Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos

Permanent URI for this collection

https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/9039

Browse

Now showing 1 - 7 of 7

Evaluación de colorantes y sales de nitrato como trazadores químicos para el cálculo de la eficiencia de recuperación de fluidos de fractura base agua goma guar
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Hernandez Parra, Jose Luis; Pachon Contreras, Zarith del Pilar; Calderon Carrillo, Zuly Himelda
El fracturamiento hidráulico es una técnica de estimulación de pozo cuyo objetivo es maximizar el índice de productividad (IP) en los pozos. Sin embargo, uno de los riesgos asociados a esta operación es la reducción de la permeabilidad efectiva y por ende, del índice de productividad causada por el polímero del fluido de fractura no recuperado efectivamente. Estudios realizados han demostrado que después de la operación de fracturamiento hidráulico, los retornos del fluido de fractura a superficie, o también llamados “flowback” están relacionados con la limpieza y conductividad final de la fractura. En este sentido, el uso de trazadores adicionados al fluido de fractura (FF) permite determinar la eficiencia del retorno del fluido. Los trazadores son mezclados con el fluido a una concentración conocida, una vez el pozo inicia su producción, se detecta y cuantifica la salida de cada uno de los trazadores en los fluidos retornados. La eficiencia en la recuperación del fluido puede ser calculada etapa por etapa. Sin embargo, es esencial seleccionar trazadores adecuados, los cuales deben ser estables a condiciones de trabajo; compatibles con los fluidos de fractura y formación; presentar mínima adsorción en la roca y propante y de fácil detección. En esta investigación se evaluaron siete sustancias químicas seleccionadas de las familias de sales inorgánicas y colorantes usados normalmente en hidrología, como potenciales trazadores para un fracturamiento hidráulico, implementando métodos analíticos económicos para su detección y cuantificación y que se puedan realizar in situ. A partir de los ensayos de adsorción, compatibilidad con el gel de fractura y los fluidos de formación, así como ensayos de desplazamiento en medio poroso, se identificaron tres sustancias que respondieron aceptablemente, tras ser sometidas a las condiciones físicas y químicas de un proceso de fractura hidráulica lo que las habilitaría para su uso como trazadores.
Evaluación del comportamiento de la desorción usando estimulación térmica para el incremento de productividad temprana de yacimientos de shale gas
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Robles Albarracín, Emmanuel; Cárdenas Montes, José Carlos; González Silva, Germán
El presente estudio tiene como objetivo realizar una evaluación del fenómeno de desorción presente en un yacimiento no convencional tipo Shale Gas, a partir de una revisión de modelos que permitan representar el fenómeno de adsorción / desorción, que hayan sido planteados en términos de presión y temperatura. Esto con la finalidad de implementar cambios de temperatura para incrementar la producción temprana de este tipo de yacimientos no convencionales. Luego, se realizó una evaluación y selección de dichos modelos de adsorción / desorción respecto a los datos de formaciones shale de Colombia encontrados en literatura. Dicha evaluación se llevó a cabo utilizando MATHWORKS MATLAB para realizar el ajuste de modelos por regresión, para determinar coeficientes de correlación y, de esa manera, elegir el más adecuado para el estudio. De esta manera, conocido el comportamiento del fenómeno de desorción, se implementaron modelos de simulación numérica para representar este tipo de yacimientos no convencionales tipo Shale Gas, en los cuales se evaluó el impacto de la temperatura en la producción temprana que presenta un yacimiento no convencional tipo Shale Gas, en donde también se observó que la temperatura incide en las propiedades de flujo del gas, y cuyos resultados exhibieron un aumento de hasta un 35% de producción acumulada adicional en tiempos tempranos de producción. Se concluyó que el aumento de temperatura en un yacimiento no convencional tipo hale Gas que presenta el fenómeno de adsorción impacta positivamente la producción de gas debido a la liberación del gas adsorbido, contribuyendo al volumen presente en la roca, logrando así un sostenimiento de la presión del yacimiento.
Evaluación del efecto de la adición de nanopartículas de diferente hidrofobibidad sobre la adsorción de una mezcla binaria de surfactantes sobre un sustrato mineral
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Paternina Ortiz, Christian Alberto; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Rondón Antón, Miguel José; Mercado Ojeda, Ronald Alfonso; González Silva, Germán; Pedraza Avella, Julio Andrés
La aplicación de técnicas de recobro mejorado se ha convertido en una necesidad para la industria del petróleo debido a la constante demanda de hidrocarburos y a la baja tasa de hallazgos de nuevos yacimientos. La inyección de surfactantes es uno de los métodos de recobro mejorado (EOR) que mayor potencial ha exhibido a lo que se refiere a recuperar el petróleo remanente en el medio poroso; no obstante, también es uno de los que mayores problemáticas presenta al momento de su aplicación, como lo es la adsorción del surfactante en la superficie de la roca, la cual produce pérdidas importantes del químico y evita que realice su función de reducir la tensión interfacial de la interfase petróleo-agua. Es de este hecho, que se han implementado diferentes metodologías para reducir la adsorción del tensoactivo, entre las más prometedoras esta el uso de nanopartículas como inhibidores de adsorción, mas muy pocos estudios han tenido en cuenta la influencia de la hidrofobicidad estas nanopartículas sobre dicho fenómeno. Es así, que en este trabajo de investigación se estudia el efecto de usar dos nanopartículas de diferente hidrofobicidad, Aerosil 380 de tipo hidrofílica y Aerosil R812S (parcialmente hidrofóbica), sobre un mezcla binaria de surfactantes (SDBS (50%) -Petrostep S13D (50%)) para evaluar la influencia de la hidrofobicidad de las nanopartículas en la estabilidad del sistema nanopartícula-surfactante, la eficiencia de la formulación de tensoactivo y en el comportamiento de la adsorción a nivel estático y dinámico; mostrando que efectivamente la aplicación de nanopartículas no solo mejora el rendimiento de la técnica sino que también puede reducir considerablemente la cantidad de moléculas de tensoactivo entrampados en la roca.
Evaluación del efecto de un nanofluido modificador de permeabilidad relativa sobre la productividad de pozos con alto corte de agua
(Universidad Industrial de Santander, 2023-08-14) Patiño Pabón, Juan Carlos; Cárdenas Montes, José Carlos; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Ariza León, Emiliano; Gambús Ordaz, Maika Karen; Betancur Márquez, Estefanía
Los campos maduros colombianos en su mayoría producen una alta cantidad de agua asociada a la producción de crudo. El tratamiento, almacenamiento y disposición de esta agua incluye costos adicionales. Una alternativa química para reducir este problema son los modificadores de permeabilidad relativa (RPM), los cuales alteran las características de permeabilidad de la roca reservorio y disminuyen el corte de agua durante la producción; sin embargo, su eficacia está limitada por su baja adsorción en la superficie de la roca y la pérdida de efectividad con el tiempo. Desde la nanotecnología se han propuesto materiales (aprovechando su alta relación de área superficial/volumen) con potencial para mejorar su adsorción sobre la superficie de las rocas y mejorar su perdurabilidad en el medio poroso.    Considerando lo anterior desde el ICP se desarrolló un RPM denominado Nanóxido M para mejorar la capacidad de adsorción. La experimentación contempló ensayos de interacción fluido-fluido y roca-fluido a condiciones estáticas y dinámicas, con el fin de evaluar la capacidad de adsorción del Nanóxido M y un RPM comercial, bajo condiciones de yacimiento simuladas, teniendo en cuenta factores particulares de un campo de la cuenca de los llanos orientales (fluidos de formación, mineralogía, propiedades petrofísicas, presión de confinamiento, temperatura y presión de yacimiento). La investigación realizada proporciona información sobre la capacidad de adsorción y la perdurabilidad del Nanóxido M en comparación con un RPM comercial. Destaca el desempeño excepcional del Nanóxido M respecto al RPM comercial bajo condiciones estáticas y dinámicas (coreflooding), el cual presentó una adsorción seis veces mayor en condición estática y dos veces mayor en condición dinámica. Dichos resultados ratifican el Nanóxido M como tecnología técnicamente viable y perdurable para el control de agua en la fuente en los yacimientos de hidrocarburo.
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 Carlos
En 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.
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 Yovani
La 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%.
Modelo matematico para la inhibicion de escamas de sulfato de bario aplicado a un campo colombiano
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Estupiñan Lopez, Carlos Eduardo; Carrillo Moreno, Luis Felipe; Prada Velasquez, Alvaro
En el proceso de extracción del petróleo, los compuestos minerales o cristales provenientes del agua de producción, que se pueden precipitar en los poros de las vecindades del pozo y/o en las tuberías, por efecto de los cambios termodinámicos se conocen como escamas inorgánicas. Entre los distintos tipos de escamas, el sulfato de bario es uno de los más comunes y al mismo tiempo, de los más difíciles de remover debido a que, una vez se unen los iones sulfato y bario, el compuesto resultante se precipita de inmediato y resulta ser altamente insoluble. Este problema le cuesta a la industria petrolera Billones de dólares al año, por lo cual en los campos donde se tiene este problema se hace necesario el uso de agentes inhibidores que mitiguen la subsecuente depositación de la escama de sulfato de bario. Cuando se lleva a cabo un tratamiento de inhibición, se espera que el inhibidor inyectado en el yacimiento pueda prevenir la formación de las escamas durante el tiempo de permanencia de una concentración mínima del inhibidor en el medio poroso, pero tales tratamientos deben ser repetidos periódicamente, lo cual incrementa los costos de producción o lifting cost en estos campos. El propósito de este trabajo es ajustar un modelo matemático de interacción de los inhibidores con el medio poroso en el campo Colombiano Y, el cual cuenta con alta presencia de escamas de sulfato de bario, así como también analizar las variables y parámetros críticos para el diseño de un tratamiento de inhibición.

Browse

Browsing Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos by Subject "Adsorción"

Results Per Page

Sort Options