Escuela de Ingeniería de Petróleos
Permanent URI for this community
Browse
Browsing Escuela de Ingeniería de Petróleos by browse.metadata.evaluator "Cárdenas Montes, José Carlos"
Now showing 1 - 3 of 3
Results Per Page
Sort Options
Item Evaluación experimental del efecto de la inyección de CO2 como método de recuperación de gas sobre la saturación de la fase hidrato en un medio poroso utilizando tomografía de rayos X(Universidad Industrial de Santander, 2021) Torres Doria, Luis Alejandro; Carrillo Moreno, Luis Felipe; Santos Santos, Nicolás; Ortiz Meneses, Andrés Felipe; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Cárdenas Montes, José CarlosLos hidratos son estructuras cristalinas en las que el agua se solidifica a altas presiones y bajas temperaturas formando jaulas que atrapan moléculas pequeñas de gas. Para producir dicho gas, básicamente hay que sacar al hidrato de sus condiciones termodinámicas de estabilidad, sin embargo, se ha descubierto recientemente un método en el que a través de inyección de CO2 ocurre un intercambio molecular en el que, además de liberarse el gas entrampado, se evidencia el secuestro de éste agente contaminante. El presente estudio analizó los cambios que se ven en los volúmenes de hidratos después de un proceso de inyección de CO2 utilizando la técnica no destructiva de Tomografía Computarizada de Rayos X. Los resultados, comparados con ecuaciones termodinámicas, arrojaron que en este proceso se vio un aumento de los valores de saturación en 1.3% debido a reformación de hidratos producto del gas liberado y el agua libre. En general, se evidenció una liberación máxima de metano de 5.3% que luego, por la regeneración, se disminuyó hasta llegar a un valor de -0.2%, es decir, una captura adicional de metano. En cuanto al recobro final, sin embargo, se obtuvieron incrementales entre el 1.65% y el 2.26%, evidenciando la eficiencia del método en los valores de producción.Item Influencia de la inyección de CO2 sobre la recuperación de metano en yacimientos de roca generadora mediante el estudio del fenómeno de adsorción(Universidad Industrial de Santander, 2023-11-14) Acevedo Acosta, Valentina; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Cárdenas Montes, José CarlosEn los últimos años, la inyección de CO2 se ha considerado como un método alternativo para recuperar el metano que se encuentra adsorbido en las rocas generadoras y almacenar CO2. Con el fin de evaluar la influencia de la inyección de CO2 sobre la recuperación de metano en yacimientos de roca generadora se realizó un estudio experimental del fenómeno de adsorción. Para ello, se emplearon muestras de roca generadora de la cuenca del Valle Medio del Magdalena en Colombia y se utilizó el método manométrico, que permite medir las isotermas de adsorción de CO2 y metano a ciertas condiciones de temperatura y presión. Se realizó el ajuste de los datos experimentales de adsorción a diferentes modelos disponibles en la literatura, determinando que el modelo que mejor representa el fenómeno de adsorción en las muestras estudiadas es el Modelo de Sips. Mediante los resultado experimentales obtenidos se analiza la influencia de la composición mineralógica, la materia orgánica, la madurez térmica y el tipo de kerógeno en la capacidad de adsorción de CO2 en la roca. Se concluye que el contenido de materia orgánica es uno de los parámetros que más influyen en la capacidad de adsorción de CO2, presentando una correlación positiva moderada, la cual es más significativa a bajas presiones. Además, para determinar la factibilidad del uso de la inyección de CO2 como método de recuperación de metano se calculó el parámetro de selectividad, obteniéndose resultados mayores a 1, lo que demuestra la mayor afinidad de adsorción del CO2 en los nanoporos de la roca.Item Reinterpretación del modelo geológico, estructural y estratigráfico para definir áreas potenciales no identificadas en un campo de los Llanos Orientales(Universidad Industrial de Santander, 2021) Bueno Jiménez, Lenin; Velandia Patiño, Francisco Alberto; Bejarano Wallens, Aristóbulo; Cárdenas Montes, José CarlosEl trabajo detallado a continuación, presenta un nuevo modelo geológico para un campo de petróleo ubicado en la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, en el cual se utiliza como base la nueva información obtenida a partir del reproceso sísmico 3D, el cual a su vez proporciona una mejor definición de los eventos geológicos estructurales tales como sistemas de fallas y cizallas. Mediante una reinterpretación sísmica detallada utilizando herramientas geofísicas como extracción de amplitudes y cubos de varianza, se logra identificar un sistema de fallas de tipo cizalla simple en sentido transversal a las fallas normales con componente de rumbo dextral, el cual es responsable de generar altos estructurales y compartimentos por encima del contacto agua petróleo del campo (7756 ft), los cuales aún no han sido drenados y podrían aportar reservas adicionales. A partir de los datos de presiones, áreas de drenaje de los pozos productores y análisis de curvas de producción se establece con mayor certeza la presencia de nuevas áreas potenciales de interés, lo anterior mediante la integración con la información estructural obtenida con el mapeo en tiempo y profundidad de los niveles productores en el campo. Se construye un modelo geoestadístico utilizando la información de tipos de roca y propiedades petrofísicas presentes en el yacimiento, el cual se utiliza para calcular de forma determinística el petróleo original in situ, el factor de recobro y las reservas remanentes en el campo de estudio de una manera más confiable. Es así como se obtiene un estimado de 29 MMbls de petróleo in situ, un factor de recobro cercano al 40 por ciento y unas reservas adicionales recuperables de 1 MMbls. Los pronósticos de producción obtenidos muestran un incremento en la producción cercana a los 1400 bopd, lo cual permite estimar un tiempo productivo de cuatro años.