Escuela de Ingeniería de Petróleos
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Browsing Escuela de Ingeniería de Petróleos by browse.metadata.evaluator "Calderón Carrillo, Zuly Himelda"
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Item 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 HimeldaEste 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.Item 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 HimeldaLa 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.Item Evaluación del comportamiento mecánico del cemento en el sistema revestimiento-cemento-formación(Universidad Industrial de Santander, 2021) Mayorga Ribero, Karina Andrea; Palencia Muñoz, Miguel Fernando; Suárez Arias, Diego Fernando; Gambús Ordaz, Maika Karen; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Calderón Carrillo, Zuly HimeldaEl cemento es uno de los elementos claves para mantener la estabilidad del pozo a largo plazo. Uno de los objetivos de su establecimiento es proporcionar un aislamiento zonal completo y eficiente durante toda la vida del pozo. Diferentes estudios han demostrado que los cambios postcementing en las condiciones de presión y temperatura pueden inducir esfuerzos a través de la roca y del revestimiento, capaces de deteriorar el cemento y de originar su falla mecánica, la cual conlleva a graves problemas operativos, económicos y ambientales. Modelar la falla mecánica del cemento e identificar las variables críticas que influyen en esta, es un paso importante para evitar estos problemas. Por tal razón, en esta investigación se presenta un modelo numérico tridimensional basado en elementos finitos para evaluar el comportamiento mecánico del cemento convencional de pozo vertical en el sistema revestimiento-cemento-formación, considerando los cambios en las condiciones de temperatura y presión a las que está sometido en fondo de pozo. Este nuevo modelo numérico, diferente a los documentados en la literatura técnica, incluye análisis elastotermoplástico en el revestimiento y cemento, y poroelastotermoplástico en la roca. Para verificar el modelo 3D desarrollado, se compararon los esfuerzos radiales obtenidos a través del revestimiento-cemento y formación durante la cementación, con los obtenidos mediante los modelos analíticos de Teodoriu, Bomá y De Simone, cuyas máximas diferencias porcentuales fueron 2.12%, 5.38% y 3.05%, respectivamente. Los resultados presentan la distribución de esfuerzos radiales y tangenciales en dos sistemas de cemento (uno más rígido que otro) fraguados frente a formaciones blanda y dura, durante la producción del pozo, a medida que cambian las condiciones de presión y temperatura, cuya interpretación geomecánica permitió determinar el riesgo de falla por desunión en sus contactos, agrietamiento radial y deformación plástica.Item 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 HimeldaPara 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.Item Modelo analítico para determinar la adsorción de metano en formaciones shale gas(Universidad Industrial de Santander, 2021) Flórez Roa, Jhon Michael Antony; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Cárdenas Montes, José Carlos; Calderón Carrillo, Zuly Himelda; León Bermúdez, Adán YovaniLa presente investigación comienza analizando distintos modelos de adsorción que se pueden aplicar para medir la adsorción de gases en superficies sólidas y la teoría de todos ellos, concluyendo que el modelo de adsorción de Langmuir es el más útil para formaciones tipo shale. Después se analiza mediante recapitulación de textos científicos, tesis de maestrías y tesis doctorales las variables que influyen en la adsorción, concluyendo que el contenido de arcilla, TOC, temperatura, presión, porosidad , contenido de agua, madurez térmica y tipo de kerógeno son relevantes. En la literatura se has creado modelos analíticos para determinar la adsorción de metano en formaciones tipo shale. Sin embargo, en los analizados no se estudia la reflectancia de la vitrinita y el Tmax simultáneamente, situación contraria a la presente investigación, concluyendo que el Tmax es más preciso para la adsorción de metano que la reflectancia de la vitrinita. Para priorizar las variables que influyen en la adsorción se analiza la forma de realizar pruebas experimentales de adsorción, en donde no participa la porosidad ni humedad, y mediante la recapitulación de una base de datos solidada con pruebas experimentales se advierte que el tipo de kerógeno no participará en la creación del modelo analítico, concluyendo que las variables a usar son el TOC, la madurez térmica (Tmax), la temperatura, el contenido de arcilla y la presión. El volumen de Langmuir tiene dos variables: (1) Volumen de Langmuir (VL), (2) Presión de Langmuir (PL), por ende el modelo determina el VL y la PL, obteniendo una serie de ecuaciones. Mediante comparación de información experimental y calculada con el modelo analítico se concluye que a presiones superiores de 10 MPa el error no suele superar el 12%.Item Modelo de saturación de agua evaluado con la aplicación del método de descomposición en valores singulares (SVD). Caso: Formación Mirador, Llanos Orientales, Colombia(Universidad Industrial de Santander, 2024-05-03) Orozco Cujia, María Claudia; Bejarano Wallens, Aristóbulo; Ariza León, Emiliano; Martínez Rey, Ramiro; Pérez Carrillo, Édgar Ricardo; Calderón Carrillo, Zuly HimeldaLa determinación precisa de la saturación de agua es fundamental para estimar los volúmenes de fluidos en los yacimientos y así lograr una mejor caracterización de los hidrocarburos en el yacimiento. Sin embargo, existen muchos métodos disponibles para estimar la saturación de agua en formaciones, aunque estos modelos tienen limitaciones y sus parámetros de entrada a menudo no están disponibles. En consecuencia, esto conduce a saturaciones de fluidos subestimadas o sobrestimadas. Es decir, en Colombia un campo ubicado en los Llanos Orientales con unidad productora la Formación Mirador, presenta información de campo con datos subestimados de Sw y para responder a esa inquietud se esboza el presente proyecto de investigación delimitado por una metodología que es el engranaje del orden lógico de sus respectivos objetivos iniciando con el análisis de los modelos de saturación de agua alternativos mediante la integración informativa de registros y núcleos de pozos, identificando las variables críticas y seleccionando aquellos que sean válidos para el cálculo de Sw. Seguidamente, la comparación de los modelos Sw para una formación compleja con hidrocarburos pesados; posteriormente se modela en términos adaptativos la ecuación representativa resultante, a partir de la formulación en términos matemáticos y técnicos definiendo un modelo propuesto de Sw para la Formación Mirador, finalizando con el análisis de los datos del modelo de Sw propuesto evaluado con el método SVD y en consecuencia como resultado esperado la definición de un modelo de saturación de agua y validado con el método de descomposición en valores singulares (SVD) que permita estimar la fracción de agua e hidrocarburos en la Formación Mirador de los Llanos Orientales.Item 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 HimeldaEl 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).