Especialización en Producción de Hidrocarburos

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Adquisición y análisis de registros de producción en pozos de un campo maduro con un yacimiento de alta complejidad utilizando una y-tool (bypass system) para la optimización de la producción de hidrocarburos
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Navas Florian, Elder Enrique; Calvete González, Fernando Enrique
El campo Casabe ha estado bajo inyección de agua durante más de 30 años. Las heterogeneidades del yacimiento y la inyección multicapa realizada a principios de la inyección de agua, dieron lugar a arribo del agua de inyección mucho más antes de lo esperado. En el 2007 se implementó la inyección selectiva, permitiendo inyectar por separado en cada capa y, por lo tanto, tener la distribución de inyección a través de herramientas de registro de inyección (ILT). Sin embargo, los pozos productores se completan en conjunto y se instalan equipos PCP, ESP o SRP, haciendo difícil el acceso al pozo para tener alguna información acerca de la distribución de la producción. Este documento presenta la aplicación exitosa del trabajo efectuado con el equipo Slim ESP y el sistema de bypass (Y-Tool) instalada en pozos de alto corte de agua para Casing para bajar herramientas de registro de producción convencionales (PLT) con el fin de determinar la distribución de la producción y la identificación de zonas barridas y posibles daños a nivel de yacimiento, conocer el Índice de Productividad por capa, determinar flujo cruzado entre las capas e identificar zonas no productoras. El PLT con sistema bypass ha sido tomado por primera vez en el campo Casabe, sin problemas de funcionamiento y con resultados claros relacionados con la distribución de producción de agua y petróleo que permite la toma de decisiones a corto plazo, tales como aislar zonas barridas, estimular zonas con daño u optimizar la inyección en zonas depletadas, adicionalmente permite comprender el comportamiento real de los pozos y del yacimiento, con la estrategia de manejo actual que ayudan a tomar decisiones a mediano plazo sobre la gestión de yacimiento y el desarrollo del campo. 1
Alineación volumétrica, estructuración y automatización del reporte de producción de hidrocarburos para la gerencia regional sur de Ecopetrol desde la fuente
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Namen Rocha, Yasser Camilo; Pérez Angulo, Julio César
En el 2012 en el Departamento de Gestión y Planeación de la Vicepresidencia Regional Sur (Ecopetrol) se identificó que la herramienta establecida para desarrollar el reporte diario de producción para seguimiento y control al indicador de gestión volumétrica se encontraba en archivos planos de Excel con formulaciones complejas, de difícil entendimiento sin alineación del dato en los diferentes niveles de la estructura organizacional ocasionando en los espacios directivos dudas en la calidad de la información. Dada la situación expuesta se decidió optimizar el reporte mencionado con la ayuda tecnológica y herramientas propias de Ecopetrol principalmente en la obtención de la información en tiempo real y directamente de la base de datos petrolera de Ecopetrol de manera rápida y efectiva sin reprocesamiento de la información; Optimizando el tiempo de adquisición del dato desde cualquier punto de conexión externa e interna, para la generación del reporte de producción diario de la Vicepresidencia Regional Sur bajo una estructura visual de áreas operacionales relacionando sus campos Con su producción de crudo, ventas de gas y producción de blancos con cada uno de los pronósticos asociados y su debido porcentaje de cumplimiento, permitiendo el fácil entendimiento y análisis de la información para desarrollar el cuestionamiento de las principales causas de afectación a la producción de las diferentes áreas operacionales.
Alternativas de tratamiento químico para mejorar el desempeño de las bombas electro sumergibles en un campo de los Llanos Orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2022-05-11) Morales Carvajal, Johan Andrés; Montes Páez, Erik Giovany; García Navas, Edison Odilio
El bombeo electro sumergible es uno de los principales sistemas de levantamiento artificial usado en la industria petrolera por su amplia aplicabilidad. Generalmente el run Life de estos equipos depende de la estabilidad de sus variables como lo son la PIP, corriente, temperatura y vibración del motor. Con el tiempo los fluidos generan emulsiones debido a incompatibilidades y/o desequilibrios químicos que fortalecen algunos compuestos formando surfactantes, además de la turbulencia que generan las etapas de la bomba y el trayecto por el tubbing de producción. Estas fluctuaciones afectan la producción y la integridad del equipo de bombeo. En el campo de estudio se escogieron 3 pozos de los cuales se determinaron sus características como %SW (%agua libre, % emulsión), gravedad API, viscosidad, densidad, salinidad, conductividad, pH y estabilidad de la emulsión. Se revisaron las variables de operación de las bombas electro sumergibles. Se aplicaron diferentes productos químicos en diferentes concentraciones y proporciones para establecer la química adecuada en cada fluido para la eliminación de la emulsión. Se realizaron los diferentes montajes para los puntos de inyección a fondo de pozo por capilar para verificar la eficiencia del producto químico en el desempeño de la bomba, comprobando la disminución de la presión de fondo, estabilizando temperatura, corriente de motor y un aumento en la producción.
Análisis comparativo de la efectividad del uso de registros eléctricos hueco entubado para identificar fallas de integridad en dos pozos de petróleo
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Morales Pérez, Daniel Augusto; Rodriguez Reyna, Diego Armando
En la industria petrolera durante la ingeniería y operaciones de completamiento, las compañías se enfrentan a numerosos retos que corresponden a situaciones operacionales que pudieron ser o no evidenciadas en sus respectivos análisis de riesgos, situaciones que principalmente involucran eventos de problemas de integridad de pozos no permitiendo el avance y completamiento de los pozos. Para poder dar continuidad a las operaciones planeadas y completamiento del pozo, se requiere evaluar las condiciones que presenta el pozo de petróleo y conocer el problema al cual nos enfrentamos, gracias a la tecnología y equipos que se tienen en la actualidad existen varios métodos de identificación de problemas donde cada uno conlleva tiempos y costos asociados. La mejor forma de solucionar un problema es primero identificándolo, y entre los métodos de evaluación de pozo se encuentran los registros eléctricos, que por la naturaleza de su operación en su mayoría tienen bajos costos y tiempos operacionales, entregando información del pozo que incluso ayudan a dimensionar y cuantificar los problemas existentes, y de esa forma poder establecer un método correctivo que pueda permitir no solo la resolución del problema sino reducir riesgos futuros en la operación.
Análisis comparativo del consumo energético y económico con la implementación de motores de inducción vs motores pmm en los sistemas bes
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Diaz Cespedes, Leonardo Alberto; Pinto Rizzo, Ciro Abraham
La actualidad de la industria petrolera se encuentra pasando por una etapa de crisis a nivel mundial donde todas las compañías concentran sus esfuerzos en tratar de disminuir los costos de sus operaciones a los niveles más bajos posibles, en nuestro país el sistema de levantamiento artificial que más se encuentra utilizado en estos momentos es el bombeo de electro sumergible por lo cual será el sistema objetivo de este trabajo. Uno de los mayores costos asociados a la instalación de bombeo electrosumergible es su costo de operación el cual está asociado al consumo energético necesario para operar el equipo, haciendo de este un punto de optimización para cualquier campo de operación. En el presente trabajo de monografía se realizará un análisis técnico - económico donde se compare la nueva tecnología de motores de imanes permanentes comparada con la tecnología de motores de inducción que se han venido utilizando durante todo el tiempo en el país, se compara lo largo de un periodo de tiempo el consumo y ahorros logrados en tres pozos donde se instaló esta tecnología y se analizara los resultados obtenidos. Una vez terminada la monografía se pretende que a lo largo de todo el país se masifique la implementación de motores de imanes permanentes por sus beneficios económicos y ecológicos a los cuales pueda estar asociado el menor consumo de energía manteniendo las mismas producciones en los campos de producción.
análisis comparativo del desempeño de la unidad lrp® respecto a las unidades de bombeo mecánico convencional
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Hernandez Bernal, Jorge Enrique; Montes Paez, Erik Giovany
Los sistemas de levantamiento artificial (SLA) por Bombeo Mecánico Convencional mantienen en etapa productiva entre el 67 y 80 % de los pozos petroleros a nivel mundial. La óptima escogencia de las unidades de superficie usadas para transmitir el movimiento generado por la unidad motriz hasta la bomba en subsuelo repercute directamente en el aprovechamiento de recursos valiosos como la electricidad, de allí la importancia de realizar un buen proceso de selección según las condiciones de cada pozo; Los costos asociados a las actividades de instalación, operación y mantenimiento de los SLA son aspectos importantes a tener en cuenta cuando se evalúa la viabilidad de la instalación de una tecnología en campo, las innovaciones tecnológicas desarrolladas por los fabricantes y aplicadas a los equipos de superficie van orientadas a disminuir los recursos a invertir en los puntos previamente expuestos, además de aumentar la tasa de producción, reducir los tiempos de diferida, prevenir fallas comunes de la aplicación y ofrecer métodos de control que permitan manejar versátilmente tanto la unidad de superficie como el equipo en fondo. La masificación de nuevas unidades de bombeo mecánico que permitan una mejor administración del completamiento por medio de desarrollos tecnológicos aplicados a ellas debe sustentarse en un análisis técnico y económico que permita evidenciar claramente los pros y contras
Análisis cuantitativo para la selección adecuada de los sistemas de levantamiento artificial, para el desarrollo de los recursos de hidrocarburos en roca generadora de la cuenca sedimentaria del valle medio del magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Chaparro Castro, Walter Julián; Sachica Avila, Jorge Andres
El desarrollo de este proyecto empieza por la investigación previa sobre la temática que se pretende evaluar en el trabajo que para este caso son los sistemas de levantamiento artificial, donde se mencionan aquellos sistemas que actualmente se implementan para la producción de hidrocarburos provenientes de yacimientos de tipo roca generadora en las principales Cuencas a nivel Mundial. Para ser más específicos, una vez identificados aquellos sistemas que se utilizan, se analizan los riesgos ambientales, así mismo los riesgos operativos y el Footprint de cada sistema, teniendo en cuenta el espacio que ocupan. Este análisis nos permite realizar una preselección de sistemas de levantamiento artificial que más se pueden adaptar a las propiedades de las formaciones y fluidos de edad Cretácea de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en comparación con las principales Cuencas a nivel mundial. Finalmente, luego de tener preseleccionados los sistemas de levantamiento artificial se les hace un análisis de cuantitativo teniendo en cuenta las etapas de producción que posteriormente aplicando la metodología propuesta se evalúan los resultados con el propósito de recomendar por medio de un plan de gestión, los sistemas de levantamiento artificial adecuados para el desarrollo de los recursos de hidrocarburos en roca generadora para la Cuenca sedimentaria del Valle Medio del Magdalena de Colombia
Análisis de alternativas para tratamiento de crudo con alto contenido de solidos en campo Jazmín para disminuir la afectación en el bsw del crudo de venta aplicación campo Jazmín
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Sanchez Pulgarin, William Andres; García Navas, Edison Odilio
En este trabajo se realizó el estudio de diferentes alternativas de tratamiento fisicoquímico para el mejoramiento de la calidad del crudo de venta en MECL, debido a que en los últimos años se ha evidenciado un aumento en el BSW de este crudo, que ha ocasionado entregas fuera de especificaciones. Tales alternativas fueron ofertadas mediante consultoría, por diferentes empresas especializadas en el tratamiento de crudo. Se determinó que el aumento del BSW está asociado principalmente a dos factores: el incremento en el BSW del crudo proveniente del pozo y el incremento en el BSW del crudo que es recirculado al MTB. Además del aumento en la cantidad de agua y sedimentos, el crudo de recirculación ha sufrido un incremento en los valores de sedimentos como arcillas de bentonita y en la cantidad de surfactantes de tipo aniónico, los cuales actúan como estabilizadores de la emulsión crudo-agua. Adicionalmente, se detrminó que el tratamiento químico del crudo sucio procedente del skimming tank es viable usando al menos una de las alternativas ofrecidas por las empresas NALCO, CHEMICALS y TSP. Por otra parte, de acuerdo con el estudio de consultoría basado en los resultados de distintas pruebas de tratamiento del crudo sucio, la manera más adecuada para tratar el crudo de recirculación y ponerlo en condiciones de venta es la ofertada por Chemicals mediante un sistema compuesto por calentadores y gun barrels sumado a un tratamiento químico.
Análisis de estrategias para el correcto funcionamiento del sistema bes
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Archila Tibaduiza, Wilmer Andres; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
La presente monografía se pretende analizar estrategias para el correcto funcionamiento del sistema de Bombeo Electrosumergibles, con el objeto de perfilar una configuración eficiente y adecuada para el diseño del Bombeo Electrosumergibles, a fin de incrementar y obtener los resultados planeados en la producción de un campo. Por tanto, por medio de una revisión bibliográfica se evidencian los antecedentes de diseño y las limitantes de la tecnología de estudio. Asimismo, se presentan experiencias de campo, a razón de resaltar las principales fallas del sistema de Bombeo Electrosumergible. Adicionalmente, se plantea un análisis paramétrico por medio de la herramienta académica Pipesim®, para establecer relaciones de variables tales como, Relación gas-aceite, Corte de agua, °API, Temperatura, Presión de yacimiento. Se analizan distintas metodologías para el diseño de los sistemas de Bombeo Electrosumergible para las diferentes condiciones operacionales, y se propone una matriz de desempeño que identifique los diseños, componentes y accesorios utilizados para el incremento en la producción de los campos. La realización de este estudio apunta a la mitigación de los inconvenientes resultados de la falta de experiencia o desconocimiento por parte del personal encargado de realizar los diseños del Bombeo Electrosumergible, reduciendo sobrecostos y falsas expectativas en las operaciones en campo.
análisis de factibilidad para aplicación del modelo de contratación "lump sum" en el desarrollo de operaciones de workover en Campo Castilla
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Blanco Simbaqueda, Johanna; Abaunza Sepulveda, Luis Jose
El documento presentará un diagnóstico y la solución a los problemas que se presentan en las operaciones de intervención a pozo con equipos de Workover en el Campo Castilla, respecto de los costos asociados a pérdidas económicas por tiempos no productivos, así como las razones por las cuales es necesario ingresar con un equipo de Workover para realizar una intervención de pozo. Teniendo en cuenta la experiencia obtenida por la autora, se recopiló información para un análisis estadístico de los tiempos y costos asociados a las intervenciones de pozos durante las campañas de Workover desarrolladas en 2014 y 2015, así se logró determinar el impacto económico que representa los tiempos no productivos dentro del desarrollo de una intervención a pozo. De esta manera, fue posible identificar la condición para realizar la medición efectiva del desempeño de un equipo de Workover durante una intervención a pozo, adelantado por medio de la definición, medición y monitoreo de KPI´s, permitiendo establecer una metodología y un diagrama de flujo con los pasos a implementar para mejorar los valores de los KPI´s, a través de la identificación de brechas, con oportunidades de mejoramiento. Dentro de los puntos a mejorar se establece que el contrato por medio del cual se realiza el suministro de los equipos de workover, corresponde al rubro más representativo dentro del AFE para el servicio de intervención a pozos, por cuanto se realiza una exploración de la modalidad de contratación, que permita obtener beneficios a nivel operativo y económico para la modalidad de operaciones de subsuelo en Campo Castilla. Se realizó una revisión al modelo actual de contratación y del modelo propuesto, Lump Sum, para garantizar el suministro de equipos de Workover a través de este, resaltando los beneficios que se tendría para la implementación dentro del desarrollo de un Campo.
análisis de factibilidad para la explotación de gas asociado a mantos de carbón en Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Navarro Ospino, Jorge Armando; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
En un inicio la producción de CBM estaba ligada a las tecnologías y técnicas típicas de la exploración y explotación petrolera. Diferencias marcadas entre ambos productos produjo un desligue de ambas industrias, provocando un desarrollo tecnológico y de procesos para el CBM. Este desarrollo se evidencio en la década de los 90 donde se registraron la mayor cantidad de trabajos patentados en cuanto técnicas y tecnologías que facilitaran la explotación de este recurso natural. Países como EE.UU, Rusia; China, Reino Unido, Canadá entre otros son pioneros en este tipo de desarrollo tecnológico. A su vez estos mismos países muestran las mayores cantidades de reservas y producción de gas asociado a mantos de carbón. En Latino América países como Argentina, México, Brasil, Chile, Uruguay Y Colombia muestran potencial en la producción de este recurso. En Colombia las zonas con mayores reservas de gas y potenciales fuentes de CBM se encuentran en la zona de la Guajira, El Cesar, Córdoba, Antioquia, Valle Del Cauca, Boyacá Y Los Santanderes. Siendo un respaldo significativo a la producción de gas natural, que ha presentado un incremento en la demanda al ser utilizado en numerosas aplicaciones tanto a nivel industrial como vehicular. Es evidente que al ser una industria relativamente nueva no existe una claridad jurídica y normativa referente a la exploración, explotación y de propiedad de estos recursos. Algunos países pioneros en este tipo de industria han avanzado significativamente en la regulación y normatividad que permita la ejecución de proyectos CBM. En Colombia se han realizado avances en este tipo de reglamentación cayendo su responsabilidad en la recién creada ANH y el ministerio de minas y energía quienes son los encargados de dirigir y dirimir la explotación de gas no convencional
Análisis de falla del sistema de bombeo electrosumergible en la superintendencia castilla-chichimene de Ecopetrol en 2012
(Universidad Industrial de Santander, 2015) Sevillano Suaza, Jimmy Edwin; Pinto Rizzo, Cirio Abraham
La presente monografía contiene un análisis de falla en el Sistema de Bombeo electrosumergible, el cual permite identificar e ir filtrando los tipos de fallas hasta encontrar las principales y más recurrentes. El análisis causa raíz es un estudio estadístico que permite la identificación de factores de riesgo importantes, permitiendo la rápida reacción por parte de los ingenieros de control de producción. Adicionalmente se realiza un estudio causa-raíz, que consiste en la identificación de los por qué se presentan las fallas, para poder determinar las diferentes opciones de mejora que existen y a su vez evaluar cuales fallas son directas o indirectas en el momento de aplicar las correspondientes soluciones. Los dos principales causantes de fallas indirectas son los componentes del yacimiento como lo es el fluido o los sólidos provenientes del mismo, y las fallas o errores humanos en cuanto a las prácticas utilizadas durante la operación. El análisis de falla permite identificar cuáles son los componentes que presentan mayores daños permitiendo reemplazarlos, o si no es posible buscar apoyo con las compañías de servicio para reconocer y aplicar las oportunidades de mejora de los elementos fallantes. La realización de este estudio permite disminuir en los años futuros la intensidad en las fallas presentes en este campo, al ser tenido en cuenta las correspondientes acciones y conclusiones, resultado de esta monografía.
análisis de la aplicabilidad del cable calentador en un pozo con alta viscosidad para facilitar la recolección de crudo a través de las líneas de producción
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Salas Florez, Bryant Fernando; Montes Paez, Erik Giovany
La industria petrolera a nivel mundial debe generar nuevas ideas que aporten al desarrollo de las tecnologías para suplir las necesidades que día a día se van presentando en el sector. Es por esta razón, y a raíz de la necesidad de encontrar un método para manipular los crudos de altas viscosidades de manera eficiente y económicamente viable que nació la idea de un cable calentador que permita mejorar la recolección del crudo pesado. Ya que por medio del calentamiento controlado del crudo su viscosidad disminuye, reflejándose en la recolección del crudo, el aumento de la producción y la vida útil de los sistemas de levantamiento artificial. Este proyecto se implementó en la Batería Mansoyá (Ecopetrol), específicamente en la línea de producción del pozo Mansoyá-01, el cual produce petróleo de alta viscosidad. Con la instalación del cable calentador en la línea de producción, se logró elevar la temperatura del crudo que fluye dentro de la tubería, reduciendo drásticamente su viscosidad, logrando una mejor movilidad, y optimizando la recolección de petróleo desde cabeza de pozo hasta la batería. Actualmente en el mundo existe una gran cantidad de sistemas de calentamiento de petróleo por medio de electricidad, la cual se aplica en fondo de pozo y en las facilidades de superficie. Muchos de estos sistemas de calentamiento cuentan con patentes que incrementan exponencialmente el costo de su implementación; por esta razón, Ecopetrol con su aliado Borets, desarrollo un sistema eléctrico de calentamiento que permite utilizar gran parte de los recursos existentes en cada una de las instalaciones, haciendo del proyecto un sistema viable económica y técnicamente. 1
análisis de la confiabilidad del sistema de levantamiento artificial de un campo petrolero para aumentar su producción
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Celemin Pardo, Alejandro; Lopez Uribe, Juan Enrique
Este trabajo presenta el desarrollo de un criterio para priorizar la intervención de pozos activos. El uso del criterio se aplica en un caso de estudio que ilustra los posibles efectos de su uso durante la operación de un campo petrolero. El criterio está basado en una aproximación probabilística a las fallas de pozos con sistemas de levantamiento artificial tipo ESP, usando la metodología de análisis de supervivencia paramétrico. Para calcular el efecto de la producción sobre la confiabilidad de los pozos se utiliza el modelo de riesgos proporcionales de Cox. Este modelo permite construir una gráfica de probabilidad de falla en función de la producción de fluido y del tiempo de operación. El caso de estudio incluye el análisis de la falla de un pozo específico, para comparar los resultados contra el criterio desarrollado. El análisis muestra que el Sistema ESP analizado en el caso de estudio operó en una condición de downthrust durante aproximadamente la mitad de su vida operacional. Al aplicar el modelo de riesgos proporcionales desarrollado, se determinó que la probabilidad de falla era baja y por lo tanto la falla ocurrió antes de lo esperado. Sin embargo, el criterio prueba ser una herramienta útil para priorizar los demás pozos en producción de acuerdo a su probabilidad de falla.
Análisis de la implementación de turbinas hidrocinéticas en la industria Oil & Gas en tubería de flujo de agua para generación de energía renovable
(Universidad Industrial de Santander, 2022-03-30) Marín Ducuara, Christian; León Pabón, John Alexander; Solano Pérez, Favio Eduardo Junior
La presente monografía contempla un panorama general sobre estudios, aplicaciones y avances en tecnología de sistemas hidrocinéticos en Colombia y en el mundo, Con base a lo anterior se estudiará el funcionamiento teórico de una turbina hidrocinética, clasificación, factores críticos para un diseño de un sistema, las aplicaciones y discusiones en otras industrias para finalmente llegar a una contextualización en la industria OIL&GAS. La energía cinética de una corriente de agua es totalmente aprovechable mediante una configuración básica de turbinas generadoras ubicadas en lugares específicos en un canal, rio o tubería de distribución de agua, ahora bien, la industria Oil&Gas a nivel global produce altas tasas de agua de producción, las cuales circulan minuto a minuto en tuberías de gran diámetro y, generalmente, grandes distancias hasta alcanzar los Pads de inyección; allí diversos tipos de bombas aumentan la presión para lograr desplazar el fluido hasta el yacimiento y lograr proporcionar una disposición final. El tramo comprendido entre facilidades de producción y el pad de inyección es donde se plantea la posible adecuación de los sistemas hidrocinéticos Luego de un análisis y una revisión bibliográfica se logró dar un aproximado de la capacidad de potencia generada por una turbina instalada en un campo petrolífero en Colombia, además de llegar a una selección de turbina teniendo en cuenta las aplicaciones hidrocineticas en otras industrias y la disponibilidad en el mercado.
Análisis de resultados en inyección de vapor mejorado con agente espumante en campo Ggirasol
(Universidad Industrial de Santander, 2014) Álvarez Fernandez, Julian Silvestre; Pineda Gómez, Juan Gabriel; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Ponce Hidalgo, Ronald Darío
La presente Monografía contiene un estudio para valorar el efecto de la Inyección de Vapor mejorado con agentes espumantes en Campo Girasol. Se formula el uso de agentes espumantes con el propósito de aumentar la eficiencia del proceso de Inyección de Vapor convencional. Con el fin de identificar aspectos relevantes del proceso se realizó una revisión de aplicaciones previas del proceso. Con el propósito de tener resultados concretos del efecto del proceso se seleccionaron 6 pozos del Campo Girasol considerando parámetros del yacimiento y condiciones operacionales (arenas de mayor potencial). La simulación del proceso fue realizada en el software STARS. Esta herramienta permitió comparar la respuesta de los sometidos pozos a una inyección cíclica de vapor convencional con las posibles respuestas obtenidas por la inyección mejorada. Los resultados obtenidos permitieron cuantificar el efecto que tiene el proceso en la presión, temperatura, y las tasas de flujo de las arenas productoras. Finalmente se realizó la evaluación financiera del proyecto en la cual se incluye el análisis de los ingresos del proyecto, los costos operacionales asociados a la implementación de agentes espumantes y la variación entre los dos procesos valorados. Estas estimaciones se basan en datos obtenidos de los s Pozos Piloto.
Análisis de resultados en inyección de vapor mejorado con agente espumante en campo girasol
(Universidad Industrial de Santander, 2015) Álvarez Fernández, Julián Silvestre; Pineda Gómez, Juan Gabriel; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Ponce Hidalgo, Ronald Darío
La presente Monografía contiene un estudio para valorar el efecto de la Inyección de Vapor mejorado con agentes espumantes en Campo Girasol. Se formula el uso de agentes espumantes con el propósito de aumentar la eficiencia del proceso de Inyección de Vapor convencional. Con el fin de identificar aspectos relevantes del proceso se realizó una revisión de aplicaciones previas del proceso. Con el propósito de tener resultados concretos del efecto del proceso se seleccionaron 6 pozos del Campo Girasol considerando parámetros del yacimiento y condiciones operacionales (arenas de mayor potencial). La simulación del proceso fue realizada en el software STARS. Esta herramienta permitió comparar la respuesta de los sometidos pozos a una inyección cíclica de vapor convencional con las posibles respuestas obtenidas por la inyección mejorada. Los resultados obtenidos permitieron cuantificar el efecto que tiene el proceso en la presión, temperatura, y las tasas de flujo de las arenas productoras. Finalmente se realizó la evaluación financiera del proyecto en la cual se incluye el análisis de los ingresos del proyecto, los costos operacionales asociados a la implementación de agentes espumantes y la variación entre los dos procesos valorados. Estas estimaciones se basan en datos obtenidos de los s Pozos Piloto.
Análisis de variables de producción para la selección de sistemas de levantamiento artificial adecuados para la producción de crudos pesados
(Universidad Industrial de Santander, 2017) Perez Correa, Jose Eduardo; Calvete González, Fernando Enrique
Un pozo petrolero que haya dejado atrás su etapa de flujo natural y sus niveles de producción estén bajando es candidato para aplicar un sistema de levantamiento artificial, esto es cierto para pozos productores de crudo pesado como para cualquier otro. Pero tener un sistema de levantamiento en condiciones inadecuadas se ve reflejado en una producción de petróleo en niveles poco satisfactorios, a la vez que se reduce su eficiencia y rentabilidad, sin mencionar que la producción de crudo continuara por debajo del potencial que podría ofrecer en mejores condiciones. El objetivo de este documento es analizar diferentes sistemas de levantamiento artificial para definir las variables de producción que limitan el desempeño de los sistemas de levantamiento artificial aplicables para crudos pesados. Después proseguir a la determinación rangos de operación en los que cada uno de los sistemas de levantamiento es aplicable. Y finalmente elaborar y probar un método de análisis que permita la selección de sistemas de levantamiento artificial adecuados para crudos pesados en diferentes condiciones de producción. La utilidad de este trabajo radica en aumentar la eficiencia y rentabilidad de planes de aplicación de sistemas de levantamiento artificial, al permitir un análisis detallado de las condiciones de producción de un pozo o un campo para facilitar la selección de un tipo de sistema de levantamiento adecuado para estas condiciones.
Análisis de variables que intervienen en el diseño de oleoductos para el transporte de crudos pesados
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Bernal Ospina, Erika Marcela; Gonzalez Varela, Flor Alba; Montes Paez, Erik Giovany
El presente trabajo de monografía pretende ser una herramienta guía para el diseño de oleoductos que transportan crudos pesados, de tal manera que permita identificar y analizar las variables más críticas que intervienen durante el diseño, con el fin de optimizarlo. El objetivo principal de este proyecto de grado es evaluar el comportamiento hidráulico de oleoductos para transporte de crudos pesados, bajo tres esquemas, método convencional sin ningún agente externo, con inyección de diluyente y con calentamiento, estos dos últimos esquemas con el objeto de aumentar la capacidad de transporte del oleoducto. Este estudio parte de un marco teórico en el que se hará una breve descripción de las características de los crudos y se hará énfasis en las características de los crudos pesados; y continúa con el modelamiento de los tres casos desarrollados en un software especializado, para realizar a partir de los resultados obtenidos un análisis del comportamiento de cada una de las variables que intervienen en el diseño. El análisis de las variables de diseño permitió concluir que las dos variables más importantes en el transporte de crudos pesados son la viscosidad del fluido y la fricción en la tubería. Igualmente con el modelamiento de los casos se pudo obtener que la mayor reducción de viscosidad y su consecuente reducción de caída de presión se logren con el método de inyección de diluyente en comparación con el método de
Análisis del comportamiento de inyección de vapor en pozos horizontales completados con el sistema dual pipe pulse
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Torres Arenas, Ricardo; Castaño Lizarazo, Juan Camilo
En el presente trabajo se realizó optimización de la producción de crudo pesado mediante la distribución homogénea de vapor de inyección, a través de la aplicación de la tecnología dual pipe pulse (sarta dual concéntrica con boquillas) en pozos horizontales con técnica de inyección cíclica de vapor como método de recobro mejorado. En campos petroleros con producción de crudo pesado se observa una disminución en la producción de crudo en los pozos horizontales debido a la imposibilidad de distribuir homogeneamente (total o parcial) el vapor de inyección en la zona de interes, por esta razón el calor no es distribuido en forma continua impidiendo así la estimulación total del pozo afectando la produccion de petróleo y generando fallas en los componentes de subsuelo del sistema de bombeo del pozo. Hoy en día existen diferentes técnicas de inyección de vapor como: La inyección cíclica, continua, y segregación gravitacional asistida por vapor (SAGD). La aplicación de estas técnicas depende del tipo de yacimiento, tipo de crudo y la rentabilidad del sistema que se tiene en el proceso. Para caso de este estudio se implementó un sistema de inyección de vapor por medio de sarta dual concéntrica para distribuir el vapor de una manera parcial y uniforme a lo largo de la formación productora en la que tiene influencia el pozo y asi obtener una mayor producción de crudo durante el proceso de inyección cíclica de vapor.

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