Especialización en Ingeniería de Yacimientos

Permanent URI for this collection

https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/9693

Browse

Now showing 1 - 20 of 41

Análisis comparativo entre técnicas de Machine Learning para la determinación de unidades de flujo hidráulicas
(Universidad Industrial de Santander, 2023-05-24) Sierra Angarita, Jesús Alberto; Gambús Ordaz, Maika Karen; Bejarano Wallens, Aristóbulo
A partir de sitios web brasileros de acceso gratuito, se elaboró una base de datos de registros y análisis de núcleos disponibles, a los que se les realizó un análisis exploratorio de datos encontrando múltiples unidades de flujo bajo la metodología de Amaefule en las formaciones Agua Grande y Sergi. Se aplica el algoritmo no supervisado de mezclas gaussianas para identificar las unidades de flujo a partir de la data de núcleo y determinar sus modelos de permeabilidad al aire a partir de correlaciones con la porosidad efectiva del núcleo y modelos calibrados de porosidad a partir de registros. Finalmente, se aplican algoritmos supervisados y no supervisados en ambos casos de estudio para modelar las unidades de flujo a partir de los registros. Para la formación Agua Grande, se obtienen mejores resultados en algoritmos supervisados, acercándose a 80% de exactitud con el estimador Gradient Boost Classifier, mientras que los estimadores no supervisados logran en promedio 60% de exactitud siendo el mejor K-Means. Para la formación Sergi, el algoritmo K-Means es usado en la identificación de electrofacies, facilitando la interpretación de intervalos gasíferos y arcillosos, demostrando versatilidad sobre los algoritmos de aprendizaje supervisado en ambientes de alta heterogeneidad vertical. Por último, se crearon las plantillas de resultados, incluyendo para Agua Grande el modelo final de las unidades de flujo predichas con sus respectivos modelos de permeabilidad al aire, y para Sergi las electrofacies modeladas en el intervalo de estudio.
Análisis de distribución de producción, en un sector de un campo de crudo pesado con inyección de agua, usando software Sahara
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Rodríguez Patiño, Nayath Mercedes; Cepeda Moya, Diego
El inestable precio del crudo, el constante aumento de los costos de producción, el agotamiento de la energía en los yacimientos más importantes del país y la continua búsqueda de la rentabilidad, son aspectos que motivan a buscar la eficiencia en los métodos de explotación y arriesgarse en contra de teorías y prácticas para implementar métodos de recobro que aumenten la vida útil de los campos petroleros existentes en Colombia. La inyección de agua es un método sobresaliente entre los procesos de inyección de fluidos, al cual se le debe el elevado nivel actual de producción y de reservas en el país y esto debido a múltiples características que lo favorecen como lo es: la relativa agilidad de implementación a nivel de infraestructura, la facilidad con la que se inyecta debido a la carga hidrostática que se logra en el pozo de inyección, la asequible disponibilidad del agua, la relativa sencillez con que el agua se transporta a través de una formación y la eficiencia del agua para el desplazamiento de aceite. Incluso aplicando inyección de agua en condiciones extremas, como es en crudos extra-pesados, se obtienen resultados que están más allá de lo que indica la teoría. Debido a que el proceso de inyección de agua en crudo extra-pesado tiene varias dificultades entre ellas la eficiencia del desplazamiento y economía, es indispensable conocer la distribución de fluidos durante la inyección de agua en un yacimiento multicapa con la cual se pueda predecir el comportamiento de la producción de aceite. Este trabajo plantea una metodología con la cual será posible conocer la distribución de fluidos durante la inyección de agua en campos multicapa, haciendo esta técnica IOR más eficiente en crudos extra-pesados, beneficiando a todos los interesados, y planteando la posibilidad de implementar esta técnica en otros yacimientos marginales por su crudo extra-pesado y baja rentabilidad, además de ampliar el limite técnico-económico de uno de los yacimientos más importante para él país.
Analisis de la perdida de productividad de un yacimiento de crudo degradado en la cuenca de los llanos orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Garzon Zamora, Paola Andrea; Montes Páez, Erik Giovany
El presente trabajo consistió en realizar la caracterización del yacimiento existente en el campo de estudio, Formación Mirador, mediante la definición de las condiciones iniciales y actuales del yacimiento y de los fluidos que este contiene y la tendencia de los fluidos a generar daño de formación. A partir de la descripción de un núcleo de un campo cercano, se identificaron los minerales presentes en la roca y se determinó la interacción de estos con los fluidos empleados en las operaciones de completamiento y trabajos de reacondicionamiento. Adicionalmente, se realizó una revisión de las presiones de yacimiento a partir del cual se identificó la presencia de interferencia entre los dos pozos productores de la Formación Mirador. Con base en los análisis de presión, se observó una disminución de la permeabilidad del yacimiento, lo cual sustenta la hipótesis de que la pérdida de la productividad del yacimiento se origina en el cambio de las permeabilidades relativas. Otro efecto observado con la pérdida de productividad fue la degradación del crudo, el cual a lo largo de la etapa de producción del yacimiento disminuyó su gravedad API en un 44%. Este efecto fue analizado mediante el entendimiento de la geoquímica. Posteriormente, se desarrolló la metodología desarrollada por Ebrahim (2015) a fin de identificar la existencia del mecanismo de daño presente en el yacimiento y así determinar la pertinencia de oportunidades técnicas que permitan incrementar las reservas. 1
Análisis de la reactividad de crudos pesados aplicando recobro térmico con catalizadores y técnicas espectroscópicas
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-13) León Bermúdez, Adán Yovani; Quintero Pérez, Henderson Iván; Ariza León, Emiliano; García Duarte, Hugo Alejandro
Los métodos de recobro mejorado son fundamentales para extraer el crudo remanente de los yacimientos, en donde procesos de inyección de vapor son considerados como una ruta prometedora. Por lo tanto, en este estudio, se evaluó el efecto termoquímico con catalizador en la mejora de las propiedades fisicoquímicas de crudos pesados colombianos, utilizando el proceso de inyección de vapor con precursores liposolubles de catalizadores. Las pruebas de interacción fluido-fluido se realizaron sobre tres crudos pesados (A, B y C) en condiciones representativas de inyección de vapor con naftenato de hierro (NFe 100ppm/Fe) en un reactor batch, a 270 °C y 800 psi, durante 66 horas. Se analizaron propiedades fisicoquímicas como viscosidad y análisis SARA (saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos). Los resultados mostraron que los crudos A, C y B, tratados termoquímicamente con NFe, presentaron reducciones de viscosidad (@60°C) del 10.3, 33.8 y 44.4%, respectivamente, en comparación con el crudo original. Estos cambios están relacionados con modificaciones estructurales de las fracciones del crudo, siendo los crudos con mayores alteraciones en su composición SARA los que mostraron mayores reducciones de viscosidad. Esta disminución de viscosidad está vinculada con el aumento de componentes ligeros y la disminución de fracciones pesadas. Adicionalmente, los parámetros moleculares promedio de aromaticidad, oxidación y sulfuración obtenidos por espectroscopia de infrarrojo FTIR-ATR confirmaron que la reactividad de los crudos está asociada con la naturaleza químicas de sus especies. Con la finalidad de relacionar las propiedades fisicoquímicas y la información FTIR-ATR se desarrollaron modelos multivariados por mínimos cuadrados parciales (PLS). Los modelos para las fracciones SARA y viscosidad mostraron coeficientes de correlación R2 y CV-q2 en el intervalo de 0.982 a 0.999, y entre 0.946 a 0.997, indicando que los modelos PLS son una herramienta adecuada para controlar y analizar las condiciones operacionales en el recobro mejorado de crudos pesados.
Análisis de la viabilidad de aplicación de la tecnología captura de carbono y almacenamiento geológico en yacimientos de hidrocarburos depletados en Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2024-02-09) Medina Martínez, Samuel; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; García Duarte, Hugo Alejandro
El cambio climático es un problema global que requiere una acción urgente. La industria petrolera, responsable del 72% de las emisiones globales, necesita implementar estrategias para reducir su impacto mientras se desarrolla la transición a energías limpias. La captura y almacenamiento de carbono (CCS) es una tecnología que puede ayudar a reducir las emisiones de la industria petrolera. La tecnología CCS captura el CO2 de grandes fuentes fijas y lo almacena en formaciones geológicas. Se ha probado tecnológicamente, pero aún existen riesgos y altos costos, especialmente en la etapa de captura. Sin embargo, la CCS puede generar emisiones negativas, lo que es crucial para frenar el calentamiento global. La CCS a nivel global es una herramienta que puede contribuir a la lucha contra el cambio climático, pero se necesita más investigación y desarrollo para que sea una solución viable a largo plazo. Colombia tiene potencial para almacenar CO2 en yacimientos depletados de petróleo y gas. Sin embargo, se necesitan estudios específicos para identificar las formaciones geológicas adecuadas. Implementar la CCS en Colombia aún es prematuro debido a los riesgos técnicos, altos costos, falta de regulación y pocos incentivos fiscales y a pesar de que la tecnología CCS es prometedora para reducir las emisiones de la industria en general, aún existen grandes desafíos que superar antes de que pueda implementarse a gran escala en Colombia.
Caracterizacion estatica y definicion de ambientes sedimentarios para nucleos de perforacion de un campo colombiano, comparando registros obtenidos mediante el uso de tomografia computarizada y registros electricos de pozo para identificar los tipos
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Olaya Angarita, Hagee; Herrera Otero, Edwar Hernando
Con este proyecto se quiere optimizar la metodología utilizada para la descripción de núcleos de perforación por medio del uso de la tomografía axial computarizada; a través del uso de esta tecnología se puede llegar a estimar la porosidad, permeabilidad y densidad de los diferentes materiales que componen la roca. Y de igual manera se quiere llegar al punto de poder realizar una definición de ambientes sedimentarios. Todo esto con el fin de construir un modelo petrofísico del pozo y de hacer una reconstrucción histórica de deposición sedimentaria para de esta manera en operaciones futuras se logre desarrollar y entender de mejor manera cada campo y obtener mejores resultados en cuanto a exploración y perforación.
Caracterización estática de las arenas productoras de un campo en los llanos orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Báez Suarez, Elkin Yesid; Pérez García, laura Elena; Flórez Anaya, Alberto
Caracterización petrofísica e identificación de unidades de flujo y su eficiencia, a partir de un modelo de litotipos. Caso de estudio: Campo en la cuenca Llanos Orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-08) González González, Juan Sebastián; Bejarano Wallens, Aristóbulo; De Bedout Ordóñez, Julián David
La generación de un modelo litológico integrando la información de núcleo, entendiendo que las características composicionales, texturales y diagenéticas controlan las características de producción del yacimiento, permite la generación de modelos petrofísicos mas asertivos, al poder generar relaciones y ecuaciones para cada grupo litológico. En cuanto al modelo petrofísico, el modelo de permeabilidad, el cual fue generado a partir de una regresión lineal múltiple, mostro un incremento del 15% en el coeficiente de correlación R2 al incluir la curva de litotipos en el cálculo. Las unidades de flujo identificadas a partir del grafico estratigráfico de Lorenz permitió identificar las mismas unidades de flujo en cada uno de los pozos, donde las unidades de flujo de mejores propiedades fueron clasificados como conductivas a superconductivas, con una contribución a la eficiencia del 87-89% a la capacidad de flujo y 50-59% a la capacidad de almacenamiento, asociadas a los litotipos 1, 2 y 5, los cuales presentan las mejores características como roca reservorio. Al realizar la integración de la curva de litotipos y la clasificación de tipos de rocas a partir de la ecuación de Pittman R65, se logró identificar la coherencia y la relación entre estas dos variables.
Construccion de un modelo estático en un area de inyección de agua, como método de recobro secundario, para un yacimiento de crudo pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Perez Ascencio, Wilber Alexander; Amaya Pardo, Carlos Alberto
Al tener en cuenta que el modelo estático actual del yacimiento de crudo pesado en la formación Guadalupe superior (edad cretácica) para la Cuenca de los Llanos Orientales (Colombia) se realizó, en su momento, con el propósito de desarrollar la etapa primaria del campo. Que además la densidad de información de los pozos base para el modelo existente, en el área de inyección de agua, ha superado el 100% de pozos en la actualidad. Y el modelo estático se realizó para las unidades geológicas principales (formación Guadalupe Superior) sin tener en cuenta las sub-unidades en las que se lleva a cabo el proceso de inyección en la actualidad. Y si a lo anterior se suma que en la actualidad se dio inicio a una etapa de desarrollo secundario en algunos sectores del campo, con un proyecto de inyección de agua; se hace evidente la necesidad de un modelo estático detallado que permita verificar la conexión de los cuerpos de arena donde se realiza inyección de agua como método de recobro secundario. Ese es el propósito de esta investigación, proponer un modelo estático que incorpore información actualizada y detallada, en el que además de reflejar la continuidad de los cuerpos de arena asociados a los patrones de inyección, se confirmen las propiedades petrofísicas de las arenas involucradas en la inyección; y se identifiquen las posibles causas por las que no se refleja el efecto de la inyección en todos los pozos de los patrones de inyección. *
Definicion e integracion de las variables de monitoreo claves en un tablero de balance para controlar proyectos de inyeccion de agua en un campo petrolero
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Satizabal Navarro, Monica Andrea; Solorzano Reyes, Pedro Luis
Con el fin de poder monitorear de una forma más adecuada el comportamiento de los proyectos de inyección de agua en campos petroleros del país, la presente monografía tiene como objetivo definir las variables de monitoreo claves para el desempeño de los proyectos de inyección, e integrarlas en un tablero de balance que permita a los ingenieros y gerentes, controlar el proyecto de forma eficiente y poder fijar su evolución en el tiempo. Todo lo anterior con el propósito de tomar decisiones para corregir cualquier tipo de desviación en los tiempos correctos, inducir al proyecto a alcanzar metas de más alto nivel o simplemente cumplir las pautadas. El formular las variables claves que afectan los proyectos de inyección y poder evidenciar su comportamiento a través de un tablero de balance; proporcionará una forma lógica y completa de describir la estrategia que se implementará en el campo durante la vida del proyecto.
Determinación unidades hidráulicas de flujo y litotipos en la formación Hugin, en el Graben Vikingo, Mar del Norte
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-08) Mantilla Gómez, Nathalia Andrea; Gambús Ordaz, Maika; Bejarano Wallens, Aristóbulo
Esta monografía caracteriza los litotipos y Unidades Hidráulicas de Flujo (HFU) en la formación Hugin, localizada la zona sur del Graben Vikingo en el Mar del Norte, conocida por su complejidad estratigráfica. Se realiza a partir del modelamiento petrofísico, utilizando información de núcleo, registros eléctricos e información geofísica para identificar zonas con potencial distribución espacial de litología y propiedades hidráulicas. Para ello, se emplearon análisis estadísticos en las curvas de porosidad y permeabilidad y se aplicaron las metodologías de Winland y Amaefule-Altunbay. Además, se identificaron 4 electrofacies a partir de registros Densidad/ Neutrón (AL04, AAR03, AFN02, y ARC01) que representan diversas litologías, las cuales son principalmente areniscas. Con la Metodología de Winland se identificaron los litotipos en función del tamaño de garganta poral, observando predominancia los rangos macro y mega poroso. Se determinaron cinco unidades hidráulicas de flujo, siendo HFU4 Y HFU5, las unidades con mejores calidades de roca, con porosidades entre 20 a 30% y permeabilidades de 20 mD a 5000 mD. Estas unidades presentaron una alta correlación con las propiedades petrofísicas y al ser mapeadas se alinearon espacialmente con barras deltaicas, validando la eficacia de la metodología de Winland en la distribución areal de los mejores reservorios. Se sugiere complementar esta metodología con simulaciones de flujo en formaciones similares.
Estado del arte de la evaluación petrofísica de yacimientos en roca generadora a partir de registros de pozo.
(Universidad Industrial de Santander, 2022-06-29) Montoya Gallego, Claudia Andrea; Gambús Ordaz, Maika Karen; Bejarano Wallens, Aristóbulo
El presente trabajo pretende realizar un consolidado del estado del conocimiento actual desde un enfoque global, de los estudios petrofísicos que han sido realizados en rocas generadoras, a partir de registros de pozo. Es necesario resaltar la relevancia de esta técnica para la evaluación de este tipo de yacimientos, conocer el curso de los estudios y su implementación actual. Mediante la revisión de la literatura técnica, se establecen los antecedentes más importantes que han sido la base para el desarrollo de estos estudios, se determinan los registros básicos y especiales con sus principales características de análisis, donde los diferentes autores exponen que el parámetro de mayor relevancia de análisis en la roca generadora es el contenido orgánico total. Se exponen estudios a nivel mundial, así como casos prospecto a nivel Colombia, de yacimientos a partir de roca generadora donde se aplica la evaluación petrofísica a partir de registros de pozo. Se establece que los registros básicos para esta evaluación son el registro de rayos gamma espectral, resistividad, densidad, neutrón y sónico, y la combinación de algunos de estos para determinar el método ∆logR, enfocados a la determinación del COT (%) en la roca generadora y los registros especiales de espectroscopia elemental, resonancia magnética nuclear e imágenes para caracterizar de manera más amplia el yacimiento. Por medio de esta consolidación de información se concluye que existe una amplia literatura de casos de estudios a nivel mundial donde se aplica esta técnica, los cuales han permitido establecer la metodología para el análisis de este tipo de yacimientos; en el caso de Colombia, donde los yacimientos a partir de roca generadora se encuentran en etapa de investigación, las caracterizaciones y estudios de estas formaciones a partir de registros es poca o no está disponible en la literatura pública.
Estimación de la saturación de petróleo en yacimientos de baja salinidad y crudo extrapesado para la formación productora de un bloque de crudos pesados, de la cuenca de los Llanos Orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2022-04-01) Larrotta Jaimes, Raúl; Bejarano Wallens, Aristóbulo; Gambus Ordaz, Maika Karen
Se presenta una metodología para estimar la Saturación de agua a partir de las propiedades petrofísicas básicas teniendo en cuanta la información de registros de pozo, información de datos de laboratorio tomados de los núcleos y pruebas dinámicas de los pozos perforados en el bloque. Esta saturación de agua se tomó a partir de 3 modelos, calculados de las ecuaciones de Archie, la ecuación de Simandoux modificada y una ecuación de Saturación de agua aparente (Swap) por Resistividad de agua aparente (Rwap), las cuales fueron calibradas con los datos reales de producción de los pozos, con las gráficas de flujo fraccional tomadas de las curvas de permeabilidades relativas obtenidas de los datos de laboratorio en las muestras de corazones tomados en estos pozos. La metodología trata de reducir la complejidad generada en un yacimiento por la presencia de crudo pesado y agua de baja salinidad, donde se enmascara la respuesta de resistividad, generando bajo contraste, dificultando una caracterización petrofísica representativa. El uso de registros especiales como el registro Dieléctrico (ADT), permitió resolver e identificar la Saturación de agua (Sw) independiente de la salinidad y del bajo contraste de resistividad.
Estrategia de mejoramiento de la producción para dos campos a partir de escenarios de evaluación de variables del yacimiento
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Montufar Fonseca, Luis Carlos; Mendez Montero, Juanita Maria; Botett Cervantes, Jesus Alberto
El incremento de producción como resultado de la administración del yacimiento se dificultan debido a que los proyectos de mejor potencial ya fueron explotados dejando en la lista únicamente proyectos de alto riesgo. Las dos compañías no cuentan con una estrategia propia para obtener proyectos viables de mejoramiento y priorizar el impacto de las variables que caracterizan el yacimiento. La falta de esta estrategia en el proceso genera grandes pérdidas de tiempo evaluando información sin propósito y pérdidas económicas a la empresa, por lo tanto, es importante entender que al no tener una metodología que viabilice escenarios de mejoramiento las compañías seguirán dilatando la recuperación de sus reservas año a año. Esta monografía presenta una estrategia de mejoramiento de la producción de dos campos a partir de
Estudio conceptual de factibilidad del método de recobro químico de polímeros a aplicar en un campo de petróleo de ambiente fluvio-deltaico en el Catatumbo
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Poveda Huertas, Iván Darío; Montoya Moreno, Juan Manuel
El estudio conceptual de la factibilidad del método de recobro químico de polímeros a aplicar en un campo de petróleo de ambiente fluvio-deltaico en el Catatumbo, permitió establecer la convergencia de elementos estructurales y estratigráficos de evolución tectónica que conformaron la cuenca del Catatumbo, adicionalmente se realizó una descripción y ubicación de la estructura del campo de estudio dentro de la cuenca del Catatumbo y los principales yacimientos de petróleo que lo conforman asociados al sistema petrolífero del campo. También se hace una descripción de las características de los yacimientos de petróleo de ambientes fluvio-deltaico en el cual existe una conjugación de la alta productividad orgánica en las zonas costeras afectada por los afluentes de ríos y a la presencia de depósitos de arena en las entradas fluviales, para analizar el comportamiento de producción e inyección con respecto a las unidades de flujo del campo del Catatumbo. Después se hace una breve descripción de los diferentes procesos o técnicas del recobro químico mejorado o terciario de petróleo CEOR (Chemical Enhanced Oil Recovery) entre estas la inyección de polímeros, las cuales son utilizadas para la recuperación de petróleo residual que se encuentra en un yacimiento, para hacer una revisión de los campos petróleo de ambiente fluvio-deltaico en donde se han implementado la inyección de polímeros como método de recobro químico, adicionalmente se realiza un esquema de características y propiedades de los campos analizados y el campo del Catatumbo.
Evaluación de alternativas para el incremento de la eficiencia de la inyección de vapor cíclica previo a la inyección continua en un campo de crudo pesado en pozos verticales mediante simulación numérica
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Bustos Acevedo, Carlos Alberto; Yatte Garzón, Fabián Camilo
La presente Monografía presenta la evaluación de alternativas para el incremento de la eficiencia de la inyección cíclica de vapor, en donde primero se evaluaron los parámetros y condiciones actuales que afectan la eficiencia de la inyección de vapor, se realizó una revisión bibliográfica e indagaciones de alternativas o estrategias que no involucren el uso de aditivos o tecnologías que generen costos adicionales. La evaluación de estas estrategias se realizó con ayuda del software de simulación numérica de la compañía CMG modulo STARS, por medio de análisis de sensibilidad de variables de respuesta: tasa de inyección, arreglos de pozos y duración de los periodos de inyección / producción en función de las variables objetivo RPV (Relación petróleo / Vapor); producción de aceite, factor de recobro y producción de agua. Con las cuales se pudo identificar la alternativa y/o arreglo óptimo para mejorar la eficiencia actual de la inyección de Vapor. Finalmente, se propuso un plan para su posible aplicación en campo, el cual incluye cronograma y configuración de inyección. *
Evaluación de esquemas de inyección para mejorar el calentamiento areal en un proceso maduro de estimulación cíclica de vapor en pozos horizontales. Campo perteneciente a la cuenca Valle Medio del Magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Sierra Amaris, María Fernanda; Trigos Becerra, Érika Margarita
Los métodos de recobro mejorado son actualmente la principal estrategia con la que se cuenta para sostener la producción de petróleo, en campo maduros, donde se evidencia un agotamiento de la presión y la producción primaria es muy baja. Bajo este orden de ideas y teniendo en cuenta que el campo de estudio es de crudo pesado, se planteó su desarrollo usando inyección alternada de vapor como principal método de recobro. Hoy en día tras alrededor de 10 años de producción se evidencia una disminución de los potenciales petrolíferos a medida que el número de ciclos ha ido incrementando, especialmente a partir del cuarto ciclo, donde los pozos empiezan a mostrar largos periodos de producción de agua con niveles de producción de crudo muy bajos. En este trabajo se evaluó técnicamente dos esquemas que buscan mejorar los resultados de la inyección alterna de vapor mediante el incremento del área calentada en el campo de estudio. Los esquemas evaluados fueron la inyección secuencial e inyección de vapor alternada en pozos horizontales HASD Mediante el uso de la simulación numérica en un modelo sectorial del campo de estudio, se evaluó los dos esquemas de inyección cíclica de vapor en pozos horizontales propuestos, se realizó análisis de sensibilidad a variables como la tasa de inyección, periodo de inyección y producción, obteniendo como resultado que el esquema óptimo de estimulación cíclica de vapor es el esquema secuencial, con una tasa de inyección de 2600 BWEPD, duración del periodo de producción de 7 meses y un periodo de inyección de 11 días. Los resultados obtenidos son de gran utilidad en la determinación del esquema de desarrollo que se implementara en el campo de estudio, inicialmente a una escala piloto y de acuerdo a los resultados a una expansión comercial.
Evaluación de la incertidumbre asociada al modelamiento petrofísico del campo Volve en la cuenca del Mar del Norte, Noruega
(Universidad Industrial de Santander, 2024-10-30) Martínez Vertel, José Jaime; Gambús Ordaz, Maika Karen; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
En el campo Volve, ubicado en el Mar del Norte, la Formación Hugin ha sido objeto de numerosos estudios debido a su complejidad geológica y su relevancia como reservorio productivo, además de la disponibilidad de su información al público, permitiendo diferentes actividades de aplicación de métodos petrofísicos y técnicas geoestadísticas en la construcción de modelos estáticos. El presente estudio tiene como objetivo principal evaluar cómo estas técnicas pueden contribuir a una caracterización del reservorio, lo que a su vez permite la toma de decisiones en la gestión del yacimiento; la simulación secuencial gaussiana, una de las técnicas clave utilizadas, ha sido implementada para mejorar la precisión de los modelos. En primera instancia, se tomó la información disponible en la literatura del campo Volve y se elaboró un modelo petrofísico 1D, haciendo la correlación con los datos de núcleo disponibles en el estudio; posteriormente, el análisis se enfocó en la elaboración de modelos 3D de las propiedades petrofísicas clave, como la porosidad y la permeabilidad, las cuales son determinantes para evaluar la calidad del reservorio, construidos a partir de la información de topes y trayectorias de los pozos. Una vez realizado esto, se procedió a utilizar el método geoestadístico de Simulación Gaussiana para poblar la información petrofísica mencionada previamente en las zonas del yacimiento lejanas a los pozos. Variar el Nugget y el Sill en la elaboración de Simulaciones Gaussianes no solo proporcionan una visión más precisa de la distribución espacial de las propiedades del yacimiento, sino que también permiten una mejor comprensión del comportamiento del reservorio, lo que es esencial para la optimización de su explotación. Finalmente, se llevaron a cabo una serie de simulaciones geoestadísticas con la misma probabilidad de ocurrencia, con el fin de generar diversos escenarios de las propiedades petrofísicas y se evaluó la probabilidad de ocurrencia de los diversos rangos de dichas propiedades, la variación en los parámetros del variograma en la creación del modelo 3D a partir de los topes de los pozos tienen una gran sensibilidad al momento de generar la población de la propiedad en específico, lo que permite que la incertidumbre asociada a la creación del modelo estático sea sumamente alta el cual es crucial tener en cuenta al momento de llevar a cabo actividades de explotación y de gerencia de los yacimientos.
Evaluación de la variabilidad en la capacidad de flujo de diferentes unidades identificadas dentro de una misma formación productora mirador en un campo de crudo pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Cárdenas Oycata, Juan Andrés; García Duarte, Hugo Alejandro
En un campo en producción que tiene diferentes unidades de flujo identificadas geológicamente durante la etapa de perforación y desarrollo, se evidenció durante una corrida de registros de producción que, la productividad esperada en una de las unidades no correlacionaba con los datos petrofísicos o de producción histórica del campo. Se llevó a cabo una evaluación petrofísica de todos los pozos del campo con base en modelos de arcilla, porosidad y permeabilidad sin obtener una explicación a las diferencias de potencial de flujo observadas. Por tal razón, se utilizó la teoría de indicadores de zona de flujo e índices de calidad de yacimiento, con lo cual se evidenció que, a pesar de tener buenas características petrofísicas a lo largo de la arena productora, y de observar similitud en las interpretaciones petrofísicas y los respectivos modelos entre los pozos productores, existen áreas dentro del campo que difieren en su potencial de flujo. Finalmente se procedió a identificar las zonas que deberían ser cerradas para mejorar la relación crudoagua del campo, usando para tal fin las curvas de flujo fraccional de la arena productora, para así conocer que zona tiene la menor saturación de crudo disponible y a su vez aporta la menor cantidad de fluido
Evaluacion de las alternativas para la reclasificacion a reservas de los recursos contingentes de un campo maduro de la cuencas de los llanos orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Vasquez Cabrera, Adriana Alejandra; Ribon Barrios, Helena Margarita
El campo objeto de estudio se encuentra ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales, y de acuerdo con el comportamiento histórico de producción, ya se denomina campo maduro. Actualmente el campo se encuentra suspendido por varias contingencias, entre las cuales se identificaron: el flujo de caja negativo del proyecto, daños de la integridad mecánica de algunos pozos y desmantelamiento de las facilidades de una zona del campo. Conforme a lo anterior, en el presente estudio se desarrolló un modelo de datos diagnóstico de la información disponible del campo que comprende datos de geología, petrofísica, yacimientos y producción, que permitió proponer las alternativas de reactivación, las cuales incluyen de trabajos de reacondicionamiento, servicios a pozos y la perforación de un pozo de desarrollo. Así mismo, se recomendó el abandono de los pozos que no tienen oportunidad basado en los criterios anteriores. Con el resultado del análisis de la información recopilada se escogió como método de estimación de los recursos, curvas de declinación usando graficas de la relación agua-aceite (WOR) versus petróleo acumulado (Np) de cada pozo, debido a que se determinó que el mecanismo de producción de los yacimientos es por acción de un acuífero fuertemente activo. Parte de estos recursos fueron clasificados como de desarrollo pendiente, dado que se cuenta con todos los permisos gubernamentales y ambientales, y con las facilidades para producción e inyección, otra parte corresponde a recursos de desarrollo no viable debido a contingencias relacionadas con desmantelamiento de una línea de flujo. Finalmente, con el pronóstico de recursos de desarrollo pendiente, las inversiones de capital de las intervenciones, los costos operativos, impuestos y precios internacionales del petróleo, se elaboró la evaluación financiera que permitió la reclasificación de una parte de los recursos a reservas. 1

Browse

Browsing Especialización en Ingeniería de Yacimientos by Title

Results Per Page

Sort Options