Especialización en Ingeniería de Yacimientos
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Item 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, AristóbuloA 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.Item 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, DiegoEl 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.Item 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 GiovanyEl 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. 1Item 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 AlejandroEl 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.Item 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 HernandoCon 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.Item 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, AlbertoItem 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 AlbertoAl 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. *Item 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 LuisCon 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.Item 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; Gambus Ordaz, Maika Karen; Bejarano Wallens, AristóbuloEl 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.Item 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 KarenSe 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.Item 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 AlbertoEl 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 deItem 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 ManuelEl 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.Item 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 CamiloLa 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. *Item 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 MargaritaLos 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.Item 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 AlejandroEn 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 fluidoItem 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 MargaritaEl 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. 1Item Evaluación de métodos de recobro eficientes para yacimientos de la cuenca del putumayo, formación Villeta, mediante un análisis de parámetros de roca y fluidos(Universidad Industrial de Santander, 2021) Gómez Yepes, Beatriz Elena; Franco Muñoz, Julian AndresLa Formación Villeta en la cuenca del Putumayo ha evidenciado una drástica caída de presión de yacimientos y disminución de producción por lo cual surgió la necesidad de la búsqueda de un método de recobro eficiente para aplicar en esta formación. En este trabajo de grado se inicia con una explicación de los principales métodos de recobro y de las características generales de la formación Villeta. Esta Monografía se desarrolló mediante la recopilación y análisis de parámetros de roca y fluidos de la formación Villeta específicamente para las arenas Villeta N y Caliza A de la cuenca del Putumayo para luego mediante el software ECOEOR realizar las corridas de Screening y analogías con otros campos del mundo y así seleccionar los métodos de recobro que se podrían aplicar a esta formación teniendo en cuenta las condiciones de Roca Fluido. Se realizó el análisis de resultados de analogías donde se determina que el campo con mayor analogía en el mundo para la formación Villeta en la arena N y Caliza A, es el campo Quarantine Bay operado por la empresa Gulf E&P en Estados Unidos con el proceso de recobro WAG, en el análisis de las corridas de screening se obtiene que los métodos de recobro de inyección de gas e inyección de agua son los que arrojaron mayor puntaje y que podrían ser aplicados a esta formación de la cuenca del PutumayoItem Evaluación del potencial de hidrocarburos de una unidad de la formación Esmeraldas, en un bloque del campo La Cira Infantas(Universidad Industrial de Santander, 2022-04-03) Nuncira Carreño, Sergio Iván; Calderón Carrillo, Zuly Himelda; Velandia Patiño, Francisco AlbertoLa formación Esmeraldas, la cual se encuentra ubicada en la parte más basal de la secuencia productora de hidrocarburos del campo La Cira Infantas, presenta una heterogeneidad geológica que hace difícil el entendimiento del reservorio y la distribución del aceite entrampado en sus cuerpos arenosos. Mediante este trabajo, se cuantifica el volumen de hidrocarburos en una unidad operacional de la formación Esmeraldas en un bloque del Campo la Cira Infantas, mediante la generación del modelo 3D en el software de modelamiento Petrel, el cual representa las características geológicas y petrofísicas del reservorio. El modelo geológico generado en este trabajo permite definir las reservas disponibles y las áreas con mejor potencial de producción y con menor incertidumbre hacia volúmenes sin recuperar. El potencial de hidrocarburos en sitio para la unidad D1 de la formación Esmeraldas se calcula entre 803,464 y 1´044,010 barriles de aceite de acuerdo con las diferentes posibles opciones de contacto agua – aceite. Se evidencia un control estructural y estratigráfico en el llenado de hidrocarburos de los cuerpos fluviales. Cuando se tiene una mayor continuidad en las barras de canal y comunicación con las vías de migración, las cuales pueden ser combinadas entre cuerpos arenosos conectados o fallas actuando como ruta de migración desde la formación generadora, hay más probabilidad de encontrar hidrocarburos entrampados. La mayor acumulación de hidrocarburos de la unidad D1 de la formación Esmeraldas se encuentra en la parte estructural media a baja del bloque, y a su vez asociado a un mayor espesor estratigráfico. Se insinúa un posible efecto de sin - depositación de los sedimentos que explican la ausencia de más cuerpos conectados en la parte más alta de la estructura, producto de una acumulación concentrada hacia la parte baja de la estructura por efecto del levantamiento estructural del gran anticlinal de La Cira.Item Evaluación mediante simulación numérica del uso de modificadores de permeabilidad relativa para el control de la producción de agua: Aplicación campo maduro del Valle Medio del Magdalena(Universidad Industrial de Santander, 2019) Diazgranados Avendaño, Eudes Alfonso; Trigos Becerra, Érika MargaritaEl objetivo general del presente trabajo de monografía es evaluar mediante simulación numérica el uso de modificadores de permeabilidad relativa para el control de la producción de agua. Durante el presente trabajo se utilizó el programa de simulación de yacimientos tNavigator y el programa Oil Field Manager, los cuales se encuentran licenciados por la empresa Mansarovar Energy, para la cual laboro actualmente. Se realizó una metodología analítica de diagnóstico utilizando los datos históricos de producción para diagnosticar la alta producción de agua. Se realiza una descripción de las principales características y los principales mecanismos que dominan la interacción en el medio poroso de los MPR. Posteriormente, se describe la realización del recorte del modelo sectorial a partir del modelo completo de interés, utilizando los módulos disponibles en la herramienta de simulación tNavigator. El ajuste histórico inicial del modelo sectorial tenia desviaciones importantes (mayor al 80% en agua, y 33% en fluido) se mejoró el ajuste histórico empleando una metodología para la identificación de fechas, eventos, parámetros y propiedades de mayor incertidumbre, logrando un mejor ajuste al final del proceso. Los datos de entrada para la actualización del modelo sectorial fueron los resultados obtenidos en pruebas de desplazamiento en un núcleo representativo del campo. Una vez cotejado históricamente y actualizado el modelo sectorial, fue posible reproducir los resultados obtenidos posterior al trabajo con MPR de manera adecuada, ya que, la desviación entre los datos obtenidos en la corrida de simulación en modo predicción y los datos reales de producción del pozo, fue inferior al 10% en la tasa de aceite y 15% en la tasa de agua. Se plantea una metodología de evaluación mediante simulación numérica de yacimientos, para analizar futuros trabajos previos a la ejecución con el objetivo de disminuir la incertidumbre e incrementar el factor de éxito.Item Evaluacion tecnica de un piloto de inyeccion de geles mediante simulacion numerica, para un sector de un campo maduro bajo inyeccion de agua en la cuenca del valle medio del magdalena(Universidad Industrial de Santander, 2019) Escamilla Rosales, Rocio Del Rosario; Morales Santana, Victor AlfonsoEl campo de estudio es el campo petrolífero más antiguo de Colombia con aproximadamente 100 años de historia de producción, ubicado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. La producción proviene del reservorio zona C, Formación Mugrosa, donde el entorno de depositación es un sistema de meandro-fluvial de gran heterogeneidad. El campo ha estado en recuperación secundaria desde la década de 1960, y, en 2005 se inició un nuevo desarrollo del proceso de inyección de agua con aproximadamente 400 patrones y 1.000 pozos productores activos. Actualmente, hay patrones con una baja eficiencia areal y un menor factor de recobro. Se ejecutó un piloto de inyección de geles en cuatro patrones, para mejorar las condiciones de inyección; se emplearon métodos analíticos para las estimaciones de la tasa de producción de petróleo incremental. El flujo de trabajo comienza con la creación de una malla de simulación para un sector a partir del modelo geológico actualizado, se realizó un ajuste de producción histórico para las fases de producción primaria y secundaria, usando un simulador de crudo negro. Un simulador más robusto se usó para predecir el comportamiento de los componentes de inyección de gel (polímero + entrelazador), para estimar tasas de producción de petróleo incrementales derivadas del tratamiento. Por último, se comparan los resultados de la simulación numérica con los datos de campo disponibles del piloto, para respaldar la simulación numérica como una metodología adicional a utilizar para la evaluación de patrones futuros, y, calcular el volumen de gel necesario para obtener la producción incremental ideal. La aplicación de tratamientos de conformance, es una novedad para los campos maduros multicapa en Colombia, y, la predicción del comportamiento esperado por simulación de yacimientos no sólo es un desafío, sino también una herramienta clave para evaluar técnicamente el éxito de esta tecnología IOR.