Escuela de Ingeniería de Petróleos
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Item Analisis comparativo de tecnologias para produccion de gas natural licuado (gnl) aplicables al desarrollo de los descubrimientos costa afuera del caribe colombiano. enfasis en ingenieria de gas y procesos(Universidad Industrial de Santander, 2019) Padilla Pereira, Jose Antonio; Pachon Cabrera, NicolasSe presenta un análisis comparativo de las tecnologías de licuefacción de gas natural aplicables a los campos en exploración en el caribe colombiano, que permita estimar equipos principales, rendimientos volumétricos, requerimientos energéticos. Se emplean datos de libre acceso no confidenciales de campos descubiertos o en producción en el caribe colombiano y los datos que se pueden deducir de la información pública disponible aplicando los conceptos de geología e ingeniería de yacimientos. Con lo anterior, se realiza una estimación de potenciales perfiles de producción de gas. Adicionalmente, se profundiza en cada proceso de licuefacción disponible aplicando evaluación de aspectos propios de los descubrimientos costa afuera en Colombia que permitieron seleccionar dos (2) alternativas para analizarlas en detalle. También, incluye el aspecto de la selección de un paquete termodinámico y de un software comercial para el modelamiento de los casos de las tecnologías definidas, basado en tamaño de facilidades según proyecciones de suministro no contratado de GNL a nivel mundial. Según los resultados de este trabajo las tecnologías de licuefacción de gas natural que emplean ciclos de compresión de vapor como refrigerantes serían más eficientes térmicamente para la obtención de GNL para el gas prospectado. Sin embargo, para un potencial desarrollo en el Caribe Colombiano, las tecnologías de DMR y turbo-expansores con nitrógeno como refrigerantes pueden ser ambas aplicables en una FLNG. Pero, al evaluar otros aspectos riesgos de procesos y operación, la alternativa de licuefacción con turbo-expansores empleando nitrógeno en una FLNG de capacidad de 1,5 MTPA es la recomendada.Item Analisis de alternativas de suministro de gas domiciliario para el corregimiento san miguel del tigre-yondo(Universidad Industrial de Santander, 2018) Gonzalez Blanco, Maritza Isabel; Calderón Carrillo, ErnestoEn la actualidad el área rural del municipio de Yondó en el departamento de Antioquia, ofrece oportunidades de desarrollo social y económico, mediante la ejecución de servicios y proyectos para mejorar la calidad de vida de comunidades, como lo es el corregimiento de San Miguel del Tigre. Lo cual, se presenta como una alternativa de solución a la identificación de la problemática del mercado ilegal y hurto de gas natural en la red de transporte de la cadena de gas natural. En este orden de ideas se realiza inicialmente el diagnóstico de la situación actual de conexión ilícita a la red de transporte, de la cual los usuarios del corregimiento San Miguel del tigre toman el combustible para cocción de los alimentos; posteriormente, se realiza el planteamiento de una metodología, que busca analizar la opción de reemplazar el uso del gas de manera ilícita por un sistema de distribución que cuente con los parámetros técnicos, económicos, legales y normativos, apto para la administración, operación y mantenimiento por parte de una empresa prestadora de servicios públicos. El propósito de este proyecto es plantear como desarrollarlo de manera idónea, permitiendo mitigar los riesgos ocasionados por las conexiones irregulares, regulando un nuevo mercado especial, brindado el servicio de gas natural a la comunidad afectada, supliendo las causas de la problemática, mediante la posibilidad de consecución de recursos por medio de fuentes estatales en conjunto con las administraciones locales. Asimismo, se determina la aceptabilidad del proceso establecido para valorar la factibilidad del proyecto y la selección de la mejor alternativa técnico-económica, mediante la valoración de las variables preponderantes para la proyección y ejecución del suministro de gas domiciliario legal en el área diagnosticada.Item Análisis de alternativas para el aprovechamiento de los condensados excedentes del gas que se producen en un campo petrolero colombiano(Universidad Industrial de Santander, 2018) Roa Duarte, Carlos Efrain; Cabarcas Simancas, Manuel EnriqueEn el mundo, en buena parte de los campos petroleros con producción de gas asociado, debido al mayor precio del crudo frente al del gas, la atención de negocio se focaliza en la producción y comercialización del petróleo dejando de lado otros recursos generadores de valor como es el gas, sus condensados y eventualmente el agua de producción. Por lo anterior, todavía es común encontrar en dichos campos desperdicios del recurso gas y condensados mediante venteos o quemas en tea sin que se implementen políticas y estrategias que propendan por un aprovechamiento integral de dichos recursos. En el campo Estudio, aproximados 90 BPD de condensados terminan quemados en tea por la falta de facilidades para su recolección y estabilización, con lo cual se generan riesgos en la seguridad del personal por la descarga súbita de hidrocarburos líquidos a la tea ocasionando alta radiación térmica, problemas ambientales por grandes emisiones de CO2, deterioro de la imagen de la empresa y afectación de caja por la quema de productos valiosos En el desarrollo de este trabajo se presenta un ejemplo de la situación mencionada atrás y mediante herramientas comerciales de simulación numérica se modela el proceso actual y a partir de este, se plantean alternativas para la recuperación y estabilización del condensado del gas natural. Al final, mediante indicadores de tipo técnico y económico se evalúan las alternativas, se selecciona la mejor para viabilizar la iniciativa de monetizar el condensado desperdiciado y se propone un procedimiento que sirve de guía para obtener mayor eficiencia y rentabilidad con el negocio gas y condensado.Item Análisis de alternativas para el incremento de la capacidad de transferencia de los fluidos desde un clúster hacia la estación en un campo de la cuenca Llanos(Universidad Industrial de Santander, 2022-11-16) Rodríguez Páez, William Giovanny; Abaúnza Sepúlveda, Luis José; González Silva, Germán; Bejarano Wallens, AristóbuloEl Campo la Sabana se encuentra ubicado en la Cuenca Llanos y los pozos productores cuentan con un sistema de levantamiento artificial con bombas electro-sumergibles, su gravedad API en promedio es de 22°, se definirá por intermedio de Análisis Nodal usando un software comercial, el comportamiento en la producción actual y futura del Campo la Sabana. Se analizará la información con un control real de los pozos, y un modelo de simulación por intermedio de Prosper y Gap lo cual permitirá obtener la producción desde el fondo del pozo, transportándolo hasta la estación de recolección. Con el análisis realizado se obtendrá la mejor elección financiera, de acuerdo con los diferentes escenarios planteados, todos cumplen con las condiciones mínimas para que sean viables a desarrollar por la compañía, a excepción de la alternativa de construir las facilidades tempranas. Además de lo anteriormente mencionado se tuvo en cuenta las condiciones actuales del campo y las proyecciones a futuro, como la declinación de la producción del campo La Sabana, así como también el precio internacional del crudo actual y futuro en los próximos 2 años.Item Análisis de alternativas para la producción y aprovechamiento energético de hidrógeno en las operaciones de producción de una Compañía Petrolera que contribuya a reducir sus emisiones de GEI(Universidad Industrial de Santander, 2022-09-20) Corredor Mahecha, Diana Carolina; Velosa Chacón, Jhonn Fredy; Díaz Consuegra, Harving; León Bermúdez, Adán YovaniLas operaciones de producción de petróleo generan importantes emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), con las últimas metas en cuanto a cambio climático es necesario explorar diversas alternativas para reducir estas emisiones, el presente trabajo estudia el uso energético del hidrógeno para reducir estas emisiones, partiendo primero de un inventario de emisiones GEI, luego del análisis de las alternativas para la producción de hidrógeno, a partir de esto se hace una evaluación de la mejor alternativa para el aprovechamiento energético en las operaciones objeto de estudio un diseño conceptual y una evaluación económica de dicho diseño. De esto se concluye que la mejor opción en la actualidad para la producción de hidrógeno es la producción mediante electrólisis del agua de producción, usando el pico de energía solar renovable, el hidrógeno producido se almacena y se usa como combustible mezclado con el gas natural en generadores eléctricos, a pesar de que este diseño no resultó económicamente viable, se encuentra que si bajaran las inversiones de capital o se ampliara la escala podría serlo, además existen actualmente otras tecnologías prometedoras como la pirólisis que se podrían aplicar en las operaciones de producción, lo dinámico de los cambios en esta área de investigación indican que se deben actualizar estas evaluaciones regularmente para revisar nuevos desarrollos tecnológicos y nuevas posibilidades de aplicaciónItem 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 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 CarlosEste 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 pozosItem Análisis de factibilidad para el uso de gas de anulares y gas de proceso como combustible en la unidad de tratamiento de crudo (OTP), considerando los efectos ambientales(Universidad Industrial de Santander, 2023-05-26) Montoya Peñaloza, Hangie Cristina; Montes Páez, Érik Giovany; Vargas Gutiérrez, Danny; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Gambús Ordaz, Maika KarenLa eficiencia energética se ha convertido en un tema determinante en los procesos de extracción y tratamiento de crudo y gas, debido principalmente a la necesidad de las empresas de mantener una producción eficiente, sostenible y competitiva; por esta razón se han considerado diferentes alternativas de autoconsumo energético con el fin de reducir la contaminación ambiental, la demanda de combustibles externos y los costos operativos en los campos de producción. En esta investigación se analiza la factibilidad de una alternativa de autoconsumo que propone el uso del gas producido, gas libre y gas asociado, como combustible en la Unidad de Tratamiento de Crudo (OTP) de un campo petrolero del Valle Del Magdalena Medio, con el fin de reducir la contaminación ambiental generada por la quema en Tea de este gas. Inicialmente se describe la Unidad de Tratamiento de Crudo y la Unidad de Tratamiento de Gas (GTP) del campo, para identificar las condiciones actuales del proceso; luego se evalúa la composición y propiedades del gas producido, considerando las características del gas combustible que se compra actualmente y el requerimiento energético de la OTP, para definir los equipos y líneas adicionales que se requieren en la propuesta. Posteriormente se simula en Aspen Hysys V12.0 la alternativa planteada y se determina que todo el gas producido puede ser alimentado como combustible a la OTP. Finalmente se realiza un análisis comparativo entre el proceso actual y la alternativa de autoconsumo, teniendo en cuenta los costos de implementación, en el que se calcula un ahorro económico diario del 61% en los costos del gas combustible requerido y una disminución del 100% en las TonCO2 emitidas al ambiente; esto permite la recuperación de los costos de implementación en tres meses, por lo que se concluye que la alternativa de autoconsumo es económica y ambientalmente viable.Item Análisis de factibilidad técnica y financiera para la utilización de energías renovables en el calentamiento de petróleo en un campo maduro colombiano(Universidad Industrial de Santander, 2022-09-12) Valencia Calvo, Jeffrey; Montes Páez, Erick Giovany; Guerrero Martín, Camilo Andrés; García Navas, Edison Odilio; Osma Pinto, Germán AlfonsoLa IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) y OGCI (Oil and Gas Climate Initiative) destacan en sus últimos informes, como a nivel mundial compañías pertenecientes la industria del petróleo y gas, trabajan mancomunadamente en la innovación de sus tecnologías a fin de reducir considerablemente las emisiones de Carbono y el impacto de las compañías en el ambiente en que desarrollan sus proyectos. El aprovechamiento de Energías inagotables y limpias como la solar, eólica e hidráulica entre otras, generan posibilidades de sostenibilidad en el tiempo que permiten a las compañías optimización de sus recursos, disminución de costos y operaciones amigables con el medioambiente. Colombia no es la excepción, actualmente la transformación energética juega un rol importante en los diferentes sectores energéticos del país, donde la industria del Petróleo y Gas se destaca por la búsqueda de proyectos donde el pilar fundamental es el aprovechamiento del potencial energético renovable presente en las diferentes regiones, contribuyendo es disminuir la huella de carbono en las áreas de influencia directa y reduciendo el consumo de combustibles fósiles en la operación y desarrollo de sus procesos.Item Análisis de la causa raíz en el aumento del consumo de glicol en el proceso de deshidratación de gas en una planta del piedemonte llanero. Énfasis en ingeniería de producción(Universidad Industrial de Santander, 2020) Diaz Martin, Fabian Andrés; Santos Santos, NicolásEl gas natural es una fuente de energía de gran impacto en la economía del país, por tal razón para lograr su comercialización se debe realizar diversos tratamientos que permitan retirar contaminantes y lograr especificaciones de ventas. El alcance que tiene esta investigación es el proceso de deshidratación del gas en dos etapas: Absorción y Regeneración; para determinar la causa raíz del aumento en el consumo de glicol en una planta del Piedemonte Llanero. Con la información de diseño y los resultados obtenidos de un simulador se analizaron variables de proceso para conocer sus efectos. Existen algunas condiciones operativas por fuera del rango recomendado; causando pérdidas de TEG. Actualmente el sistema no cuenta con un medidor de flujo en la circulación de TEG, se realiza de forma empírica. Por otro lado, la planta por diseño cuenta con la facilidad de stripping gas, pero no está en funcionamiento, de esta manera es complejo lograr purezas de glicol mayor al 98,5% y se requeriría de un mayor consumo para mejorarla. Los resultados obtenidos fueron la base de un análisis de riesgo (HAZOP) que ayudará a detectar otras desviaciones y mitigar el consumo de glicol, ayudando en la estabilización y eficacia del proceso.Item Analisis de la eficiencia del sistema de filtracion de contugas para reducir el contenido de solidos en cumplimiento del decreto supremo 040-2008 em en el departamento de ica, peru(Universidad Industrial de Santander, 2019) Padilla Vargas, Heli Fernando; Bejarano Wallens, AristobuloLas diferencias normativas respecto del contenido máximo de partículas sólidas presentes en el gas natural, exigidas a los diferentes actores de la cadena del negocio (productor, transportador, distribuidor), ocasionan problemas de índole operativa, ambiental y económica a las empresas de distribución por red de ductos, pues es el mayor afectado por los requisitos exigidos por el reglamento de distribución de gas natural por red de ductos, emitido mediante el decreto supremo 040-2008 EM. El alto contenido de sólidos que debe retirar la empresa de distribución ocasiona sedimentación por polvos negros y partículas inferiores al tamaño máximo exigido por norma en los gasoductos, que no retienen los sistemas de filtración existentes en las estaciones de transferencia de custodia. La empresa Contugas está obligada a efectuar actividades técnicas y operativas encaminadas a garantizar la calidad del gas exigida por la normativa sectorial vigente a los clientes y usuarios finales, sin perjuicio de las restricciones y sanciones ambientales derivadas de la limpieza de los gasoductos ante la gran magnitud de partículas sólidas presente en el sistema de distribución. Las conclusiones de este análisis generan el espacio propicio para el ajuste de las normas técnicas que rigen la distribución de gas por red de ductos en el Perú, mejorando las condiciones operativas y de proceso a las empresas concesionarias, y disminuyendo el valor del servicio a los usuarios finales. *Item Análisis de la política petrolera en materia de exploración y producción de hidrocarburos implementada con la expedición del decreto ley 1760 de 2003 - Trabajo de aplicación(Universidad Industrial de Santander, 2023-08-08) Roa Piedrahita, Augusto; Cortés Aguilar, Alexandra; Meza Gualdrón, Alexis David; Bejarano Wallens, AristóbuloEl presente proyecto de grado de maestría en modalidad de Propuesta Trabajo de Aplicación pretende realizar un análisis de la política petrolera, en materia de exploración y producción de hidrocarburos, implementada con la expedición del Decreto Ley 1760 de 2003. En el presente documento se realizó una descripción e interpretación de la situación en la cual la política petrolera en Colombia se ha desarrollado a lo largo de la historia, abarcándolo desde diferentes frentes tales como percepciones, experiencias y creencias. Con base en lo anterior, se efectuó un estudio a profundidad de las políticas petroleras precedidas y posteriores al Decreto Ley 1760 de 2003, identificando su contribución al desarrollo económico del país, teniendo en cuenta el descenso continuo, no solo en la producción si no también en las reservas de hidrocarburos, desde comienzos de la primera década del siglo XXI. Dentro de la cual, Colombia ha alcanzado una mejor perspectiva para la inversión extranjera y mantenido la autosuficiencia encaminada al crecimiento (Echeverry et al., 2009). Finalmente, este trabajo de grado efectúa un estudio y análisis de la política petrolera anterior y actual, determinando en ésta última las condiciones que se presentan debido a la aplicación del Contrato de Concesión moderna principalmente en términos de recaudo de regalías. Con este estudio se pudo observar el avance que ha tenido Colombia en materia de hidrocarburos desde el comienzo del siglo XXI con la implementación del Decreto 1760 de 2003, autorizado por la Ley 790 de 2002, buscando ser más llamativo para las inversiones extranjeras. De igual forma se demostró que el contrato E&P por concesión moderna trajo avances en temas de exploración y explotación de recursos naturales no renovables. Al realizar la comparación del Government Take del nuevo modelo concesionario con una concesión tradicional se observó un desfavorecimiento para el Estado, retrocediendo para los intereses de la Nación, debido a que éste pasó a recibir prácticamente el mismo Government Take de hace 100 años sin ningún tipo de avance productivo para el país. También se determinó que durante los últimos 11 años el promedio anual de transferencias o giros a la nación por parte de la ANH fue de 359 mil millones de pesos equivalente a 0,36 billones, valor bastante bajo debido a que al ser comparado por el presupuesto anual de una universidad estatal este es significativamente menor.Item Análisis de la viabilidad de la implementación del sistema de trasmisión lubricada para disminuir las fallas en tubería de producción en un pozo pcp de campo Velasquez-enfasis en ingeniería de producción de hidrocarburos(Universidad Industrial de Santander, 2020) Medina Martínez, Miguel Ángel; Abaúnza Sepúlveda, Luis JoséIdentificar la causa raíz de las fallas en los pozos con sistema PCP de campo Velásquez, es de gran importancia para poder implementar nuevas tecnologías que permitan disminuirlas, y de esta manera generar valor a la empresa de dos formas, incrementando la producción acumulada en el tiempo por la disminución de la intervención de pozos y disminuyendo el costo de levantamiento por barril. En este trabajo, se estudian las fallas por tubería rota, las cuales se clasifican por su causa en tubería rota por corrosión o por fricción, siendo esta última objeto de estudio de este trabajo, para poder seleccionar los pozos candidatos a implementación de la tecnología de sistema de trasmisión lubricada. El sistema de tubería lubricada fue desarrollado por el grupo CAPSA de Argentina e implementado en el campo Diadema, logrando reducir en un 45% el índice de intervención por tubería rota en los pozos con sistema PCP. En este documento se presenta una metodología de selección de un pozo candidato para la instalación del sistema de tubería lubricada, la aplicación de la metodología a los pozos del campo y la selección del mejor candidato. Además de la evaluación técnica, se presenta una evaluación económica, para ver si es viable o no, la instalación del sistema.Item Análisis de las oportunidades de descarbonización considerando los gases de producción emitidos en diferentes regiones de Colombia(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-05) Otero Arteaga, Juan Gabriel; Maya Toro, Gustavo Adolfo; Díaz Consuegra, Harving; Montes Páez, Erik GiovanyLa cadena de valor de los hidrocarburos se divide en tres etapas principales: upstream, midstream y downstream. Upstream se centra en la exploración y producción de hidrocarburos. Midstream abarca el transporte hacia refinerías y puntos de distribución. Downstream se refiere a la refinación y distribución de productos terminados. La etapa upstream es crucial ya que genera las demás líneas de negocio, y abarca desde la exploración hasta el tratamiento del petróleo y gas en campo. Las estaciones de recolección y procesamiento reciben la producción y la tratan para su transporte, eliminando gas asociado, inorgánicos y agua. Quemar gas remanente en TEA tiene implicaciones ambientales debido a la producción de gases de efecto invernadero (GEI) como CH4, CO2 y vapor de agua. Estos gases contribuyen al efecto invernadero, aumentando el calor en la atmósfera. Para mitigar estas emisiones, se realizó una revisión para identificar los campos de Ecopetrol que más queman gas. Se contrastó esta información con inventarios de emisiones del sector petrolero y se examinaron tecnologías para aprovechar el gas residual. Una vez identificados los campos operados por Ecopetrol que más emisiones de GEI registran, se tomó una estación de producción de dichos campos como estudio teniendo como propósito realizar un análisis técnico-económico conceptual para evaluar la viabilidad de aplicar tecnologías de aprovechamiento del gas residual. Este enfoque busca reducir las emisiones de GEI en la industria petrolera, alineándose con compromisos ambientales nacionales e internacionales.Item Análisis de un proceso de inyección de geles de dispersión coloidal (cdg) usando ensayos de laboratorio y simulación numérica(Universidad Industrial de Santander, 2011) Castro García, Rubén Hernán; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Manrique, Eduardo JoseEl incremento del factor de recobro de los yacimientos existentes se ha convertido en una opción a corto y mediano plazo para garantizar la sostenibilidad del suministro de hidrocarburos. El estudio de la técnica de inyección de geles de dispersión coloidal (CDG) se constituye como una alternativa a los procesos de inyección de soluciones poliméricas que permiten el incremento de la eficiencia de barrido volumétrico. La tecnología consiste en la mezcla de un polímero de alto peso molecular y un agente entrecruzador que permite generar microgeles, con el objetivo de bloquear las gargantas de poro acuatizadas en la roca matriz con los microgeles y a su vez mejorar la relación de movilidad con la ayuda del polímero que los trasporta, incrementando así el factor de recobro de los yacimientos. Para evaluar la implementación de esta técnica, inicialmente se realiza un diseño de pruebas experimentales, posteriormente se procede al desarrollo de los experimentos donde se establecen las condiciones específicas y mejores formulaciones de sistemas CDG para una aplicación dada y mediante desplazamientos en Coreflooding y Slim Tube se genera el análisis del comportamiento del sistema CDG en términos de factor de resistencia (RF), factor de resistencia residual (RRF) y eficiencia del proceso, finalmente, mediante simulación numérica se realiza el ajuste de los resultados obtenidos. En este trabajo se estudian las características de los sistemas CDG, así como su interacción con la roca y fluidos de yacimiento mediante pruebas estáticas y dinámicas para determinar los parámetros que influyen en los mecanismos que operan en un proceso de inyección CDG. Además, el desarrollo del trabajo permitió determinar las condiciones más favorables para la implementación del proceso, construir el procedimiento de pruebas experimentales que deben realizarse para establecer la viabilidad técnica de su implementación y generar un mejor entendimiento de la estrategia de simulación.Item Análisis de viabilidad para el aprovechamiento de gas residual en la generación eléctrica en un campo del Valle Inferior del Magdalena(Universidad Industrial de Santander, 2022) Díaz Santander, Cristhiam Darío; González Silva, Germán; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique; Barrero Pérez, Jaime GuillermoEste trabajo de investigación evalúa el potencial técnico y económico de mitigar la quema en tea en un campo productor de gas condensado, el cual está localizado en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, para esto se emplean datos históricos de producción y las características fisicoquímicas de los fluidos, igualmente se contempla la infraestructura eléctrica y de proceso instalada, de manera que se puede evaluar la viabilidad técnica y económica de disminuir los volúmenes de quema debido al aprovechamiento de gas residual como combustible en el sistema de generación eléctrica. Desde un enfoque cuantitativo, se interpretan y describen las variables asociadas a la generación de alivios, venteos y quema de gas, se identifican los costos de inversión y costos de operación necesarios para materializar el aprovechamiento del gas como combustible en generación eléctrica, y se realiza la evaluación de beneficios económicos, financieros, ambientales y contractuales que sustentan la hipótesis inicial de este trabajo de investigación.Item Análisis del comportamiento de fases del fluido de yacimiento del campo cupiagua sur bajo el escenario de inyección de CO2, gas de separador y sus mezclas(Universidad Industrial de Santander, 2008) Barrios Ortiz, Wilson; Santos Santos, Nicolás; Soto Tavera, Claudia PatriciaEl campo Cupiagua Sur localizado en el Piedemonte Llanero Colombiano presenta diversas presiones de yacimiento, variación en las propiedades de fluidos y de los contactos. Las condiciones geológicas y termodinámicas combinadas (ejemplo, profundidades, altas temperaturas y de altas presiones, y una columna continua del hidrocarburo) implican un comportamiento de fases y unas propiedades PVT – presión, volumen y temperatura complejas. El desplazamiento con gas surge como una alternativa técnica muy prometedora de recobro mejorado de aceite para este yacimiento. Este estudio discute resultados de una investigación de laboratorio, que incluye los análisis PVT así como los estudios de hinchamiento, para determinar la conveniencia y eficacia de tres gases de inyección para la recuperación del aceite volátil. Los gases investigados son: un gas de separador - contiene 4.8 mol% de CO2, un gas de producción con un 50% de CO2 y 50% de gas del separador y CO2 puro. La gravedad del aceite volátil para el estudio experimental es de ~38° API. La descripción de sistema de hidrocarburos es un factor fundamental en el proceso de caracterización del yacimiento, en los cálculos de hidrocarburos iniciales y en la definición del plan de desarrollo del campo. Esta definición es especialmente relevante en estos yacimientos que contienen “fluidos complejos”, sistemas de hidrocarburos con características físicas altamente sensibles a la presión, temperatura y a los cambios composicionales. Este estudio presenta estudios experimentales de hinchamiento para conseguir una descripción actualizada de los fluidos, el cual es la llave para entender y obtener un modelo matemático para representar el comportamiento dinámico de los fluidos del yacimiento. El objetivo final de este trabajo es desarrollar la capacidad de pronosticar el comportamiento de los pozos para este campo volátil y definir las ventajas técnicas de la inyección del CO2. Esta capacidad se alcanza a través de un riguroso modelamiento composicional y la validación de los resultados de la ecuación (EoS) con datos disponibles del campo a través de una simulación completa del modelo del campo.Item Análisis del comportamiento de la relación agua petróleo en el campo Rubiales, para la optimización del recobro primario por pozo(Universidad Industrial de Santander, 2018) Sachica Avila, Jorge Andres; Villasmil Montero, Jose AlbertoUno de los mecanismos de producción más interesantes de analizar está asociado a la energía provista a un yacimiento de hidrocarburos por un cuerpo de agua a los estudios de yacimientos elaborados para este tipo de campos, la influencia del acuífero debe ser caracterizada a través de la vida productiva de los pozos, ya sea a través de modelamiento o a través de las diferentes variables de producción. El campo Rubiales es un ejemplo importante asociado a un campo de hidrocarburos soportado principalmente por la influencia de un acuífero activo. Después de implementar la perforación de pozos de desarrollo horizontales, la producción de agua incrementó en volúmenes considerables, lo que generó cambios en la filosofía de operación del campo. En el escenario de precios que tiene la industria actualmente, es necesario realizar el análisis financiero detallado de las utilidades que genera cada pozo productor, por esta razón el análisis de la producción de agua es un factor relevante debido a los costos de tratamiento y disposición que conlleva. Diversas implementaciones se han ejecutado, como el aislamiento definitivo de las zonas productoras de agua, sin embargo, la conclusión de estas aplicaciones, es que generan de forma óptima el aislamiento, pero con este se aísla igualmente la producción de petróleo, lo que conlleva a una pérdida de reservas. Otras aplicaciones se han llevado a cabo desde el propio modelamiento, hasta herramientas de fondo para controlar o retardar el influjo de agua. A partir del año 2016, por medio de estudios realizados directamente por Ecopetrol S.A., se viene caracterizando el comportamiento de la relación agua- petróleo, y su importancia en la recuperación de petróleo por pozo.Item Análisis del fenómeno de corrosión pasiva en una planta de tratamiento de gas con alto contenido de co2, humedad y cloruros- énfasis en ingeniería de gas y procesos(Universidad Industrial de Santander, 2020) Ospina Corredor, Jorge Luis; Gomez, Javier EnriqueEl crecimiento de la demanda energética ha sido exponencial en las últimas décadas lo que implícitamente ha generado un incremento en la producción de gas para suplir la necesidad energética, lo cual ha enfocado al país en mejorar las técnicas de producción, tratamiento y transporte de gas y todo esto se logra mediante redes de tuberías que conectan los diferentes sistemas y equipos en las fases de la cadena desde su extracción hasta su comercialización y venta. Se estima que más del 80% en las fallas de los sistemas de transporte de gas ocurren a causa de la corrosión. El presente trabajo podría permitir conocer el efecto anticorrosivo generado por la producción de gas ácido de la formación “Aguardiente” perforada sobre mantos de carbón y establecer la composición química y morfología de los productos de corrosión que se generan durante esta evaluación. En muestras tomadas en campo se evidenciaron altos valores de velocidad de corrosión obtenidos por método de análisis de integridad. Mediante la técnica de espectroscopía de energía dispersiva de rayos X (EDX) se obtuvo la composición metalográfica de los compuestos químicos y por difracción de rayos X las fases presentes tales como sulfuro de hierro y carburo de hierro. La microscopía electrónica de barrido (MEB) mostró diferentes fases, las cuales se componen principalmente por hierro y oxígeno. Se utilizó la radiación K de hierro y se filtró a través de manganeso. Se aplicó el voltaje de 32 KV y la corriente de 12 mA. El tiempo de medición que se empleó fue de 3 segundos en cada posición angular. El paso angular que se impuso es igual a 0,005°, desde 6° hasta 70°. Tras realizar los estudios no se evidencian métodos de acción pasivante sin embargo no se descarta esa posibilidad.1Item Análisis del sistema de calentamiento usado para productos pesados en centro de almacenamiento y comercialización sppb- énfasis en gerencia y economía de los hidrocarburos(Universidad Industrial de Santander, 2020) Pérez Sotomayor, Ingrid Paulina; Cabarcas Simancas, Manuel EnriqueEn el mercado de los hidrocarburos se encuentran variados tipos de sustancias líquidas con características particulares, así como son particulares las maneras que permiten su manejo, los procesos en los que se emplean hidrocarburos pesados manifiestan como principal restricción las implicaciones generadas por la alta viscosidad. En la industria nacional de hidrocarburos se evidencia la necesidad de implementar en terminales de almacenamiento mecanismos que permitan el procesamiento de productos hidrocarburos con altas viscosidades. En la terminal de la Sociedad Portuaria Puerto Bahia se implementa un sistema de calentamiento que permite disminuir la viscosidad a los hidrocarburos pesados para posteriormente usar el sistema de bombeo para la exportación del producto, ya que dicho sistema se encuentra restringido a una viscosidad máxima definida. Debido a la necesidad que se tiene en la terminal para disminuir la viscosidad de los productos pesados, se suscitan costos que pueden presentar significativamente una disminución de los mismos implementando mejoras u optimizaciones en el sistema de calentamiento y a la vez disminuir impactos ambientales, dichas mejoras son los resultados arrojados luego de realizar un análisis energético. Para tal fin se asumió el sistema como un volumen de control global permitiendo de esta forma determinar la capacidad calorífica especifica del hidrocarburo pesado almacenado en los tanques asignados en la terminal en el momento del análisis, este se realizó a partir de la energía suministrada al sistema por gas natural empleado como combustible y el aprovechamiento del mismo el cual es evidenciado en el cambio de temperatura que presentó el producto almacenado en el tanque que se encontraba sometido al proceso de calentamiento.