Ingeniería de Petróleos

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Aáalisis comparativo de los métodos extracción a corta distancia sagd y thsf para la recuperación de crudos de baja movilidad
(Universidad Industrial de Santander, 2017) Hernandez Niño, Lizzeth Patricia; Sierra Berrio, Jose Yesith; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Pabon Villamizar, Jhon Alexander
La técnica Toe to Heel Steam Flooding se caracteriza por una configuración de pozos en la cual se usa un pozo vertical inyector y un horizontal productor. En ésta, la localización de los pozos simula la punta y el talón de un pie, inyectando vapor entonces desde la punta hasta el talón; la técnica SAGD se basa en un par de pozos horizontales paralelos y poca distancia vertical entre ellos, donde el pozo superior inyecta vapor continuamente y el pozo inferior es productor. En las dos técnicas mencionadas se observa que por diferencia de densidades el vapor se ubica en la parte superior de la zona de interés, haciendo que el vapor y los condensados drenen el yacimiento hacia el pozo ubicado en la parte inferior. En este trabajo se caracteriza un fluido (bitumen) con comportamiento típico de los fluidos de Athabasca, Canadá, y se implementan los dos métodos de recuperación mejorada ya descritos, se determinan los parámetros operacionales que hacen efectivas las técnicas por medio de información descrita en literatura y sensibilidades basadas en rangos ya utilizados en proyectos anteriores. Los parámetros operacionales a lo largo de la simulación de los modelos varían buscando el mejor caso posible para cada uno de ellos, haciendo una comparación de los dos mejores escenarios en cada una de las técnicas. Los análisis de los resultados de las simulaciones determinaron que el mejor método de recuperación térmica para el caso de este yacimiento es la técnica SAGD, para lo cual fue necesario realizar diferentes análisis de sensibilización de las dos técnicas en el mismo modelo.
Acoplamiento de un modelo de flujo de fluidos y geomecánica con el análisis de estabilidad mecánica de pozos en yacimientos naturalmente fracturados aplicación a un caso colombiano
(Universidad Industrial de Santander, 2006) Terán Julio, Claudia Patricia; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Saavedra Trujillo, Nestor Fernando
La inestabilidad de pozos es ocasionada por factores químicos y mecánicos ó una combinación de estos, y son consecuencia de la potencialidad que tiene la roca de fallar por compresión o por tensión. El problema se hace mayor cuando los pozos son perforados en zonas tectónicamente activas, yacimientos de formación geológica reciente, formaciones naturalmente fracturadas, y en pozos direccionales de trayectorias complicadas. El control e implementación de procedimientos de remediación que permitan dar solución a problemas directos o asociados a la estabilidad de pozo, incrementan el tiempo de perforación, generando millones de dólares en costos adicionales durante esta etapa. Por tales razones se desarrolló este proyecto que pretende modelar numéricamente la estabilidad mecánica de pozos en formaciones naturalmente fracturadas, acoplando las ecuaciones de flujo de fluidos con las ecuaciones de deformación geomecánica y a su vez a un criterio de falla dado, utilizando un modelo constitutivo no-lineal. Se construyó un modelo acoplado en 3D, en coordenadas cilíndricas, el planteamiento numérico se realiza en diferencias finitas con un esquema totalmente implícito, tomando una malla de discretización con nodo distribuido y espaciamiento irregular. El modelo se basa en las siguientes suposiciones: i) en el centro del yacimiento se ubica un único pozo vertical el cual está siendo perforado y a través del cual ocurre flujo de fluidos, ii) isotropía y anisotropía de esfuerzos, iii) las propiedades de la roca pueden variar con el esfuerzo efectivo, iv) el yacimiento es considerado como un sistema poro-elástico e isotérmico, donde el esqueleto sólido de la roca presenta deformación elástica no-lineal. Con la aplicación del modelo se generan ventanas de lodo, que permiten visualizar las condiciones mecánicas de inestabilidad de pozo, con las cuales se trata de disminuir la incertidumbre que existe al perforar, en una zona compleja geológicamente y tectónicamente activa como el Piedemonte Llanero.
Actualizacion de la documentacion operacional y de seguridad de la superintendencia de operaciones mares de ecopetrol (sma)
(Universidad Industrial de Santander, 2004) Ferreira Ballesteros, Uriel Fernando; Vanegas Angarita, Oscar
La falta de documentos actualizados en una organización, sea cual sea, causa problemas de orden, control y sin duda operacionales. Este trabajo desarrollado en las instalaciones de la Gerencia Centro Oriente de ECOPETROL, se basa en buscar métodos de actualización de documentos tanto operacionales, como de seguridad para el fortalecimiento de la organización SMA y prevención de accidentes en sus instalaciones, además encontrando puntos críticos en las operaciones que comúnmente se realizan. Aquí se verán los manuales de operación de las Plantas de la Coordinación de Agua y Gas los cuales incluyen las Plantas de Tratamiento de Agua La Llana Campo 23, Planta Compresora de gas Lisama y la Planta de Inyección #5. En cada manual de cada Planta se muestran los procesos más destacados que se realizan ahí, llevándolos a un lenguaje fácil de entender para los operadores de las Plantas. Además, se muestran los ATS (Análisis de Trabajo Seguro) y PON (Procedimiento Operativo Normalizado para emergencias operativas) de las Plantas antes nombradas, para apoyo de la organización HSEQ de la Gerencia Centro Oriente y como instrumento de prevención al realizar tareas en las plantas que impliquen algún riesgo para el operario, así como para las instalaciones y la maquinaria.
Actualización del modelo de análisis nodal del campo bonanza y evaluación del sistema actual de producción para la campana de desarrollo 2015
(Universidad Industrial de Santander, 2015) Jaimes Rueda, Julie Tatiana; Gutiérrez Castellanos, Sergio Andrés; Quintero Valero, Nelson Enrique
Para el presente año se inició una campaña de perforación de 21 pozos productores de crudo en el campo Bonanza operado por ECOPETROL S.A que se encuentra ubicado en el valle medio del magdalena haciendo parte del archivo provincia de la superintendencia de mares, en virtud de esto, nació la necesidad de evaluar el sistema de recolección de crudo existente en el Campo, a través del programa de simulación PIPESIM Versión 2011; para el desarrollo de este estudio, fue necesario recopilar la mayor cantidad de información y realizar un control de calidad de la misma, lo cual permitirá analizar las características del sistema de producción desde fondo de pozo hasta la estación de recolección, ayudando a predecir el comportamiento hidráulico del sistema de recolección, determinar limitaciones hidráulicas, seleccionar la infraestructura mínima requerida para el manejo seguro y eficiente de la producción asociada a los nuevos pozos, así como también, estimar los costos de adecuación, para el desarrollo de este estudio. Finalmente se concluye que se presentan limitaciones en el TRAMO 2 (Tubería de otros TRAMOS no presentaron limitaciones. Posteriormente estos tramos se seleccionaron para el reemplazo del TRAMO 2 y para el TRAMO 3, una tubería de 8 pulg Schedule 40. Adicionalmente se realiza un incremento en la productividad por medio de la sensibilización de los cañoneos a diferentes pozos seleccionados. Estos diámetros y Pozos fueron seleccionados debido a que mostraron la mejor relación costo beneficio una vez realizado el estudio.
Actualización del Plan de Mantenimiento Preventivo de la Empresa Buzca S.A. Sede Coveñas, Para las Mangueras Marinas Utilizadas en la Transferencia De Hidrocarburos En Operaciones Off Shore
(Universidad Industrial de Santander, 2023-08-16) Genn Edward, De Armas Tajan; Daza Brochero, Kathy Margarita; Jiménez Hoyos, Johann Sebastián; Daza Brochero, Kathy Margarita; Jiménez Hoyos, Johann Sebastián
En la etapa midstream del proceso de los hidrocarburos, existen operaciones de transporte y exportación del petróleo, estas actividades se llevan a cabo en Coveñas, Sucre, Colombia. En este lugar se cuenta con un sistema de carga y descarga de hidrocarburos llamados Tanker Loading Unit (TLU), conformado básicamente por una boya que sirve como punto de amarre para los buques tanques que arriban en esta zona, también cuenta con sistemas de mangueras marinas que permite que el crudo fluya de manera segura y controlada en el ambiente marino. En el presente trabajo se busca conocer cómo opera el sistema TLU, enfocándose en el mantenimiento preventivo de las mangueras marinas, para ello, se consolidaron las acciones que aplica la empresa para el mantenimiento de estas, luego se realiza una búsqueda de las acciones sugeridas por diferentes entes y organismos internacionales con amplios conocimientos en la fabricación y pruebas de estas mangueras. Finalmente, se hizo un comparativo que nos permitió encontrar puntos a mejorar, con lo que se inició consolidando dicha información provenientes de las diferentes pruebas en una herramienta Excel que sirve como punto de partida para los próximos mantenimientos. Adicionalmente, se aplica un análisis de falla complementado con el número prioritario de riego que nos permite focalizar riesgos asociados al mantenimiento dando como resultado mejoras en el plan de mantenimiento preventivo realizado a las mangueras marinas, y abriendo puertas para aplicar nuevas estrategias y engranarlas con la ya existentes.
Actualización e implementacion del sistema de gestión integral para el servicio de cavitación hidrodinámica que presta la empresa ERVS S.A.S.
(Universidad Industrial de Santander, 2017) Sandoval Miranda, Andrea Geraldin; Lozada Colmenares, Juranny Vanessa; Perez Angulo, Julio Cesar; Bohorquez Perez, Paola Andrea
El trabajo de grado comprende como objeto el diseño, documentación e implementación de un Sistema de Gestión Integrado HSEQ basado en las normas ISO 9001:2008, ISO 14001: 2004 y OSHAS 18001:2007, para el servicio de Cavitación Hidrodinámica de la empresa ERVS S.A.S. Actualmente la compañía ERVS S.A.S tiene convenio con la Universidad Industrial de Santander, quien realiza operaciones de investigación y desarrollo en un prototipo de pruebas para la reducción de viscosidad en crudos pesados mediante cavitación hidrodinámica. Este equipo y demás procesos ligados, poseen gran cantidad de riesgos para los trabajadores, posibles impactos hacia el medio ambiente entre otros factores. Como resultado final de este proyecto se diseñó, complementó e implementó el Sistema Integrado de Gestión HSEQ, en conformidad con las normas legales. Este proyecto se desarrolló en una metodología basada en cuatro etapas, Análisis y planificación en la cual se elaboró un diagnóstico inicial con el fin de evaluar el sistema y su debido desempeño de acuerdo a las normas mencionadas anteriormente, permitiendo así identificar las falencias, planeando y realizando actividades necesarias para desarrollar dicho sistema; seguidamente la etapa de Documentación en donde se crearon los documentos específicos según el diagnóstico y los requerimientos que exige las normas; luego en la etapa de Implementación se llevaron a cabo las actividades planeadas para el debido desarrollo del sistema. Por último la etapa de evaluación donde se realizó una auditoria interna y un diagnostico final, aplicando los respectivos planes de mejora al Sistema de Gestión Integral, demostrando el resultado final y total éxito en la auditoria externa realizada, consolidando así a ERVS S.A.S, como una organización reconocida en el sector que cuenta con un sistema integrado de gestión totalmente actualizado e implementado, evidenciando el compromiso con la calidad del servicio, medio ambiente y seguridad y salud de todas las personas que contribuyen a la empresa.
Ajuste a las propiedades reológicas del fluido de perforación teniendo en cuenta las operaciones ejecutadas en campo para el pozo anh-patia-1-st-p
(Universidad Industrial de Santander, 2013) Arrieta Rojano, Angel De Jesús; Rodríguez Obregon, Camilo Andres; López Silva, Oscar Fernando; Beltrán Barrera, Alexander
La Universidad Industrial de Santander UIS y la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH, para el pozo ANH-PATIA-1-ST-P. Este convenio tuvo como fin la perforación de pozos profundos con el fin de adquirir y construir conocimiento del subsuelo colombiano para la cuenca CAUCA-PATIA construyendo la columna estratigráfica a través de la recuperación de núcleos y toma de registros de pozo. Este trabajo se fundamenta en evaluar la reología e hidráulica del fluido de perforación con base a los eventos operacionales en el pozo ANH-PATIA-1-ST-P realizado por la Universidad Industrial de Santander, a través del análisis de datos obtenidos durante la perforación del pozo y los registros los cuáles utilizaremos para el desarrolló de la ventana operacional del pozo, con el fin de identificar zonas en las cuáles se presentaron problemas operacionales los cuáles pueden ser relacionados con la reología e hidráulica del fluido de perforación. El fluido utilizado en la perforación del pozo ANH-PATIA-ST-P-1 Q-MAX DRILL PHPA presento las propiedades necesarias y adecuadas, Para un óptimo rendimiento de limpieza y estabilidad del hueco reduciendo los tiempos de perforación y evitando retrasos en las operaciones de corazonamiento y ensanchamiento. Los problemas operacionales presentados en el pozo ANH-PATIA-ST-P-1 ocurrieron principalmente por qué se presentan altos esfuerzos horizontales asociados a Tectonismo, debido a que la cuenca Cauca-Patía se encuentra en el nacimiento de la cordillera Central y Occidental El comportamiento del fluido Q-MAX DRILL PHPA obtenido en la prueba de laboratorio Fann 70, a una alta presión y alta temperatura fue el apropiado y esto se confirmó con las propiedades reológicas del fluido obtenidas en campo.
Ajuste automático de la presión de anular en pozos con bloqueo por gas en la cara de la formación para optimización de producción en el campo la cira infantas
(Universidad Industrial de Santander, 2015) Marquez Quintero, Rogelio Junior; Martínez Lamus, Camilo Andrés; Montes Páez, Erik Giovany; Cepeda Gómez, Félix Andrés
La industria petrolera se ha caracterizado a lo largo de la historia por la evolución en la forma de desarrollo de los campos. Antiguamente, cuando los campos dejaban de ser económicamente viables debido a las bajas tasas de producción o a los altos costos de extracción, se abandonaban sin consideración. Hoy en día, tanto en campos maduros como en campos jóvenes, existen ciertas alternativas para mejorar la producción a un costo viable. En el siguiente libro se encontrará la metodología propuesta para contrarrestar el problema denominado como "bloqueo por gas" en el campo La Cira-Infantas del Valle Medio del Magdalena, el cual surge cuando la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbuja, lo cual genera flujo multifásico en la cara de la formación y disminuye la permeabilidad relativa al aceite, causando el descenso de las tasas de producción de éste. Se realizó un estado del arte sobre los métodos desarrollados para disminuir el efecto del bloqueo por gas. Se elaboró una metodología práctica analizando y teniendo en cuenta el comportamiento histórico de producción y se comparó con un modelo de simulación en el software pipesim. Se analizaron los resultados obtenidos y se proponen los criterios para establecer pozos candidatos a ser sometidos al mismo procedimiento. Finalmente, se considera el escenario donde el sistema esté automatizado teniendo en cuenta las condiciones reales del campo La Cira-Infantas.
Ajuste de las curvas de operación de las bombas del sistema de levantamiento electro sumergible por viscosidad y densidad en presencia de un crudo extra pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2015) Zafra Urrea, Geisson Rene; Lizcano Ruiz, Henry; León Pabón, John Alexander; Rugeles, Pérez, Javier; García Navas, Edison Odilio
Las bombas empleadas en el levantamiento por bombeo electrosumergible tienen características precisas para su manejo, limitaciones como lo son: la producción asociada a arenas, la presencia de tasas considerables de gas y altas temperaturas, entre otros. De igual manera, para la mayoría de los sistemas de levantamiento artificial, la bomba se ha diseñada teniendo en cuenta un fluido prácticamente incompresible (agua), en contraste al petróleo, presentando un comportamiento diferente en variables propias de un fluido. Por tal razón se hace necesaria una corrección partiendo de los parámetros representativos del fluido (densidad y viscosidad), para así obtener una mayor certeza en la altura que puede levantar la bomba, la potencia requerida para este trabajo, la mayor eficiencia posible, con el fin de realizar diseños con mayor precisión y la más alta prevención de daño posible en el equipo trabajando en el rango óptimo de operación. De acuerdo a lo anterior, se ha desarrollado una metodología basada en la norma desarrollada por el instituto americano de hidráulica, siendo la mejor opción a la hora de generar un nuevo desempeño de la bomba cuando es utilizada en presencia de fluidos viscosos. La metodología permite ajustar las curvas de operación de las bombas utilizadas en la industria mediante el sistema BES, cuando éste se encuentra produciendo crudo extrapesado. Con la finalidad de producir con menor incertidumbre, una operación más eficaz teniendo presente el mantenimiento de la vida útil del equipo. Finalmente, se desarrolló una herramienta electrónica que posibilita el análisis de los factores presentes a la hora del ajuste y la representación de las nuevas curvas de rendimiento. Esto se realiza a través de la programación de un sistema que reciba la viscosidad y densidad del fluido, además de los valores de las curvas basadas en el agua como fluido de trabajo.
Ajuste de las curvas de operación de las bombas pcp, por efecto de la viscosidad y la densidad del crudo, aplicado en pozos productores de crudo extrapesado
(Universidad Industrial de Santander, 2015) Aguilera Estupiñan, Álvaro Alejandro; Sierra Medina, Raul Alejandro; León Pabón, John Alexander; Escobar Barrios, Enrique Jose
El sistema de bombeo por cavidades progresivas ha demostrado ser de gran eficiencia para la producción de crudos pesados y extrapesados, aunque este sistema se puede adaptar a diferentes tipos de fluidos obteniendo unos buenos resultados tanto para el mejoramiento en la producción como para la disminución en la inversión en comparación con otros sistemas de levantamiento artificial. Esto ha generado diferentes estudios a la hora de evaluar el desempeño del sistema PCP con el fin de optimizar sus resultados en campo. El presente trabajo muestra el ajuste de las curvas de operación de varios tipos de bombas de cavidades progresivas de la compañía Weatherford, teniendo en cuenta el efecto de viscosidad y la densidad del crudo producido por estas bombas. El ajuste se realizó mediante la parametrización de la viscosidad cinemática de la mezcla de aceite y agua en las ecuaciones de presión de descarga, caudal, eficiencia volumétrica, torque y potencia requerida por la bomba. La validación de los modelos generados se llevó a cabo mediante su implementación en 10 pozos productores de crudo extrapesado de un campo Colombiano. Este procedimiento arrojo errores permisibles para brindar confiabilidad a los modelos planteados. Para el cálculo de dichos errores se usaron las gráficas de ajuste de las curvas de operación, donde a partir de la ecuación que describe dichas curvas se procedía a la obtención del valor real y compararlo con el obtenido para determinar la diferencia de resultados entre el valor calculado y el valor real. De igual forma se desarrolló una herramienta informática que permite analizar los parámetros presentes al momento de realizar el ajuste de las curvas de operación de las bombas PCP.
Ajuste de modelos de viscosidad de crudo vivo para crudos extrapesados
(Universidad Industrial de Santander, 2013) Pertuz Parra, Mauricio Javier; Pino Tarazona, Gian Carlo; León Pabón, John Alexander; Pérez Reyes, Carlos Andrés
La optimización de la producción de un yacimiento es influenciada en gran medida por las propiedades físicas de los fluidos presentes en el yacimiento. La viscosidad es uno de los parámetros fundamentales en el cálculo de la caída de presión del flujo de fluidos a través de la tubería o el medio poroso; también tiene una gran relevancia en la interpretación de pruebas de producción, en el transporte de los hidrocarburos y en análisis de problemas que puedan presentarse en el pozo. Normalmente, estas propiedades se determinan a partir de pruebas en laboratorio. No obstante, estos datos experimentales no siempre están disponibles y se hace necesario recurrir al uso de correlaciones empíricas. La variedad de modelos para estimar la viscosidad de los diferentes tipos de crudos es bastante grande, pero en lo que respecta a los crudos extrapesados las investigaciones son pocas. Esta situación ha producido que se calcule la viscosidad para este tipo de crudo extrapolando los modelos creados para crudos vivos convencionales, lo cual no es aconsejable debido a que se estiman valores de viscosidad con porcentajes de error altos. Con el fin de solventar esta situación se han creado dos bases de datos a partir de reportes PVT de crudos extrapesados, para evaluar la precisión de los modelos de viscosidad de crudo vivo existentes en la literatura. Posteriormente, mediante el uso de técnicas de regresión y análisis estadístico, se realizó el ajuste de los modelos que tuvieron una mejor aproximación a los valores de los reportes PVT. Obteniéndose de esta manera tres nuevas alternativas (Un modelo para crudo saturado y dos para crudo subsaturado) que permiten estimar de forma más precisa la viscosidad de los crudos extrapesados.
Ajuste de un modelo analítico para la estimación del desgaste en tubería de producción en el Campo la Cira-Infantas en pozos productores
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Urieta Sierra, Yeison Alberto; Santos Santos, Nicolás; Kleber Salgado, Manfredo
El campo la Cira- Infantas, es un yacimiento maduro actualmente en la etapa de recuperación secundaria a través del proceso de inyección de agua, donde el 84% de los pozos productores cuentan con sistemas de levantamiento artificial por bombeo mecánico, el 15.5 % cuenta con sistemas de cavidades progresivas y el 0.5% con sistemas de bombeo electro sumergible. En este trabajo se presenta una sinergia entre el modelo analítico desarrollado por C-FER, el cual tiene en cuenta los efectos de fricción-abrasión y el modelo de corrosión desarrollado por el ICP utilizado para determinar la velocidad de corrosión. Esto tiene como finalidad obtener una mejor estimación del desgaste de la tubería. Una vez teniendo el modelo ajustado se desarrolló un RD SCAN sintético, que permita visualizar el estado de criticidad de la tubería. Adicionalmente se presentará el desarrollo de un modelo analítico para la estimación del RUN LIFE, basado en un análisis estadístico. Los resultados mostraron que el 85 % de la perdida del espesor de la tubería de producción es ocasionado por el efecto combinado entre fricción y abrasión, y en un 15 % por el efecto corrosivo; donde el mayor desgaste se presenta en las áreas de mayor contacto entre tubing y acople, es decir que éste dependen de la geometría del pozo, el peso de las varillas, ángulo de inclinación, doglegs, y las propiedades de los fluidos. El modelo desarrollado para la estimación del RUN LIFE tiene un coeficiente de correlación de 0.92, generando un porcentaje de error entre un rango de 0.1% a 12%. Este trabajo, es realizado como parte de la labor principal desarrollada en la práctica empresarial con Occidental de Colombia, Inc., y fundamentado en propuestas y proyectos ideados por la ingeniería de la compañía.
Ajuste del modelo analítico de Boberg y Lantz para un proceso de inyeccion cíclica de vapor en un yacimiento de crudo pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2018) Gonzalez Sanchez, Angelica Maria; Peña Olarte, Erika Julieth; Rodriguez Castelblanco, Astrid Xiomara; Gomez Gualdron, Max Bradleey
La inyección cíclica de vapor es el método de recobro térmico más utilizado en la actualidad gracias a su fácil aplicación, bajo costo inicial y alta maduración de la técnica a nivel mundial; de gran valor en Colombia por sus exitosos resultados en yacimientos de crudo pesado, los cuales representan gran parte de las reservas de este país, por esta razón es de vital importancia analizar la factibilidad técnica del método para diferentes proyectos de la industria, por lo cual es necesario recurrir a herramientas como los modelos analíticos, para predecir el comportamiento que tendría un yacimiento candidato a la aplicación de la inyección cíclica de vapor. El primer modelo analítico propuesto para este fin es el planteado por Boberg y Lantz en 1966, el cual es aplicable a yacimientos estratificados de crudo pesado, es reconocido como el modelo base por la similitud de sus resultados con los reportados en campo, sin embargo, es importante resaltar que el grado de representatividad de sus estimaciones depende de que tan acordes son las propiedades del yacimiento estudiado con respecto a las consideradas por el modelo. En el modelo base, para los ciclos posteriores al primero, se aprecia una sobreestimación en la producción de aceite con respecto a la reportada en campo, por esta razón, se evidencio la oportunidad de mejorar su capacidad de predicción por medio de un ajuste, en este trabajo se , construida a partir del desarrollo matemático propuesto por los autores, la cual facilita la implementación de este modelo en estudios preliminares de proyectos térmicos y permite obtener estimaciones con mayor aproximación al comportamiento del pozo estudiado cuando se implementa la técnica de inyección alterna de vapor.
Ajuste histórico del modelo de simulación y predicción de un proceso de inyección de agua en yacimientos complejos para un sector del área de Lizama
(Universidad Industrial de Santander, 2009) Silva Salas, Mildre Karina; Navarro Garcia, William; Castro García, Rubén Hernán
La necesidad de incrementar las reservas recuperables en los yacimientos petrolíferos de Colombia geológicamente complejos debido al ambiente de depositación fluvial meandriforme existente en los campos del Valle Medio del Magdalena, y en particular en el Campo Peroles operado por Ecopetrol S.A, constituye una oportunidad para mejorar la producción de crudo, implementando técnicas de recobro secundario como la inyección de agua la cual genera una oportunidad para aumentar el factor de recobro del campo. Para evaluar la viabilidad de implementar inyección de agua en el Campo Peroles, se analizó el comportamiento del proceso de inyección y producción de fluidos por la Formación Mugrosa Zona B y C, implementando simulación numérica con el Software Eclipse 100. A lo largo de éste trabajo se puede encontrar una descripción completa de como se realizaron las etapas de inicialización, ajuste histórico, predicción del proceso de inyección de agua a 20 años para tres escenarios; de los cuales el primero consistió en la predicción del caso base, el segundo escenario es resultado del modelo planteados por el Instituto Colombiano del Petróleo y el tercer escenario es el planteado por la empresa multinacional HALLIBURTON y finalmente se presenta un análisis económico en el cual se determino la viabilidad de inversión para el proyecto que mejor resultados arrojo.
Ajuste histórico e integración de análisis de incertidumbre del modelo de simulación numérica para un sector representativo de un campo colombiano con alta complejidad estratigráfica
(Universidad Industrial de Santander, 2017) Herrera Tellez, Claudia Marcela; Viancha Perez, Juan David; Ortiz Meneses, Andres Felipe
La caracterización y representación de los yacimientos se dificulta debido al grado de incertidumbre y a la falta de información de la que estos dependen; también debe añadirse la complejidad estratigráfica a la que están sujetos algunos campos y que infiere en la distribución espacial de las propiedades. Lo anterior, introduce un problema de confiabilidad al modelado de yacimientos. El ajuste histórico es un proceso de naturaleza inversa, donde se conocen los datos de salida y se pretende llegar a los de entrada; este procedimiento permite encontrar una representación cercana al comportamiento del yacimiento. Tradicionalmente el ajuste histórico sucede de manera independiente, al igual que el análisis de incertidumbre. Algunos autores como Moura Filhio et al (2006), Becerra (2007) y Mashio et al (2010) proponen metodologías para integrar estas dos técnicas con el fin de optimizar el ajuste histórico y así mejorar la representación del yacimiento. En este trabajo de investigación se utilizó un sector de un campo colombiano con alta complejidad estratigráfica, y se analizaron dos de las metodologías planteadas para la integración del ajuste histórico y el análisis de incertidumbre; las cuales fueron aplicadas en el modelo de simulación numérica a través de una herramienta computacional, los datos históricos se generaron de forma sintética con la intención de evaluar el desempeño de las metodologías en éste caso de estudio para obtener un buen ajuste y un modelo representativo. 1
Algoritmo para simulación de flujo hidráulico aplicado a perforación de pozos onshore, con acoplamiento de módulos de transporte de sólidos
(Universidad Industrial de Santander, 2023-03-15) Díaz Cabrera, Alejandro; Celemín Becerra, Wendy Natalia; León Bermúdez, Adán Yovani; Álvarez Castro, Helver Crispiniano; Díaz Mateus, Fabián Andrey; Calderón Carrillo, Zuly Himelda; Saavedra Trujillo, Néstor Fernando
Para que la perforación de un pozo petrolero sea un éxito, especialmente cuando se trata de pozos direccionales y horizontales, es necesario garantizar el buen transporte de sólidos y la remoción de los recortes generados. Eso evita que haya deposición y acumulación excesiva de los mismos, lo que puede llevar a numerosas dificultades como el desgaste prematuro de la broca o barrena, baja tasa de penetración (ROP), alto ECD (Equivalent Circulating Density), alto torque y arrastre. Cuando es necesario, el procedimiento de limpieza de un pozo es costoso y demorado. En el peor de los casos, la limpieza deficiente puede causar el aprisionamiento de la sarta de perforación y poner en riesgo toda la operación, dañar equipos e incluso poner en peligro la vida de los trabajadores. El algoritmo tiene el propósito de guiar al ingeniero en la optimización de la limpieza del pozo y de esta manera aumentar la tasa de penetración. Adicionalmente, con el trabajo propuesto es posible que en tiempo real el ingeniero de campo pueda estimar las principales variables en una operación de perforación y la optimización de los procesos de limpieza de pozo, lo cual permitirá ajustar los procesos de una forma más eficiente con la reducción de los tiempos de operación. Se presentan los resultados que se consiguieron al utilizar el algoritmo el cual permitió una mejor comprensión de las dinámicas de flujo hidráulico y transporte de sólidos en operaciones de perforación y limpieza de pozos onshore, y generó información valiosa para la optimización de estas operaciones.
Alteración de la mojabilidad de yacimientos de petróleo mediante el uso de nanotecnología
(Universidad Industrial de Santander, 2018) Rocha Olave, Roni Rafael; Sabogal Quiroga, Jesus Emilio; Cardenas Montes, Jose Carlos
En la actualidad el petróleo sigue siendo la fuente de energía más importante en el mundo, por encima del gas y del carbón; la fuente compuesta por una mezcla de hidrocarburos aporta el 33% de la energía global. Sectores como el transporte, la agricultura, la industria (química y petroquímica, la construcción y la industria de los minerales no metálicos), entre otros, juegan un papel muy importante en la economía mundial y dependen en su gran mayoría de este recurso para el correcto desarrollo de sus actividades; lo que a su vez suponen un crecimiento en la demanda energética mundial de este recurso fósil. He aquí donde surge la necesidad de implementar nuevas estrategias para afrontar estos desafíos que se presentan. Una de estas estrategias es la alteración de una propiedad de la roca llamada mojabilidad, a través de nuevos métodos como lo es el uso de nanotecnología en la industria del petróleo; que es la búsqueda de este trabajo, ya que un cambio o alteración en la mojabilidad de la roca suponen una variación en el desempeño de los proyectos de inyección de agua, lo que también puede implicar una inversión inicial significativa. La irrupción de agua tiene lugar en las etapas tardías de un proceso de inyección de agua, y se produce más petróleo antes de que irrumpa el agua en un yacimiento mojable por agua que en un yacimiento mojable por petróleo. _
Alternativas de acondicionamiento del gas natural de campo escuela colorado-cec como gas de venta
(Universidad Industrial de Santander, 2012) Jerez Herreno, Lida Marisol; Peña López, Yeison Andrés; Ribon, Helena Margarita; Ariza León, Emiliano
Generalmente, el gas que se extrae del yacimiento está asociado con vapor de agua y otros componentes no hidrocarburos que deben ser removidos a fin de proteger el sistema de problemas operacionales. El contenido de agua es la impureza más común en el gas por lo que la deshidratación se considera un paso elemental. En este mismo sentido, es importante aclarar que el gas natural debe cumplir especificaciones como contenido de CO2, H2S, poder calorífico, entre otras, considerando su acondicionamiento según el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural (RUT). El gas asociado a la producción de Campo Escuela Colorado-CEC, no cuenta con un estudio que permita establecer con claridad los procesos a los que puede o no someterse para cumplir con las condiciones de venta y evaluar ésta como una alternativa para evitar su quema y posibles problemáticas ambientales. En el presente estudio a partir de simulación con el software Hysys Process Modeling V 7.0, se establecieron alternativas que permitan tratar el gas de Campo Escuela Colorado- CEC atendiendo a los parámetros de calidad del gas natural establecidas en la regulación colombiana. En primer lugar, este trabajo ofrece una base teórica acerca de los procesos más usados en la industria del gas relacionadas con el tratamiento del mismo tales como Deshidratación por absorción, Joule Thomson y refrigeración mecánica. Se simularon los sistemas anteriormente mencionados bajo diferentes escenarios y finalmente, se presenta un análisis financiero para la opción a recomendar.
Alternativas para el diseño del sistema de tratamiento del agua de producción de campo Escuela Colorado conforme a la normatividad vigente para vertimiento en Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2017) Duarte Prada, Paola Andrea; Patiño Gonzalez, Sandra Milena; García Navas, Edison Odilio
Este proyecto de grado está enfocado al planteamiento de alternativas, para el tratamiento en la disminución de la carga contaminante de las aguas de produccion, generadas en el Campo Escuela Colorado. Inicialmente se realizó un análisis normativo, en cumplimiento a las regulaciones ambientales legales vigentes, específicamente la resolución 0631 de 2015 en lo concerniente a los parámetros y valores máximos permisibles en los vertmientos puntuales a un cuerpo de agua. Asi mismo se describieron diferentes tecnologías para la remoción de sales, grasas y aceites, sólidos sedimentables, metales pesados, DQO, DBO5, y materia orgánica, entre otros. Identificados los tratamientos más eficientes para cada proceso de retención de contaminantes, se proponen 3 alternativas con la implementación de tecnologías limpias, para el tratamiento de las aguas de producción. Por útlimo se realizó un analisis presupuestal de las alternativas seleccionadas. Se concluyó que las aguas de producción poseen una elevada carga contaminante, que ocasiona enfermedades cancerígenas en el ser humano, y que altera el estado normal de los recursos naturales en un ecosistema específico. Por ello, el principal aporte de este estudio, es la implementación de tecnologías limpias, dentro del sistema de tratamiento planteado, lo cual ayudará a la disminución de las cargas contaminantes en las aguas de producción en el Campo Escuela Colorado, y proporcionará una adición valiosa siendo este un espacio verde.
Alternativas para el mejoramiento de la producción en campos petroleros con base en el concepto de vigilancia de yacimientos. Aplicación en campo Escuela Colorado
(Universidad Industrial de Santander, 2017) Castellanos Rosales, Luisa Fernanda; Parra Caballero, Richard Andres; Montes Paez, Erik Giovany
En el presente trabajo se presenta una base teórica que parte de la definición de Vigilancia de yacimientos y de cada uno de los elementos indispensables para la creación de un plan de Vigilancia, con el propósito de encontrar la opción indicada para llevar a cabo el desarrollo de un campo petrolero, enfocado en la prevención, control y solución de problemas en los procesos que afectan directamente la producción. Se presenta a su vez, como ejemplos de aplicación, tres campos en los que la implementación de la Vigilancia de yacimientos permitió mejorar las condiciones de operación, los cuales dan una idea del impacto que tiene la aplicación de nuevas tecnologías en la optimización de los procesos de producción, resultando así en una explotación más eficiente de los recursos petrolíferos presentes en esos campos. Dicho fundamento teórico es usado para realizar una propuesta para la generación de un plan de Vigilancia que atienda algunos de los problemas en la producción más significativos que presenta Campo Escuela Colorado como lo son: precipitación de parafinas, corte de agua y arenamiento, basado en un diagnostico previó que busca explicar la manera en como se ha venido realizando el desarrollo del campo de acuerdo a la información disponible de cada pozo, especialmente durante el convenio de cooperación UIS-Ecopetrol dado en el periodo 2006-2013.

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