Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos

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Análisis de un proceso de inyección de geles de dispersión coloidal (cdg) usando ensayos de laboratorio y simulación numérica
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Castro García, Rubén Hernán; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Manrique, Eduardo Jose
El incremento del factor de recobro de los yacimientos existentes se ha convertido en una opción a corto y mediano plazo para garantizar la sostenibilidad del suministro de hidrocarburos. El estudio de la técnica de inyección de geles de dispersión coloidal (CDG) se constituye como una alternativa a los procesos de inyección de soluciones poliméricas que permiten el incremento de la eficiencia de barrido volumétrico. La tecnología consiste en la mezcla de un polímero de alto peso molecular y un agente entrecruzador que permite generar microgeles, con el objetivo de bloquear las gargantas de poro acuatizadas en la roca matriz con los microgeles y a su vez mejorar la relación de movilidad con la ayuda del polímero que los trasporta, incrementando así el factor de recobro de los yacimientos. Para evaluar la implementación de esta técnica, inicialmente se realiza un diseño de pruebas experimentales, posteriormente se procede al desarrollo de los experimentos donde se establecen las condiciones específicas y mejores formulaciones de sistemas CDG para una aplicación dada y mediante desplazamientos en Coreflooding y Slim Tube se genera el análisis del comportamiento del sistema CDG en términos de factor de resistencia (RF), factor de resistencia residual (RRF) y eficiencia del proceso, finalmente, mediante simulación numérica se realiza el ajuste de los resultados obtenidos. En este trabajo se estudian las características de los sistemas CDG, así como su interacción con la roca y fluidos de yacimiento mediante pruebas estáticas y dinámicas para determinar los parámetros que influyen en los mecanismos que operan en un proceso de inyección CDG. Además, el desarrollo del trabajo permitió determinar las condiciones más favorables para la implementación del proceso, construir el procedimiento de pruebas experimentales que deben realizarse para establecer la viabilidad técnica de su implementación y generar un mejor entendimiento de la estrategia de simulación.
Análisis del comportamiento de fases del fluido de yacimiento del campo cupiagua sur bajo el escenario de inyección de CO2, gas de separador y sus mezclas
(Universidad Industrial de Santander, 2008) Barrios Ortiz, Wilson; Santos Santos, Nicolás; Soto Tavera, Claudia Patricia
El campo Cupiagua Sur localizado en el Piedemonte Llanero Colombiano presenta diversas presiones de yacimiento, variación en las propiedades de fluidos y de los contactos. Las condiciones geológicas y termodinámicas combinadas (ejemplo, profundidades, altas temperaturas y de altas presiones, y una columna continua del hidrocarburo) implican un comportamiento de fases y unas propiedades PVT – presión, volumen y temperatura complejas. El desplazamiento con gas surge como una alternativa técnica muy prometedora de recobro mejorado de aceite para este yacimiento. Este estudio discute resultados de una investigación de laboratorio, que incluye los análisis PVT así como los estudios de hinchamiento, para determinar la conveniencia y eficacia de tres gases de inyección para la recuperación del aceite volátil. Los gases investigados son: un gas de separador - contiene 4.8 mol% de CO2, un gas de producción con un 50% de CO2 y 50% de gas del separador y CO2 puro. La gravedad del aceite volátil para el estudio experimental es de ~38° API. La descripción de sistema de hidrocarburos es un factor fundamental en el proceso de caracterización del yacimiento, en los cálculos de hidrocarburos iniciales y en la definición del plan de desarrollo del campo. Esta definición es especialmente relevante en estos yacimientos que contienen “fluidos complejos”, sistemas de hidrocarburos con características físicas altamente sensibles a la presión, temperatura y a los cambios composicionales. Este estudio presenta estudios experimentales de hinchamiento para conseguir una descripción actualizada de los fluidos, el cual es la llave para entender y obtener un modelo matemático para representar el comportamiento dinámico de los fluidos del yacimiento. El objetivo final de este trabajo es desarrollar la capacidad de pronosticar el comportamiento de los pozos para este campo volátil y definir las ventajas técnicas de la inyección del CO2. Esta capacidad se alcanza a través de un riguroso modelamiento composicional y la validación de los resultados de la ecuación (EoS) con datos disponibles del campo a través de una simulación completa del modelo del campo.
Análisis fluidodinámico del efecto de una modificación en el ángulo de boquillas para una broca de perforación sobre su velocidad de penetración
(Universidad Industrial de Santander, 2022-09-14) Jiménez de la Ossa, Kelly Jhoanna; Carreño Velasco, Wilson Raúl; Chaves Guerrero, Arlex; Saavedra Trujillo, Néstor Fernando; Fuentes Díaz, David Alfredo
Los costos operacionales asociados a la extracción de petróleo han tenido un aumento significativo durante los últimos 10 años. Sumado a lo anterior, se ha evidenciado una fluctuación en los precios de venta del crudo que ha representado un reto para las compañías al tener que buscar estrategias para mejorar el desempeño de todos los procesos involucrados en la explotación de hidrocarburos. Las investigaciones en materia de este campo tienen como principal objetivo reducir los tiempos de trabajo. Para esto, es necesario optimizar distintos parámetros de la operación de perforación como lo son el comportamiento del lodo, la integridad del pozo y el comportamiento de la broca para mejorar las tasas de penetración (ROP). El desempeño de la broca es un factor clave en la mejora de la perforación y la reducción de los costos asociados. A través de modificaciones en el cuerpo, los cortadores o las boquillas con relación a las brocas convencionales, pueden alcanzarse comportamientos que bien podrían ser provechosos desde el punto de vista técnico y financiero. El presente estudio se centra entonces en analizar el efecto de la modificación del ángulo de las boquillas de una broca PDC a través de la simulación del comportamiento del lodo utilizando dinámica de fluidos computacional. Los resultados arrojan que modificaciones de 90° en el ángulo de las boquillas logran reducir las presiones de salida de la broca al punto que se generan diferenciales de hasta 1200 psi entre la formación y la salida de las boquillas, permitiendo un estado de bajo balance entre la broca y las paredes del pozo que contribuye al aumento de las ROP mediante la disminución en las restricciones que el lodo aporta al paso de la broca.
Caracterización de la respuesta dada por los registros de pozo en el yacimiento naturalmente fracturado del campo toldado valle superior del magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Cabrejo Cárdenas, Ingrid Tatiana; Bejarano Wallens, Aristobulo; Perez Vega, Hector Hugo
La identificación y el análisis de litotipos sobre corazones evaluó el comportamiento mecánico y la susceptibilidad al fracturamiento de la roca en función del espesor de capa y el contenido calcáreo. Las evidencias de impregnación determinaron la influencia de cada litotipo en la producción permitiendo comprender el comportamiento del yacimiento y como abordar el modelamiento petrofísico. Esta evaluación realizada sobre corazones evidenció la necesidad de diferenciar los litotipos en cada formación para representar la heterogeneidad del yacimiento y así determinar las propiedades de matriz - fractura para cada litotipo identificado. Una vez extrapolados los litotipos a los intervalos no corazonados se determinaron propiedades petrofísicas ajustadas a datos de laboratorio para los litotipos que aportan principalmente por matriz. Para los litotipos fracturados se emplearon formulaciones teóricas para la determinación de las propiedades petrofísicas, exceptuando la permeabilidad de fractura. Para esta, se determinó un perfil de permeabilidad de fractura medida sobre corazones, las cuales correlacionaron con las permeabilidades determinadas a partir de las pruebas de presión y la cuales serían extrapoladas como función de un indicador de fracturas determinado a partir de las curvas de resistividad. La determinación de propiedades petrofísicas de matriz y de fractura de acuerdo al efecto de cada una frente a la producción y la discretización de litotipos permitió modelar el yacimiento como un “single porosity” pero representando propiedades y efectos tanto de matriz. Además de generar una metodología estructurada para la caracterización de YNF. Lograr la diferenciación y caracterización de estos litotipos mostró el efecto que pueden tener los intervalos fracturados en la conectividad entre reservorios y en la producción de agua en el yacimiento, facilitando la definición de estrategias a corto plazo para el desarrollo del Campo, como el aislamiento ó selectividad en los re-cañoneos para mejorar el petróleo producido y reducir el corte de agua.
Cuantificación de recursos hidrocarburiferos prospectivos en un sector de una cuenca frontera. Aplicación : cuenca frontera colombiana
(Universidad Industrial de Santander, 2012) Ribon Barrios, Helena Margarita; Santos Santos, Nicolás; Bejarano Wallens, Aristóbulo; Khurama Velásquez, Sait
El aumento en la demanda mundial de hidrocarburos, la declinación de los campos maduros y los altos precios del petróleo están impulsando una nueva fase en la exploración de recursos hidrocarburíferos en cuencas frontera. En estas áreas hay escasez de información y la geología de la cuenca aún no se comprende totalmente, por lo que los riesgos de prospección y exploración son difíciles de evaluar. En Colombia, vastas áreas del territorio catalogadas como cuencas frontera siguen siendo inexploradas y ofrecen el potencial para el descubrimiento de importantes acumulaciones de hidrocarburos que permitan mantener la seguridad energética del país; lo cual sugiere la necesidad de desarrollar una metodología de integración y modelamiento que permita el mejoramiento innovador de la atractividad de las cuencas frontera colombianas y así darle un valor agregado a la información y conocimiento que actualmente se tiene de las mismas. Este estudio tiene como objetivo plantear una metodología para el análisis interpretativo y multidisciplinario de prospectos, con el fin de describir su naturaleza, geometría y disposición; cualificar y cuantificar propiedades de roca y fluidos, y establecer distribución y volúmenes recuperables de hidrocarburos mediante la integración de aspectos estructurales, estratigráficos, sedimentológicos, petrofísicos y de fluidos, en un modelo único que permita determinar de una manera preliminar los posibles recursos hidrocarburíferos presentes en un sector de una cuenca frontera, mediante simulación probabilística.
Desarrollo de un modelo analítico para predecir la geometría de fractura y el flujo de fluidos en operaciones de fracturamiento hidráulico con fluidos viscoelásticos
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Cárdenas Montes, José Carlos; Calvete González, Fernando Enrique; Prada Velásquez, Álvaro
El fracturamiento hidráulico, es una técnica de estimulación que ha tenido un gran impacto en el desarrollo de los campos petroleros del mundo. Con el paso del tiempo se ha convertido en una operación que primordialmente debe llevarse a cabo en las etapas tempranas de un pozo, ya que busca eliminar el daño ocasionado por la perforación y la cementación, mostrando excelentes resultados. Recientemente, se ha desarrollado un nuevo tipo de fluidos de fractura que busca optimizar el desarrollo del trabajo. Los fluidos viscoelásticos por sus propiedades reológicas, representan un elemento importante para el mejoramiento y optimización de la técnica en cuanto a las ventajas que tiene con respecto a los fluidos convencionales con base polimérica. Mencionando aquí la etapa del backflow y las propiedades de adelgazamiento del fluido, permitiendo aumentar o disminuir la geometría de fractura tanto como se desee. A través del tiempo se han desarrollado diferentes modelos que buscan predecir la geometría a obtener dentro de la operación, los cuales tienen en cuenta los parámetros de mayor importancia dentro del desarrollo de los mismos. Es así como, modelos como el de Perkins, Kristianovich, Geertsma y Klerk han tenido un gran impacto en el modelamiento de la fractura, ya que son capaces de describir con bastante aproximación el comportamiento de la operación. A partir de estos modelos se desarrolla un modelo analítico bidimensional para predecir el comportamiento de la geometría de fractura generada en operaciones de fracturamiento hidráulico con fluidos viscoelásticos con las consideraciones de las variables de mayor influencia y el comportamiento reológico. 1
Desarrollo de un modelo cinético a partir de análisis isoconversional para describir un proceso de combustión in situ
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Padilla Reyes, Jorge Mario; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Rodriguez Paredes, Edwin
Una manera eficiente de incrementar la producción en yacimientos de crudo pesado es la implementación del proceso de Combustión In Situ (CIS). En el proceso parte del aceite es quemado en el yacimiento, reduciendo la viscosidad del aceite como producto de las altas temperaturas generadas. Adicionalmente, el aumento en la producción de aceite es asociado a la acción de múltiples mecanismos; tales como, desplazamiento inmiscible, parcialmente miscible y/o inamisible por gas, desplazamiento por vapor de agua, reducción de la viscosidad producto del hinchamiento del aceite y/o altas temperaturas, entre otros. Sin embargo, no todos los yacimientos reúnen las condiciones necesarias para la implementación del proceso de CIS; por lo tanto, previo a la implementación de un proyecto de CIS es necesario evaluar las características del yacimiento y la reactividad del petróleo. El principio isoconversional es una técnica que permite evaluar las características oxidativas del crudo, a partir de la cinética de las reacciones de oxidación/combustión. Los métodos de análisis isoconversional obtiene la cinética de la información proveniente de diferentes pruebas de oxidación con rampa de temperatura (RTO – Ramped Temperature Oxidation), usualmente de entre tres a cinco ensayos. La técnica otorga información directa de la energía de activación efectiva. Adicionalmente, el análisis isoconversional puede ser empleado como herramienta de selección para la identificación de yacimientos candidatos a CIS y permite la identificación de grupos de reacciones dominantes para modelar el proceso en simuladores numéricos comerciales. En este documento, se presentan los resultados obtenidos tras aplicar el principio isoconversional en un crudo pesado Colombiano. Además, se propone un esquema de reacciones para modelar el proceso de oxidación del crudo analizado en un simulador numérico comercial.
Desarrollo de un modelo cinético para un proceso de combustión in situ a partir de pruebas ramped temperature oxidation (rto)
(Universidad Industrial de Santander, 2013) Ruiz Canas, Maria Carolina; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
La cinética de procesos de combustión in situ, es el factor clave para el conocimiento de los fenómenos químicos que suceden en esta técnica de recobro térmico. Las reacciones químicas marcan la producción de los fluidos y el avance del frente de combustión, es por esto que para llevar a cabo un proyecto de combustión in situ es necesario evaluar un modelo cinético que permita representar de la mejor manera el comportamiento oxidativo del crudo objeto de estudio, para con esto disminuir el riesgo de un proyecto de combustión in situ a escala de campo. En el presente trabajo de investigación se propone un nuevo modelo cinético para un crudo pesado colombiano, a partir de los mecanismos de reacción de cada uno de los regímenes de temperatura (Baja temperatura o adición, Temperatura Intermedia o Cracking térmico y Alta Temperatura o rompimiento de enlaces), los modelos de reacción analizados para bitumen de Athabasca principalmente, junto con la cinética asociada a los mismos y las pruebas experimentales realizadas al crudo objeto de análisis. El modelo cinético planteado tiene una agrupación por pseudocomponentes sencilla, dividiendo el crudo en dos grupos principales: máltenos y asfáltenos; agrupa una gran cantidad de componentes posibles para una combustión in situ de un crudo pesado, y reúne los tres regímenes de reacción simultáneamente en seis reacciones químicas: dos reacciones de adición, tres reacciones de cracking térmico y una reacción de combustión o rompimiento de enlaces. Finalmente, se analizó la representatividad del fenómeno químico con el modelo propuesto, mediante simulación numérica y contrastando dichos resultados con los datos experimentales (archivo histórico) de la prueba Ramped Temperature Oxidation (RTO), se encontró que se presentaba un buen ajuste en cuanto a la estequiometría del proceso, termodinámica (respuesta térmica) y cinética del proceso, por lo cual se concluye que el modelo cinético propuesto representa el comportamiento oxidativo del crudo objeto de análisis.
Desarrollo de un modelo computacional para flujo bifásico en tres dimensiones usando el método de volumenes finitos
(Universidad Industrial de Santander, 2012) Quintero Valero, Nelson Enrique; Calvete González, Fernando Enrique
El método de los volúmenes finitos permite discretizar y resolver numéricamente ecuaciones diferenciales que modelan el comportamiento de flujo de calor, flujo de fluidos o acoplados. Es un método que tiene la flexibilidad de los elementos finitos en cuanto al manejo de mallas estructuradas y no estructuras (ortogonales o no ortogonales) y la robustez y convergencia de las diferencias finitas. La principal propiedad es que la solución obtenida del sistema discretizado satisface en forma exacta las ecuaciones de conservación masa y energía independientemente del tamaño de la malla. En este trabajo se desarrolló la primera etapa de implementación de un simulador numérico de flujo bifásico agua-petróleo tridimensional, para el modelamiento de procesos de recuperación primaria de petróleo e inyección de agua. El sistema de ecuaciones que representa el flujo de fluidos bifásico agua-petróleo en el medio poroso, se obtienen al combinar la ecuación de conservación de la masa con la ecuación de movimiento de Darcy para cada fase (Thomas, 1982). Las incógnitas del sistema son la presión de petróleo y la saturación de agua para cada elemento de la malla. A las ecuaciones obtenidas se discretizan en volúmenes finitos y se aplica un método de solución simultanea semi-implícito en el tiempo, donde las variables principales son implícitas y las variables secundarias explicitas. Al ensamblar estas variables se obtiene una matriz asimétrica y altamente dispersa. El sistema lineal que se obtiene se resuelve mediante el método iterativo de gradiente biconjugado. Para la evaluación de los resultados se plantearon dos casos: uno donde los cambios de presión son predominantes en el tiempo (producción primaria) y otro donde se producen fuertes cambios en la saturación (recobro secundario). Estos son implementados en eclipse 100 para un análisis comparativo.
Desarrollo de un modelo de predicción de la eficacia de tratamientos químicos de remoción de orgánicos de la formación mediante métodos quimio métricos y rmn-1h Aplicación campo colorado
(Universidad Industrial de Santander, 2013) García Navas, Edison Odilio; Molina Velasco, Daniel Ricardo
Quimiometría, Grupos Funcionales, Tratamientos Químicos, Depósitos de Parafina. Uno de los problemas presentados en la producción de petróleo a nivel mundial son los depósitos parafínicos, los cuáles ocurren por cambios en las condiciones termodinámicas originales del crudo. Este material al ser depositado en la formación, ocasiona una disminución en la permeabilidad de los canales de flujo causando taponamiento en las perforaciones aumentando el daño a la formación y disminuyendo el flujo de fluidos. La dificultad en el descubrimiento de nuevas reservas, ha llevado a la industria a centrar su atención en los yacimientos maduros con el fin de aumentar el factor de recobro. Históricamente el Campo Colorado, operado por la UIS desde junio del 2006, ha presentado precipitación y deposición de parafinas, esto se puede evidenciar en la caída drástica en su producción y en los periódicos trabajos de limpieza y cierre de pozos. Uno de los métodos más utilizados para la remoción de parafinas es el tratamiento químico, el cual requiere previamente de una serie de análisis y pruebas de compatibilidad para determinar la factibilidad de ser inyectado. Esta investigación se encaminó al desarrolló de un modelo de predicción de la efectividad resultados de tratamientos químicos para remoción de parafinas a partir de los resultados obtenidos mediante la técnica RMN-1H, Quimiometría y pruebas de compatibilidad. El desarrolló de esta investigación permitió definir los grupos funcionales más significativos presentes en los tratamientos químicos factibles para aplicar en la remoción de depósitos de parafina de la formación Mugrosa del campo Colorado y deja bases para la formulación de nuevos productos; además plantea una metodología para la selección de nuevos tratamientos químicos por medio de un modelo estadístico de predicción, evitando realizar las pruebas rutinarias con roca y fluidos, ahorrando tiempo y recursos, la cual puede ser replicada a otros campos con problemas similares.
Desarrollo de un modelo numérico para flujo multifásico en estado estable para sistemas de recolección de crudo
(Universidad Industrial de Santander, 2018) Valle Tamayo, Gustavo Andres; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique
Un nuevo algoritmo solución para analizar flujo bifásico en redes de recolección de crudo, desde cabeza de pozo hasta separador, es presentado. Este algoritmo es adoptado en un modelo computacional por medio de la programación orientada a objetos. Se fundamenta en la resolución en marcha de las variables hidráulicas, siendo una modificación al propuesto inicialmente por Tian & Adewum. Para su ejecución, no hay necesidad de generar arreglos matriciales complejos, ya que adopta el esquema de las reglas de Kirchhoff. Asimismo, se modificaron algunas correlaciones de flujo, para que se adaptaran al algoritmo propuesto. En adición, se plantea un modelo jerárquico para modelar la transmisión de los fluidos por la red de flujo. Esta metodología se ha implementado utilizando una colección de clases en java para el modelado estructurado de sistemas altamente no lineales, a través de la jerarquización de variables, clases y subclases como componentes de un modelo. Esta investigación presenta una aplicación funcional de la metodología orientada a objetos para modelar una red de transmisión de fluido bifásico (i.e. gas, líquido). Los resultados derivados de la herramienta desarrollada fueron comparados con un software comercial, y se encuentra que el algoritmo propuesto tiene un buen desempeño respecto a esta. El modelo computacional fue desarrollado bajo los estándares de HCI (i.e. Human Computer Interaction) para garantizar un software amigable e intuitivo al usuario final.
Desarrollo de una herramienta computacional con modelos termodinámicos analítico experimentales de mezcla de aguas, para el gerenciamiento de la precipitación de los minerales inorgánicos FeS, FeS2, Fe2O3, FeCO3, SrSO4, BaSO4, CaCO3 y SiO2, en pozos que producen de dos formaciones
(Universidad Industrial de Santander, 2022-06-24) Arias Gómez, Carlos Alfonso; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique; Durán Serrano, Javier; Prieto Jiménez, Natalia; León Bermúdez, Adán Yovani
En el presente trabajo de investigación se construyó una herramienta computacional para la estimación, balance y proposición de análisis fisicoquímicos representativos para cada formación productora, utilizados en el modelamiento de la estabilidad de la mezcla de aguas, con el software comercial de preferencia del usuario y el ajuste de criterios de precipitación de minerales analizados, teniendo en cuenta los eventos históricos reportados de precipitación de minerales inorgánicos. La herramienta computacional crea las curvas de precipitación de cada mineral analizado, que permiten identificar de forma directa los rangos de mezclas en los cuales se pueden desarrollar conjuntamente las dos formaciones productoras sin problemas críticos de precipitación de minerales inorgánicos en los pozos, resultados requeridos para la toma de decisiones de gerenciamiento de la precipitación de los minerales inorgánicos analizados en este tipo de pozos. En la investigación se destaca el modelo estadístico de comparación de propiedades fisicoquímicas propuesto para la caracterización de cada agua de formación, la libertad de uso de herramientas comerciales de confianza para los modelamientos de estabilidad de aguas, la incorporación de una comparación entre los eventos históricos de precipitación de minerales inorgánicos y los índices de tendencia incrustante para la obtención de criterios de precipitación propios del campo objeto de estudio. Finalmente, se destaca la utilidad de los resultados que se pueden obtener mediante la aplicación de la herramienta en un caso real colombiano para proponer escenarios de prevención de mezclas con problemas de precipitación desde el fondo hasta superficie de los pozos productores.
Desarrollo de una metodología para cuantificar y estimar la distribución de la saturación de aceite remanente en yacimientos estratigráficamente complejos durante el periodo de producción primaria
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Jiménez Diaz, Robinson; Munoz Navarro, Samuel Fernando; Soto Tavera, Claudia Patricia
La determinación de la saturación de petróleo remanente (SOR) durante el período de producción primaria, constituye un tópico de investigación de suma importancia, ya que la implementación de procesos de recuperación adicional debe basarse en el conocimiento del volumen de aceite aún presente en el yacimiento y en la forma en que se encuentra distribuido espacialmente este aceite en el medio poroso. Por tal motivo, es importante el desarrollo de una metodología que permita cuantificar y estimar la forma en que se distribuye el petróleo remanente en un yacimiento estratificado durante la etapa de producción primaria, de modo que puedan concentrarse los esfuerzos en procesos de recuperación adicional sobre aquellas unidades de flujo que exhiban un mayor potencial de aporte a la producción, en función de la fracción de aceite remanente y de la capacidad de flujo que éstas presenten. La metodología planteada parte de un balance de masa global aplicado al sistema bajo estudio, cuyo principal resultado es la cuantificación de la SOR. Este modelo está en función de saturaciones iniciales, del volumen de petróleo producido y del comportamiento de la presión en el yacimiento, la cual se debe considerar para evaluar la variación de parámetros PVT y la compresibilidad del medio poroso. Adicionalmente, la discriminación de producción en yacimientos multicapa se hace mediante la aplicación de un balance de cantidad de movimiento en conjunto con la determinación de las capacidades de flujo de cada capa, para de este modo establecer la distribución de saturaciones de petróleo remanente. Esta metodología se puede alimentar con datos de campo, información disponible en la literatura técnica o con resultados preliminares arrojados por modelos de simulación numérica. 1
Desarrollo de una metodología para la selección de tratamientos para la biorremediación de residuos aceitosos
(Universidad Industrial de Santander, 2017) Gonzalez Trujillo, Genny Paola; García Navas, Edison Odilio
Los residuos aceitosos de la industria de hidrocarburos son aquellos residuos que son generados en las actividades de extracción y producción del petróleo y que han contribuido a impactos ambientales negativos. Muchos de estos residuos no son tratados y son desechados directamente al medio ambiente, mediante la acción de rellenos o enterramientos causando graves daños al suelo. Este trabajo muestra la biorremediación como una tecnología amiga del medio ambiente, diversidad de aplicaciones a través de los más variados procesos, como lo son tratamiento en tierra (landfarming), compostaje y biopilas, que, al ser tecnologías económicas y de fácil aplicación, ayudan a la remediación de este tipo de residuos. En este proyecto se realiza una descripción de los diferentes tipos de residuos aceitosos y de los procesos y tratamientos existentes para la disposición de los mismos, buscando que estos tengan la mínima cantidad de trazas para poder disponerlos de la mejor manera sin causar daño al medio ambiente acorde a las normatividades técnicas, legales y ambientales vigentes. Con esta metodología se pretende realizar una revisión bibliográfica de la biorremediación y los métodos más conocidos de dicha técnica, teniendo en cuenta los factores que condicionan la biorremediación, ventajas, desventajas y características de cada uno de sus métodos, de tal forma que permita desarrollar una metodología que sirva como herramienta en la selección de tratamientos para el manejo y biorremediación de estos residuos.
Desarrollo del modelo de flujo vertical en tuberías para crudos extrapesados considerando el fenómeno de foamy oil
(Universidad Industrial de Santander, 2013) Diaz Prada, Carlos Andres; Santos Santos, Nicolás
Los fluidos que caen bajo la denominación n una particularidad tanto en términos de la caracterización de sus propiedades como en la dinámica de flujo, la cual se puede representar a partir de la dinámica de las fases ante la variación de la presión y temperatura en el sistema. El presente estudio plantea una aproximación a partir de dos fenómenos: Nucleación y Coalescencia. El primero permite establecer la geometría que regula la dinámica de las fases y el segundo las condiciones a partir de las cuáles la fase gaseosa empieza a fluir como fase independiente, esto es, las condiciones a partir de las cuáles la geometría esférica de las burbujas de gas cambia a una geometría regulada por la burbuja de Taylor; de modo que los dos fenómenos establecen las condiciones iniciales y de frontera para la aplicabilidad del modelo. El punto de encuentro de los dos se define diferencial de presión en términos de la reología del fluido, la cual se puede expresar de acuerdo al modelo de ley de potencia para fluidos no-Newtonianos. La evaluación del fenómeno se realiza en términos probabilísticos para asegurar que la sensibilidad de las variables establezcan los rangos de aplicabilidad y consistencia de los resultados. La evaluación de la caída de presión que se estima a partir del desarrolló propuesto se compara respecto a los resultados de las correlaciones y modelos mecanísticos, usados comúnmente para crudos convencionales para definir la consistencia de su evaluación para determinar el comportamiento del crudo T2 del campo Chichimene.
Determinacion de la presion promedia en yacimientos naturalmente fracturados, utilizando la tecnica de sintesis directa de tiab
(Universidad Industrial de Santander, 2004) Molina Bohorquez, Miguel Danilo; Escobar Macualo, Freddy Humberto
La determinación de la presión promediaP, es requisito indispensable en cualquier estudio de ingeniería de yacimientos o producción, especialmente en lo que se refiere a la caracterización, estimación de reservas y pronósticos de producción del yacimiento y al diseño de pozos y facilidades de superficie del campo. Adicionalmente, los trabajos de mantenimiento o completamiento de pozos, también requieren del conocimiento de la presión promedia, P. Entre los métodos más usados para el cálculo de la presión promediaP, están los conocidos como Métodos Directos o Convencionales de MDH, MBH y Dietz - Ramey-Cobb entre otros, aplicados a yacimientos homogéneos y basados principalmente en la interpretación a partir de un gráfico semilog de presión versus tiempo. En la última década, se ha dado a conocer la Técnica de Síntesis Directa de Tiab- TDST, que permite interpretar pruebas de presión, en forma rápida, práctica y precisa, tomando como base la gráfica log-log de la derivada de presión versus. tiempo, sin utilizar ajuste por curvas tipo. Esta técnica permite obtener parámetros del yacimiento tales como la permeabilidad, el almacenamiento, el factor de daño, longitud media de fractura, área de drenaje y distancia a los límites, sin usar el tradicional gráfico de Horner. La TDST, utiliza ecuaciones analíticas directas, con base en la identificación apropiada de líneas y puntos característicos en el gráfico logarítmico antes mencionado. En el presente trabajo la técnica TDST es aplicada para la determinación de la presión promedia P a Yacimientos Naturalmente Fracturados - YNF, a partir de Build up test para un fluido en fase líquida (crudo), ligeramente compresible, de compresibilidad constante, para un pozo produciendo a caudal constante y localizado en el centro de un área de drenaje cerrada . Teniendo en cuenta lo anterior, se desarrolla una nueva solución matemática basada en los factores w y l, para la determinación de la P en YNF, para condiciones de régimen de flujo pseudoestable, de un pozo dentro de un yacimiento de tipo circular. Finalmente se desarrollan un ejemplo real y otro simulado para aplicar los métodos convencionales y la nueva solución desarrollada. Los ejemplos muestran que la nueva solución, es sencilla de aplicar y da resultados precisos al ser aplicada mediante el uso de la TDST a Yacimientos Naturalmente Fracturados - YNF, en comparación con los Métodos Convencionales.
Determinación de los parámetros operacionales, de diseño y de yacimiento para la implementación de la técnica de drenaje gravitacional asistida con vapor sagd en crudos pesados móviles
(Universidad Industrial de Santander, 2014) Rodriguez Casteblanco, Astrid Xiomara; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Palma Bustamante, Jorge Mario
La técnica de drenaje gravitacional asistida con vapor consiste en dos pozos horizontales uno ubicado a pocos pies sobre el otro, donde, por el pozo superior se hace la inyección continua de vapor donde por diferencias de densidades el vapor tiende a expandirse formando la llamada “cámara de vapor”, hasta el tope de la formación y los hidrocarburos calentados y los condensados drenan hacia el pozo inferior, que es el productor, bajo un único mecanismo de producción, el drenaje gravitacional; sin embargo al implementar esta técnica a yacimientos de crudos pesado con movilidad, donde la viscosidad del crudo sea menor a 10.000 cP, el vapor fluye hacia el overburden debido a la diferencia de densidades, evitando la generación de la cámara de vapor. Una serie de pilotos se han desarrollado en diferentes campos de crudos pesado con movilidad en los cuales se han obtenido numerosos problemas operacionales y bajos factores de recobro, es por esto que nace la necesidad de evaluar las etapas del proceso, Start up y desarrollo, para optimizar la técnica y ampliar su rango de aplicación, pues al inicio del proceso los costos de inversión son altos y siempre se desea obtener las tasas de producción altas. En este trabajo se analizan las variables operacionales, de diseño y de yacimiento que afectan el proceso y se evalúan cuáles deben ser las condiciones óptimas para aplicar la técnica teniendo en cuenta que el fluido es móvil, mediante simulación numérica de yacimientos. Logrando el ajuste y monitoreo de las variables se implementa una nueva etapa de bajo condiciones operacionales y de diseño diferentes a las actualmente existentes, mediante los cuales se preservan los mecanismos de desplazamiento, como la creación y expansión de la cámara de vapor y la segregación gravitacional al aplicar el proceso a crudos pesados móviles.
Determinación de un modelo de relación de influjo de producción (ipr) para crudos extra pesados con movilidad, caso formación San Fernando
(Universidad Industrial de Santander, 2011) Guarín Arenas, Flaminio; Santos Santos, Nicolás; Duran Serrano, Javier
El campo Chichimene es un campo de crudo extra pesado ubicado en la cuenca llanos de Colombia. Este campo está situado en Castilla La Nueva, en el departamento del Meta en la parte este del país. El campo Chichimene fue descubierto por Chevron en 1969 con la perforación de Chichimene 1, (CH-1), pero comenzó producción hasta en el año 1.985. Desde 2.000 Ecopetrol SA se ha encargado de operaciones de campo. El campo Chichimene produce un crudo mediano (alrededor de 20 API) de las estructuras del Cretácico llamado K1 y K2, en el año 2.001 un crudo extra pesado (rango entre 7-9 API) de una formación del terciario (T2) con nombre San Fernando el cual comenzó la producción con el pozo CH-18. A pesar de la alta densidad que presenta este hidrocarburo, el petróleo crudo T2 es móvil en condiciones de yacimiento debido a un gradiente de temperatura anormalmente elevado. La formación de interés corresponde a un anticlinal alargado de tercer nivel en dirección noroeste, el crudo descubierto en esta estructura es extra pesado producido por biodegradación severa y los procesos de evaporación por fraccionamiento, el modelo de sedimentación está asociado a una roca marina del Cretácico distal. Hoy en día la formación San Fernando produce unos 37.000 barriles al día utilizando bombas eléctricas sumergibles (ESP) como método de levantamiento artificial. Este trabajo examinó las propiedades del yacimiento (modelo petrofísico, propiedades PVT, aceite, agua, el comportamiento de la producción de fluidos), las propiedades físicas de los fluidos producidos y las propiedades de aceite espumoso, para establecer una expresión matemática adecuada para el modelado del influjo de estos pozos de crudo extra-pesado.
Determinación del mecanismo de ignición en procesos de combustión in situ mediante análisis de variables termodinámicas en sistemas roca-fluido
(Universidad Industrial de Santander, 2016) Fajardo Rojas, Jair Fernando; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
La combustión in situ es una técnica de recuperación térmica de crudos que ha sido evaluada ampliamente en laboratorio, permitiendo establecer un potencial de recuperación de aceite considerable. Sin embargo, a escala de campo el panorama no ha sido tan alentador. Dentro de los problemas que la técnica ha presentado se pueden citar la dificultad en el control del frente de combustión, la generación de emulsiones y la efectividad en el proceso de ignición de la combustión. Las investigaciones que se están desarrollando en la actualidad asociadas a la técnica de combustión están enfocadas en estas áreas. En este trabajo se aborda la ignición con el fin de disminuir el nivel de incertidumbre que esta presenta. A pesar de ser la combustión un proceso reactivo, en este trabajo la cinética no fue evaluada y se centró la atención en la disponibilidad energética de un yacimiento de estudio para determinar, en función de ella y mediante el análisis de variables termodinámicas como temperatura y capacidad calorífica, el éxito o fracaso en la ignición de un proceso de combustión in situ. Mediante simulación numérica de yacimientos, se determinaron los parámetros más influyentes en la ignición, y se pudo establecer una curva tipo característica de un adecuado proceso de ignición para el caso de estudio, con el fin de evaluar cualitativamente el comportamiento, de otros escenarios roca-fluido con características de fluido similares al caso de estudio, en el proceso de ignición. Además mediante una metodología planteada se pudo determinar el mejor mecanismo para desarrollar o asistir la ignición en los casos evaluados, metodología que puede ser reproducible en el estudio de otros escenarios. 1
Determinación del potencial de producción en formaciones de shale mediante simulación numérica acoplada a deformación geomecánica
(Universidad Industrial de Santander, 2014) Pachon Ordonez, Yessika Fernanda; Cárdenas Montes, Jose Carlos; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Quintero, Yair
Desde hace más de una década, los yacimientos de shale han tomado fuerza como recurso natural para el abastecimiento de la demanda nacional e internacional teniendo como referencia a los Estados Unidos. En un principio se pensaba que los shale plays no aportaban una producción económicamente rentable debido a los valores muy bajos de permeabilidad de la matriz, pero con las técnicas de fracturamiento hidráulico y los pozos horizontales hacen que estos tipos de yacimientos sean vistos como potencialmente rentables para su explotación. Los yacimientos de shale se ven afectados por los esfuerzos in situ, los cuales a su vez influyen en la reducción o pérdida de la permeabilidad de las fracturas naturales y la matriz de la roca, producto de la compactación de la formación debido a la producción de los fluidos, por ello, la importancia de estudiar el fenómeno de deformación geomecánica que impacta considerablemente en la producción, adicionalmente poco se conoce sobre los efectos de la geomecánica en la vida productiva del yacimiento. En este estudio, el acoplamiento del modelo geomecánico con el flujo de fluidos del yacimiento son modelados mediante una herramienta software comercial donde se determinó el grado de influencia de los esfuerzos in situ y la presión de poro en el potencial de producción de las formaciones de shale y la variación de las propiedades del yacimiento producto de los efectos geomecánicos. Esto representará un aporte significativo en el desarrollo y explotación de los yacimientos no convencionales como son los shales, considerando el poco avance que existe a nivel mundial comparado con los yacimientos convencionales.

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