Escuela de Ingeniería de Petróleos

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Estudio de factibilidad de reducción de costos de operación mediante el uso de una fuente no convencional de energía renovable (FNCER) de origen solar en el proceso de transporte de gas natural por gasoductos en Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2023-07-31) Torres López, Mario; Montes Páez, Erik Giovany; Calvete González, Fernando Enrique; Hormizda Mosquera, Vicente
Mediante este estudio se espera contribuir al conocimiento técnico en lo que tiene que ver con la comprensión y aplicación de las nuevas tecnologías en aprovechamiento de FNCER, y en este mismo sentido se pretende que este trabajo sea un buen insumo de consulta para toma de decisiones en cuanto a la factibilidad de implementar proyectos aplicados en el renglón del transporte de gas natural por gasoductos. De acuerdo con lo anterior, los dos primeros capítulos muestran detalles sobre la cadena de suministro del gas natural y la energía eléctrica en Colombia, se describen los gasoductos y su funcionamiento y se habla de la distribución de la energía eléctrica en nuestro país. El capítulo tres se dedica a describir en detalle las FNCER que se propone estudiar como lo es la energía solar fotovoltaica o PV (por sus siglas en inglés) y la CSP o energía solar de concentración. Posteriormente, el capítulo cuatro se dedica a realizar un dimensionamiento de un proyecto de estación de compresión operado con FNCER en territorio colombiano, contando con el apoyo del software especializado en el uso de fuentes no convencionales de energías renovables System Avisor Model o SAM, para finalmente llevar a cabo un estudio económico en base a los resultados obtenidos con el mencionado dimensionamiento en el capítulo cinco.
Estudio de factibilidad técnico económica de la eliminación de la Estación Sur y del redireccionamiento de fluidos a la Estación Centro, en un campo de crudo pesado del Magdalena Medio que produce mediante bombeo mecánico
(Universidad Industrial de Santander, 2024-10-29) Pinto Vargas, Nelson Alonso; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Calvete González, Fernando Enrique; Garzón Navarro, Édgar Alexander
Un Campo de Producción de crudo pesado en el Magdalena Medio, que produce por bombeo mecánico, tiene en operación la Estación Sur, que por el avanzado deterioro de los equipos y de las facilidades de tratamiento, está generando inconvenientes en el proceso de separación de crudo, agua y gas, afectando las especificaciones de crudo para venta y cumplimiento de parámetros de agua de disposición ante entes gubernamentales. Adicional a que los costos de operación y mantenimiento están impactando el costo del levantamiento del campo, se dificulta la inversión o mejoramiento. Esto conlleva a contemplar el redireccionamiento de los fluidos de los pozos del Sector Sur para ser tratados en la Estación Centro, la cual cuenta con mejores instalaciones de proceso y que puede manejar fluidos adicionales. Se proponen una serie de actividades técnicas tales como: adecuaciones mecánicas y de facilidades de salida de la estación Sur, seleccionar los pozos productores por potencial de producción, analizar su impacto hidráulico al seleccionar la mejor alternativa de recorridos por líneas troncales de producción existentes y con sus modificaciones respectivas, cuantificar la disminución de producción de los pozos productores y aumento de THP en cabeza, así como queda la nueva filosofía de operación con los equipos de tratamiento para garantizar el proceso con el manejo de mayores volúmenes en la Estación Centro. La evaluación económica comprende la realización de análisis de indicadores Ebitda y margen Ebitda, el beneficio de los costos y rentabilidad, lo cual permitirá tomar decisiones sobre la necesidad de eliminar la Estación Sur y determinar la viabilidad de redireccionar los pozos productores al utilizar las redes actuales de tubería y facilidades existentes a la Estación Centro y cómo con esta medida de redireccionamiento de fluidos se beneficiará la continuidad operativa y económica del Activo.
Evaluación de nanopartículas de óxidos metálicos funcionalizadas con óxido de grafeno como aditivos para el control de filtrado en un fluido de perforación base agua
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-07) Cárdenas Acevedo, Nicolás; Mejía Ospino, Enrique; Ariza León, Emiliano; Montes Páez, Erik Giovany; Calvete González, Fernando Enrique
Este trabajo de investigación evalúa el desempeño del óxido de grafeno (OG) y dos nanocompositos de óxidos metálicos (óxido de zinc y magnetita) cuando se emplean en un fluido de perforación tipo drill-in. El OG se sintetizó mediante el método de Hummer modificado. La síntesis del nanocompuesto OG-Fe3O4 consistió en la oxidación parcial de Fe+2. El nanocompuesto OG-ZnO se sintetiza mediante método sol-gel. Se comprobó la obtención exitosa de las estructuras de OG, magnetita y wurtzita mediante los espectros UV-Vis. Empleando DRX se encontró que la distancia interlaminar del OG es de 0.96 nm y para los nanocompositos el tamaño de cristalito fue de 0.25 nm. Mediante XPS, se observó una reducción de los grupos funcionales oxigenados en los nanocompuestos en comparación con el OG prístino. La microscopía SEM permitió visualizar la morfología de velo de seda del OG, así como estructuras de escamas de ZnO y cuboides de magnetita. Se implementó una metodología para diseñar un fluido de perforación drill-in. Se analizó el campo maduro Castilla, marcado por filtrados excesivos y una ventana de lodo estrecha debido al depletamiento. Mediante un screening se seleccionaron los componentes y se evaluaron dos fluidos (lodos A y B) encontrando que el B tuvo propiedades más favorables. Se analizó el impacto de los nanomateriales sobre este último y se observó que el OG aumentó las propiedades reológicas y tixotrópicas, y que redujo notablemente el volumen filtrado, a diferencia de los nanocompuestos. Adicionalmente, el filtrado HPHT se redujo notablemente por el uso del nanomaterial, respaldando la eficacia del óxido de grafeno en mejorar el fluido de perforación y demostrando que la presencia de abundantes grupos oxigenados como hidroxilos, epóxidos, carbonilos y ácidos carobxilicos, jugaron un papel crucial en las propiedades químicas y físicas del OG por su capacidad de interactuar con el fluido de perforación.
Evaluación técnica de los sistemas de levantamiento artificial UBH y PCP a partir de la determinación de la eficiencia energética para un pozo con condiciones especiales de producción en un campo del oriente colombiano
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Acevedo Pérez, Héctor Mauricio; García Navas, Edison Odilio; Montes Páez, Erik Giovany; Calvete González, Fernando Enrique
En el presente documento se realiza una evaluación técnica a los sistemas de levantamiento artificial por bombeo hidráulico y bombeo de cavidades progresivas a partir de la evaluación energética para un pozo con condiciones especiales de producción, como problemas por incrustaciones y alta producción de gas, ubicado en el oriente colombiano. La evaluación incluye un análisis de las variables técnicas que intervienen a la hora de realizar la selección y el diseño de sistemas de levantamiento artificial. También se describen metodologías de diseño mediante el uso de software, cálculos de consumo energético y características operacionales de los sistemas de levantamiento objeto de este estudio. Adicionalmente, se realiza un análisis presupuestal, donde se describen los posibles escenarios a implementar en la operación del campo y una descripción de impacto ambiental del proyecto, basada en el cálculo de la huella de carbono. Por otra parte, se realiza la selección del sistema de levantamiento más eficiente de acuerdo con las características propias del pozo y a la evaluación de los resultados de los diseños propuestos. El documento contiene alternativas de mejora al sistema de levantamiento artificial seleccionado, la implementación de nuevas tecnologías tales como un nuevo sistema de levantamiento y la aplicación de productos químicos especiales, acorde a las características fisicoquímicas de los fluidos del pozo. Por último, se realizan recomendaciones, las cuales buscan mejorar las condiciones operativas y reducir los costos de producción.
Evaluación técnico-económica de las alternativas de mejoramiento del proceso de tratamiento de crudo en la planta deshidratadora El Centro
(Universidad Industrial de Santander, 2024-05-14) Cediel Méndez, Harold Mauricio; de Hoyos Arias, Ricardo César; Pachón Ordóñez, Yessika Fernanda; Calvete González, Fernando Enrique
La deshidratación de crudo en el campo La Cira Infantas es realizado en la Planta Deshidratadora EL CENTRO, con un sistema que incluye equipos como hornos, intercambiadores de calor para precalentamiento, tratadores termoelectrostáticos y tanques para deshidratación y desalinización del crudo. A pesar de esta compleja infraestructura, no fue posible alcanzar las capacidades nominales de deshidratación y desalado, alcanzando el rango entre 60% y 70% de la capacidad de diseño. Adicionalmente, se presentaron altos costos de mantenimiento en los equipos de deshidratación y desalado, así como emisiones de gases de efecto invernadero por los procesos de combustión. Las pruebas realizadas a la emulsión de crudo en el campo La Cira Infantas demostraron que es posible deshidratar y desalar el petróleo mediante separación gravitacional si se alcanzan condiciones de sedimentación laminar de las partículas para el cumplimiento de la Ley de Stokes. Con base en los resultados se diseñó un tanque de lavado con un sistema de tuberías internas utilizando la tecnología ECOALESHIA del ICP (Instituto Colombiano del Petróleo). El diseño del tanque de lavado se apoyó con simulaciones utilizando la técnica de dinámica de fluidos computacional (CFD) con el fin de evaluar el efecto sobre la emulsión. El diseño final del tanque de lavado considera una geometría tipo estrella en el distribuidor interno de entrada, un sistema de agua de lavado, una caja recolectora de aceite y un control de nivel. Como resultado de la implementación del tanque de lavado se obtuvieron múltiples beneficios: i) la optimización y aumento de la capacidad de tratamiento hasta 70k bopd, ii) el uso de 600K pies cúbicos de gas por día para generar 2.3 MW/d de energía o venta en barriles equivalente a la refineria , iii) la reducción de 14,588 toneladas de emisiones de CO2, iv) la disminución de emisiones de hidrocarburos volátiles por un cambio en las temperaturas de proceso de 140 a 90 °F, y, v) la reducción de US$150K en costos de mantenimiento y operación de tratadores y hornos. El diseño del tanque construido plantea mejoras significativas a la Tecnología Ecoaleshia (tecnología mejorada de separación gravitacional a menor temperatura de operación) y a la estrategia constructiva, ya que el tanque fue construido en menos de 10 meses.
Evaluación técnico-económica de un tratamiento químico para control de arena en pozos productores en un campo maduro con recuperación secundaria del Valle Medio del Magdalena (VMM)
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Gómez Hernández, Adriana; León Pabón, John Alexander; Montes Páez, Erik Giovany; Calvete González, Fernando Enrique
La producción de arena es uno de los problemas más frecuentes que ocurren durante la vida productiva de los pozos en campos de producción de petróleo, esta puede darse durante cualquier etapa de la vida productiva del pozo, en diferente magnitud dependiendo de algunas características propias del yacimiento (friabilidad, permeabilidad, volumen de arcilla), las condiciones de producción (FLAP, PWF, Tasa de producción) y la operación del campo (estabilidad de la inyección, continuidad de la producción, parada de pozos). Para el desarrollo del proyecto se selección una zona que históricamente ha presentado problemas de arenamiento, bajo RL, perdida de producción y continua limpieza de arena en fondo de pozo, en un campo maduro sometido a inyección de agua localizado en VMM, se hizo la evaluación y aplicación de una alternativa de tratamiento químico para producir los pozos disminuyendo la producción de arena e incrementando la producción. Se realizaron pruebas en pozos en diferentes etapas productivas, incluyendo pozos recién perforados (IC), buscando definir la etapa productiva del pozo en la que se debe aplicar el tratamiento, adicional a la evaluación técnica de los resultados de obtenidos con el tratamiento implementado se realizó la evaluación de la viabilidad económica para definir la posibilidad de hacer una implementación en los pozos futuros en el sector con los fundamentos técnicos para seleccionar el mejor momento de implementación y evitar el arenamiento de los pozos.
Impacto de un modelo de gestión empresarial basado en el desempeño operativo del recurso humano en los indicadores de productividad del área de logística de una empresa de workover y well services
(Universidad Industrial de Santander, 2022-09-10) Cortés Garzón, Paula Alejandra; Abaúnza Durán, Luis José; Calvete González, Fernando Enrique; Bejarano Wallens, Aristóbulo
Dentro de las compañías prestadoras de servicios en la industria petrolera y en general cualquier industria, la atención depende estrictamente de los trabajadores y su desempeño laboral, es por eso que con los sistemas de gestión basados en los recursos humanos, se ha mostrado interés en conocer cómo, cada compañía puede generar mejorías en sus procesos y ser más competitivas a través de su personal y las mejores prácticas de gestión. A partir de esto, se desarrolló un estudio del impacto del modelo de gestión del recurso humano, implementado dentro de una empresa prestadora de servicios de “workover” y “well services”, en el área de logística a partir de la aplicación de un modelo de gestión humana que tuvo como base la comunicación efectiva a través de estrategias de organización y optimización de las capacidades de los trabajadores de forma que se tuviera impacto en los indicadores de productividad y resultados operativos del área de despacho. Este análisis del modelo de gestión del recursos humanos implementado dentro de la compañía, se tiene como base al considerar a las personas como fundamentales dentro de la misma, por lo que la aplicación inicial en un área como logística y la medición de su impacto dentro de la productividad en una empresa prestadora de servicios de “workover” y “well services” podrá servir como punto de partida, para restructurar el modelo de organización de todas las áreas de la compañía y servir como modelo para expansión en empresas de características y servicios similares.
Implementación de una metodología que permita definir el rango de aplicación del bombeo electrosumergible en pozos candidatos del campo Llanito
(Universidad Industrial de Santander, 2021) de Moya Orozco, Leonardo Andrés; Montes Páez, Erik Giovany; García Navas, Edison Odilio; Calvete González, Fernando Enrique
En este trabajo de maestría, se llevó a cabo la determinación y definición del BES como sistema de levantamiento principal del Campo Llanito, considerando sus características de operación, baja frecuencia de intervención y confiabilidad. En primera instancia, se realizó la recopilación de información referente a los SLA actuales del campo (PCP y BM), lo que permitió definir las variables operativas, el índice de falla y la frecuencia de intervención de los pozo convertidos a BES (Pilotos) y a convertir a BES (Pozos candidatos); posteriormente se realizó una descripción de las diferentes metodologías con el fin de determinar la aplicación del BES y de acuerdo al alcance del presente trabajo, con ayuda de un software (Ecoslam) de propiedad del ICP, se crearon las simulaciones de acuerdo a la metodología multicriterio y fue posible obtener los puntajes y criterios a tener en cuenta en la toma de decisiones relacionadas al sistema de levantamiento a implementar. Lo anterior, permitió la culminación del trabajo con los siguientes resultados representativos: Incrementos en las tasas de producción, bajos índices de falla en el campo, rango óptimo para la instalación exitosa de un sistema BES, decisión más acertada, el método con mejores resultados y reducción en producción diferida.
Metodología para la administración de presiones en un sistema de producción con bombeo electro sumergible, para el control de agua en el Campo Rubiales
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-18) García Gómez, Luis Wilfredo; García Navas, Edison Odilio; Calvete González, Fernando Enrique; Montes Páez, Erik Giovany
El manejo de la producción de pozos de petróleo, se enfrenta actualmente a diferentes retos en su operación, por lo que debe ser guiado mediante esquemas de producción bien definidos, de acuerdo con las características del sistema de levantamiento instalado y las propiedades del yacimiento. Campo Rubiales, es uno de los campos mayormente desarrollados en Colombia, y debido a los altos cortes de agua en su producción, los costos de levantamiento son mayores día a día; por esto, es necesario lograr un mayor aprovechamiento de la energía del bombeo electrosumergible, principal sistema de levantamiento en este campo. Este proyecto, presenta una solución en el uso de aplicaciones y soluciones de valor agregado para el manejo de sistemas de levantamiento por bombeo electrosumergible, logrando un mayor aprovechamiento de la energía del sistema con la base ya instalada. La adquisición de datos en las pruebas de presión de pozos en producción debe ser segura y confiable, por lo que cualquier interrupción en el registro de la información, constituye una desviación en el proceso de caracterización de la producción del pozo y por consiguiente en el proceso de optimización del sistema. Las aplicaciones de valor agregado y solución garantizan la disponibilidad de los datos de fondo, brindando respaldo en la recolección de las variables a lo largo de la producción, aun cuando el sensor de fondo falle, con el fin de generar una tabla de caracterización del pozo y una posterior optimización en la producción. El concepto de respaldo es extendido a manera de disponer de un sensor virtual de datos relevantes del pozo a diferentes velocidades de bombeo, estos datos relevantes del pozo están representados en presión de entrada a la bomba, presión de descarga y caudales de producción, ejemplificando algunos de los parámetros registrados por el aplicativo.
Modelo matemático para la determinación de impactos energéticos en el sistema de bombeo por cavidades progresivas
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Murcia Blanco, Paula Katerine; Durán Serrano, Javier; Guerrero Martín, Camilo Andrés; Montes Páez, Erik Giovany; Calvete González, Fernando Enrique; Chaves Guerrero, Árlex
En los pozos de petróleo cuando el diferencial de presión no es suficiente para que los fluidos del yacimiento se muevan naturalmente, se requiere suministrar energía adicional al fluido para llevar los mismos a superficie con la energía óptima al separador mediante un sistema de levantamiento artificial (SLA). Al momento de la selección y diseño del sistema de bombeo por cavidades progresivas se tienen en cuenta aspectos operacionales, financieros y del fluido, pero no el componente energético. En este trabajo se propone un modelo matemático basado en el diseño del sistema de bombeo por cavidades progresivas (PCP) para la determinación de impactos energéticos partiendo de un análisis de sensibilidad mediante el coeficiente de correlación, acerca de variables operativas de un pozo incidentes en el ámbito energético del sistema, siendo para este caso de estudio la velocidad, la variable más relevante. El modelo determina la potencia requerida por el sistema en la implementación de tres tipos de bombas en 5 pozos detallando su consumo energético validándolo con datos reales de un sector de un campo colombiano, incorporando cálculos de eficiencia energética. Además, se plantean oportunidades de mejora mediante la planificación energética basada en la norma ISO 50001. Se obtiene como resultado un rango de porcentajes de error de 2,72% y 15,29% en los cinco pozos estudiados en cada caso estudio del modelo con los datos reales. Los porcentajes de eficiencia energética para cada pozo varían entre 0,36% y 6,4%. Además, se evidencia un ahorro de consumo energético entre 382,4 kWh-año y 5207,4 kWh-año con la selección de la bomba más eficiente energéticamente.
Plan de mejora para mayor aprovechamiento de gas en autogeneración en una estación de tratamiento de crudo en un campo petrolero del Magdalena Medio
(Universidad Industrial de Santander, 2023-07-20) Bohórquez, Diego Fabián; Osma Pinto, German Alfonso; García Navas, Edison Odilio; Calvete González, Fernando Enrique
La oferta de gas en un campo del Magdalena Medio es consumida en los ramales de tratamiento termoeléctrico de crudo, autogeneración y quema en la tea; un análisis de la operación ha establecido oportunidades de aumento de la autogeneración del Campo. La Resolución 40066 del 11 de febrero de 2022 establece auditorias tendientes a verificar la quema de gases en tea de manera periódica. En este sentido, el presente documento establece un plan de incremento de autogeneración, basado en la instalación de sistemas de control automático. Para esto, el plan definió los flujos en exceso que pueden ser aprovechados, definiendo los aspectos técnicos, ambientales y económicos; asimismo, el plan fue evaluado económica y ambientalmente, considerando tres escenarios de aprovechamiento. Según los resultados, el exceso de gas de quema a la tea presenta un potencial de transformación en generación eléctrica de 1 MWh/día. Este potencial fue definido como el Escenario 1, el cual envuelve la compra de 2 generadores de 0.2 MWh, incrementando también a 100% la capacidad operativa de los generadores instalados en el Campo; este escenario define un flujo de 572.1 KPCED para el ramal de autogeneración, de 282.4 KPCED para el ramal de tratamiento y de 86.4 KPCED para quema a tea. De otro lado, el Escenario 2, envuelve la compra de 1 generador de 0.2 MWh aprovechando el 71% del potencial, mientras el Escenario 3 aprovecha el 43% del potencial. La factibilidad económica fue verificada en los tres escenarios a pesar de una prospectiva de oferta de gas de solo 5 años, del 2023 al 2027. Los beneficios financieros de la implementación del plan de mejoramiento en el Escenario 1, según los pronósticos de producción de gas, fueron estimados en VPN de $ 1,619.1 Musd, TIR de 1,081 %, ROI de 1,813% y un PB de 2.0 meses.
Propuesta de selección del modelo contractual del servicio de operación y mantenimiento de un campo maduro
(Universidad Industrial de Santander, 2022-09-17) Mejía Silva, Paola Andrea; Sáchica Ávila, Jorge Andrés; Calvete González, Fernando Enrique; Tarazona Quintero, Fabio Humberto
Continuar produciendo de manera rentable los yacimientos maduros, se convierte en un gran reto para las empresas operadoras. La ingeniería de costos e innovación son necesarios para seguir manteniendo la rentabilidad de dichos yacimientos. A esta problemática se suman las consecuencias de la declinación de la producción y los altos costos de operativos, la volatilidad de los precios del crudo y una presión social que busca mejorar las condiciones del entorno cercano a dichos campos. Frente a este desafío, se propone como estrategia identificar alternativas al aplicar modelos contractuales para la operación y mantenimiento de un activo (contratos O&M), abarcando diferentes tópicos tales como: procesos y alcances, las ventajas y desventajas de los diferentes modelos, controles de desempeños mediante filosofía ganar – ganar (bonificaciones y penalizaciones), modelos tarifarios y se enumera los errores más comunes y como prevenirlos frente a los diferentes modelos de contratación. Durante el desarrollo del proyecto y para el análisis y selección de los modelos de contratos, se utilizó la herramienta DOFA (Debilidades, Oportunidades, Fortalezas y Amenazas), que permite analizar el proyecto tanto de forma interna como de forma externa, igualmente se elabora la evaluación de riesgos contemplando los aspectos de probabilidad, impacto y consecuencia. Todos los modelos contractuales frente al caso base de operar directamente son viables económicamente, sin embargo, los beneficios cuando se integra la evaluación de riesgo es el insumo para la seleccionar de las compañías operadoras de acuerdo con el alcance e impacto estratégico para la organización.

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