Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos
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Browsing Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos by browse.metadata.evaluator "León Bermúdez, Adán Yovani"
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Item Desarrollo de una herramienta computacional con modelos termodinámicos analítico experimentales de mezcla de aguas, para el gerenciamiento de la precipitación de los minerales inorgánicos FeS, FeS2, Fe2O3, FeCO3, SrSO4, BaSO4, CaCO3 y SiO2, en pozos que producen de dos formaciones(Universidad Industrial de Santander, 2022-06-24) Arias Gómez, Carlos Alfonso; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique; Durán Serrano, Javier; Prieto Jiménez, Natalia; León Bermúdez, Adán YovaniEn el presente trabajo de investigación se construyó una herramienta computacional para la estimación, balance y proposición de análisis fisicoquímicos representativos para cada formación productora, utilizados en el modelamiento de la estabilidad de la mezcla de aguas, con el software comercial de preferencia del usuario y el ajuste de criterios de precipitación de minerales analizados, teniendo en cuenta los eventos históricos reportados de precipitación de minerales inorgánicos. La herramienta computacional crea las curvas de precipitación de cada mineral analizado, que permiten identificar de forma directa los rangos de mezclas en los cuales se pueden desarrollar conjuntamente las dos formaciones productoras sin problemas críticos de precipitación de minerales inorgánicos en los pozos, resultados requeridos para la toma de decisiones de gerenciamiento de la precipitación de los minerales inorgánicos analizados en este tipo de pozos. En la investigación se destaca el modelo estadístico de comparación de propiedades fisicoquímicas propuesto para la caracterización de cada agua de formación, la libertad de uso de herramientas comerciales de confianza para los modelamientos de estabilidad de aguas, la incorporación de una comparación entre los eventos históricos de precipitación de minerales inorgánicos y los índices de tendencia incrustante para la obtención de criterios de precipitación propios del campo objeto de estudio. Finalmente, se destaca la utilidad de los resultados que se pueden obtener mediante la aplicación de la herramienta en un caso real colombiano para proponer escenarios de prevención de mezclas con problemas de precipitación desde el fondo hasta superficie de los pozos productores.Item Evaluación experimental de la inyección de surfactantes en la formación Mugrosa, mediante el estudio de la adsorción y su impacto en la eficiencia de desplazamiento de crudo(Universidad Industrial de Santander, 2024-04-26) Mendoza Ramírez, Christian David; Gambús Ordaz, Maika Karen; Mercado Ojeda, Ronald Alfonso; León Bermúdez, Adán Yovani; Carrillo Moreno, Luis FelipeEn Colombia, la Formación Mugrosa es el tercer yacimiento más grande del país en términos de OOIP con un valor de 10.2% con respecto a las reservas probadas y donde no se implementa recobro químico a base de surfactantes, debido a la utilización de métodos convencionales como inyección de agua. Los surfactantes, basados en su propiedad de reducir la tensión interfacial entre el petróleo crudo y el agua, son una aplicación potencial de la recuperación química mejorada de petróleo (CEOR); sin embargo, la alta tasa de retención de surfactantes asociada a la adsorción y a la complejidad mineralógica genera una limitación en la eficiencia de desplazamiento del crudo. Este trabajo de investigación presenta una evaluación experimental de surfactantes para muestras de la Formación Mugrosa, teniendo en cuenta la composición mineralógica y petrofísica de la roca, el estudio de la adsorción estática-dinámica y su eficiencia de desplazamiento de crudo; las muestras de rocas evaluadas están compuestas por un 27% de minerales arcillosos, donde predominan la caolinita y la clorita por su capacidad de intercambio catiónico (CIC) responsables de la adsorción, que afecta la inyección de los surfactantes, producto de los minerales abundantes con alta capacidad de intercambio catiónico como Caolinita (Al2Si2O5(OH)4) y Clorita (Mg2.5Fe1.65Al1.5Si2.2 Al1.8O10(OH)8), que aportan ambientes de cargas negativas asociadas a la naturaleza elemental., entre otros tipos de rocas sedimentarias identificadas durante los análisis experimentales de petrofísica, difracción de rayos X (XRD) y espectrometría electrónica de barrido (SEM). La cantidad de tensioactivos adsorbida en minerales de roca arcillosa se miden mediante espectroscopia ultravioleta-visible (UV-vis) con una adsorción estática promedio de 0.7 g/g de roca, donde existe una máxima capacidad de adsorción del sustrato rocoso debido al contacto directo de los surfactantes a lo largo de toda el área superficial durante un tiempo prolongado de 24 horas en comparación con la adsorción dinámica dada en un valor de 0.26 g/g roca. Sin embargo, en las pruebas de desplazamiento a condiciones de yacimiento a 140°F y con salmuera de 9330 ppm, la inyección del producto de surfactantes identificado como EOR50 en el medio poroso, alcanza una eficiencia de desplazamiento de petróleo del 6% adicional de crudo residual que permanece sin desplazar después de la inyección de agua en las muestras de roca Berea y Formación Mugrosa, demostrando una potencial aplicación de recuperación mejorada en mineralogías complejas como la Formación Mugrosa y a su vez, generando una disminución significativa en el valor de la tensión interfacial en el crudo de 49.61 mN/m a 0.1 mN/m medido a 140 ºF y un mecanismo de desplazamiento para la producción del crudo.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%.