaz, Maika Karen
    La eficiencia energética se ha convertido en un tema determinante en los procesos de extracción y tratamiento de crudo y gas, debido principalmente a la necesidad de las empresas de mantener una producción eficiente, sostenible y competitiva; por esta razón se han considerado diferentes alternativas de autoconsumo energético con el fin de reducir la contaminación ambiental, la demanda de combustibles externos y los costos operativos en los campos de producción. En esta investigación se analiza la factibilidad de una alternativa de autoconsumo que propone el uso del gas producido, gas libre y gas asociado, como combustible en la Unidad de Tratamiento de Crudo (OTP) de un campo petrolero del Valle Del Magdalena Medio, con el fin de reducir la contaminación ambiental generada por la quema en Tea de este gas. Inicialmente se describe la Unidad de Tratamiento de Crudo y la Unidad de Tratamiento de Gas (GTP) del campo, para identificar las condiciones actuales del proceso; luego se evalúa la composición y propiedades del gas producido, considerando las características del gas combustible que se compra actualmente y el requerimiento energético de la OTP, para definir los equipos y líneas adicionales que se requieren en la propuesta. Posteriormente se simula en Aspen Hysys V12.0 la alternativa planteada y se determina que todo el gas producido puede ser alimentado como combustible a la OTP. Finalmente se realiza un análisis comparativo entre el proceso actual y la alternativa de autoconsumo, teniendo en cuenta los costos de implementación, en el que se calcula un ahorro económico diario del 61% en los costos del gas combustible requerido y una disminución del 100% en las TonCO2 emitidas al ambiente; esto permite la recuperación de los costos de implementación en tres meses, por lo que se concluye que la alternativa de autoconsumo es económica y ambientalmente viable.
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    Efecto de la reducción de presión de separación en los pronósticos de producción y reservas de gas en el bloque SSJN-1
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-08-09) Ordóñez Riberos, César Omar; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Gambús Ordaz, Maika Karen; Ortiz Cancino, Olga Patricia
    El gas de los pozos en el área de Bullerengue: Bullerengue 2, Bullerengue Norte 1 y Bullerengue 4 han ido disminuyendo presión de cabeza desde el 2021, reduciendo el soporte de energía del yacimiento, disminuyendo la producción de gas, aumentando la precipitación de líquidos en el yacimiento, reduciendo el recobro de fluidos y aumentando así la declinación de la producción del campo. Los requerimientos de seguridad operativa en el manejo del Gas "Confiabilidad del sistema” y las condiciones de entrega requeridas para el proceso en la planta, en pro del control de calidad del Gas (Control del Dew Point y humedad) y riesgos operacionales, se constituyeron en los elementos justificativos para encarar el proyecto. El propósito de este trabajo consistió en evaluar el potencial de producción al disminuir la presión de separación como una solución a la pérdida de productividad, analizando las afectaciones en el tratamiento del gas. Para lograrlo, como primera instancia se realizó la recolección de datos y caracterización del Yacimiento y variables operacionales de mayor importancia en el proceso de gas, ante el cambio operacional. Posteriormente se desarrollaron 2 simulaciones. Una simulación de proceso en HYSYS® y otra simulación de Compresores en el Software Ariel®. Seguidamente se realizó el análisis de resultados en 3 aristas importantes: La compresión en 2 etapas arrojando resultados de viabilidad a presión de succión entre 200 a 250 psig, con parámetros operativos que requieren algunos monitoreos en búsqueda de mantener las cargas adecuadas en los equipos. El segundo aspecto las adecuaciones operacionales requeridas en las torres contactoras de glicol producto del incremento en la temperatura y por último el incremento de Gas por disminución de la presión de separación. De acuerdo con los resultados de las simulaciones, una reducción de la presión de separación en un factor del 80%, logra una recuperación de reservas de los pozos en campo Bullerengue de aproximadamente 14.31 billones de pies cúbicos, este valor equivale al 71% de la producción histórica acumulada, lo que significa que es un proyecto viable y de gran pertinencia para el adecuado gerenciamiento del yacimiento.
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    Evaluación Técnica del Recobro Mejorado Álcali-Surfactante-Polímero en un Campo Maduro en la Cuenca de Los Llanos Orientales Empleando Simulación Numérica
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-09-12) Hernández Cachaya, Adriana; Romero Cueto, Adriana; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Gambús Ordaz, Maika Karen
    El presente trabajo evalúa la producción incremental a obtener en un proceso de recobro químico por inyección de Álcali-Surfactante-Polímero (ASP), posterior a un proceso de inyección de agua, en un canal fluvial de la unidad C5 del campo Caño Limón. Un modelo sectorial fue construido con ajuste histórico que representa las complejidades geológicas y dinámicas del canal de estudio; el modelo permitió predecir los rangos de recobro de aceite final a obtener si se continuara con el proceso de inyección de agua actual o si se optimizan las condiciones operacionales de producción e inyección de los pozos activos en el canal. La inyección de ASP fue simulada mediante la integración de los diseños y los resultados de las pruebas de laboratorio, que reflejaron las interacciones de los químicos con la roca y los fluidos de la formación de la unidad C5. Estas pruebas permitieron obtener el diseño inicial de los baches de inyección junto con los rangos de aplicación de los químicos, para posteriormente evaluar múltiples escenarios de recobro de aceite con diferentes diseños de inyección. Estos diseños de inyección alternativos se lograron ajustando las concentraciones de los químicos, los volúmenes porosos a inyectar y las condiciones de producción e inyección de los pozos activos del canal. Finalmente, se estimaron los volúmenes de reservas incrementales de los escenarios de recobro químico por ASP, comparados con los escenarios base y optimizado de inyección de agua. Como resultado de este estudio, los múltiples escenarios de recobro generados con sus consumos de químicos requeridos, podrán ser empleados en las evaluaciones económicas del proyecto y permitirá seleccionar la mejor opción técnico-económica a ser implementada en un futuro en el proyecto.