Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas
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Item Análisis técnico de variables para determinar una matriz de decisión en la planeación eficiente sobre ventas de gas en el tren Piedemonte Casanareño enfocado en suministro energético del país 2023 a 2028(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-12) Piñeros Sánchez, Miguel Antonio; Bejarano Wallens, Aristóbulo; Velosa Chacón, Jhonn Fredy; Muñoz Navarro, Samuel FernandoEn este momento en Colombia el suministro de gas natural desde la fuente de los campos de Cusiana, Cupiagua y Floreña, el denominado tren piedemonte puede llegar a ser del 51% del gas que actualmente consume el país. Teniendo en cuenta que no existe un proyecto de gran impacto a entrar en operación en los próximos 3 a 5 años (Proyección desarrollo de los descubrimientos Costa Afuera). Por eso es necesario tener claro los criterios para la toma de decisiones efectivas y eficientes en este plazo para no comprometer la matriz energética del país; estas acciones deben ayudar a tener una mejor interrelación los actores de la cadena del gas y la realidad operativa del activo buscando los escenarios de mayor la mayor eficiencia posible. Además, es relevante contemplar que al momento estos campos cuentan con más de 22 años de operación y son la opción más rápida para satisfacer las necesidades reales de gas en el corto y mediano plazo del país. Este trabajo busca explorar las interrelaciones del activo en la cadena del gas y realizar un análisis de algunas variables relevantes internas y externas a la operación que permita sugerir algunas acciones que al implementarse deberían impactar de forma positiva la generación de valor del activo en un periodo de 5 años vista el mercado del gas para el mismo periodo.Item Metodología para la administración de presiones en un sistema de producción con bombeo electro sumergible, para el control de agua en el Campo Rubiales(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-18) García Gómez, Luis Wilfredo; García Navas, Edison Odilio; Calvete González, Fernando Enrique; Montes Páez, Erik GiovanyEl manejo de la producción de pozos de petróleo, se enfrenta actualmente a diferentes retos en su operación, por lo que debe ser guiado mediante esquemas de producción bien definidos, de acuerdo con las características del sistema de levantamiento instalado y las propiedades del yacimiento. Campo Rubiales, es uno de los campos mayormente desarrollados en Colombia, y debido a los altos cortes de agua en su producción, los costos de levantamiento son mayores día a día; por esto, es necesario lograr un mayor aprovechamiento de la energía del bombeo electrosumergible, principal sistema de levantamiento en este campo. Este proyecto, presenta una solución en el uso de aplicaciones y soluciones de valor agregado para el manejo de sistemas de levantamiento por bombeo electrosumergible, logrando un mayor aprovechamiento de la energía del sistema con la base ya instalada. La adquisición de datos en las pruebas de presión de pozos en producción debe ser segura y confiable, por lo que cualquier interrupción en el registro de la información, constituye una desviación en el proceso de caracterización de la producción del pozo y por consiguiente en el proceso de optimización del sistema. Las aplicaciones de valor agregado y solución garantizan la disponibilidad de los datos de fondo, brindando respaldo en la recolección de las variables a lo largo de la producción, aun cuando el sensor de fondo falle, con el fin de generar una tabla de caracterización del pozo y una posterior optimización en la producción. El concepto de respaldo es extendido a manera de disponer de un sensor virtual de datos relevantes del pozo a diferentes velocidades de bombeo, estos datos relevantes del pozo están representados en presión de entrada a la bomba, presión de descarga y caudales de producción, ejemplificando algunos de los parámetros registrados por el aplicativo.Item Definición de los parámetros operativos del proceso de la planta de criogenia ovade utilizando software especializado con el fin de mejorar la eficiencia y calidad de sus productos(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-02) Villacreces Arenas, Luis Carlos; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Peña Velásquez, Hermes; Roa, Carlos EfraínLa planta criogénica de gas natural de OVADE, en Benín, Nigeria, enfrenta desafíos operativos significativos. A pesar de su capacidad de procesamiento de 200 millones de pies cúbicos estándar por día (MMSCD), solo opera al 37% de su capacidad de diseño máxima. Esta limitación ha provocado condiciones operativas desfavorables, reflejadas en una disminución notable en el recobro de líquidos, lo que resulta en pérdidas económicas sustanciales y altos costos de mantenimiento debido a la baja eficiencia operativa. Además, se ha observado un impacto negativo en la confiabilidad del sistema. El propósito fundamental de este trabajo es definir los parámetros operativos del proceso mediante una herramienta de software especializada. Se busca mejorar la eficiencia y rentabilidad del recobro de productos pesados de la corriente de gas, especialmente bajo condiciones modeladas. La implementación exitosa de esta herramienta no solo abordará los desafíos operativos actuales, sino que también sentará las bases para un funcionamiento más eficiente y sostenible de la planta en el futuro. Los resultados obtenidos reflejan no solo la capacidad de la planta para adaptarse a diferentes cargas de trabajo, sino también la importancia de una planificación operativa precisa y una optimización continua del proceso. Estos logros han contribuido a una mayor eficiencia operativa y confiabilidad del sistema, marcando un paso importante hacia un funcionamiento más eficiente y sostenible de la planta. La herramienta de software no solo ha abordado los desafíos operativos actuales, sino que también ha establecido el camino para mejoras continuas en el rendimiento de la planta.Item Estudio de la factibilidad técnica para implementar un completamiento con válvulas de control de flujo en un campo colombiano de la Cuenca de los Llanos Orientales(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-08) Guerrero Nieto, Jonathan; Calvete González, Fernando Enrique; Abaúnza Sepúlveda, Luis José; Ríos, Edwin FelipeLa implementación de completamientos con válvulas de control de flujo (ICV, inflow control valve) podría beneficiar a un campo de la cuenca de los Llanos Orientales, estableciendo menores tiempos para la puesta en producción de pozos con requerimientos de drenado, debido al ajuste de las respectivas aperturas desde superficie para la regulación del perfil de presiones en el pozo. Para el análisis de este completamiento con ICV, una simulación Base fue desarrollada en NETool® con datos de un pozo A del campo en estudio. La simulación fue aplicada en condiciones actuales del pozo A (sin ICV), sin considerar la ESP. Posteriormente, una ICV por formación fue codificada en la simulación, determinando la mejora respecto al caso base. Por último, la ESP fue incluida en la simulación, analizando el perfil de flujo y de presiones conseguido con las ICV. Según los resultados de la simulación del caso base, la presencia de influjos negativos que disminuyen la producción de crudo son característicos de la operación del pozo. La inclusión de tres ICV, una por formación, condujo a la verificación de la eliminación de influjos negativos para condiciones de presión en fondo de pozo de hasta 800 psi. De igual manera, las aperturas de las ICV recomendadas, según análisis de resultados de simulación, corresponden a ICV K2=3, ICV K1=3 y ICV T2=10. Por último, según la simulación del pozo A con la ESP y las tres ICV, la producción de crudo se eleva 37% comparado con los históricos del pozo, mostrando la factibilidad técnica de la implementación de las válvulas de control de flujo.Item Análisis de las oportunidades de descarbonización considerando los gases de producción emitidos en diferentes regiones de Colombia(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-05) Otero Arteaga, Juan Gabriel; Maya Toro, Gustavo Adolfo; Díaz Consuegra, Harving; Montes Páez, Erik GiovanyLa cadena de valor de los hidrocarburos se divide en tres etapas principales: upstream, midstream y downstream. Upstream se centra en la exploración y producción de hidrocarburos. Midstream abarca el transporte hacia refinerías y puntos de distribución. Downstream se refiere a la refinación y distribución de productos terminados. La etapa upstream es crucial ya que genera las demás líneas de negocio, y abarca desde la exploración hasta el tratamiento del petróleo y gas en campo. Las estaciones de recolección y procesamiento reciben la producción y la tratan para su transporte, eliminando gas asociado, inorgánicos y agua. Quemar gas remanente en TEA tiene implicaciones ambientales debido a la producción de gases de efecto invernadero (GEI) como CH4, CO2 y vapor de agua. Estos gases contribuyen al efecto invernadero, aumentando el calor en la atmósfera. Para mitigar estas emisiones, se realizó una revisión para identificar los campos de Ecopetrol que más queman gas. Se contrastó esta información con inventarios de emisiones del sector petrolero y se examinaron tecnologías para aprovechar el gas residual. Una vez identificados los campos operados por Ecopetrol que más emisiones de GEI registran, se tomó una estación de producción de dichos campos como estudio teniendo como propósito realizar un análisis técnico-económico conceptual para evaluar la viabilidad de aplicar tecnologías de aprovechamiento del gas residual. Este enfoque busca reducir las emisiones de GEI en la industria petrolera, alineándose con compromisos ambientales nacionales e internacionales.Item Estudio de factibilidad técnico económica de la eliminación de la Estación Sur y del redireccionamiento de fluidos a la Estación Centro, en un campo de crudo pesado del Magdalena Medio que produce mediante bombeo mecánico(Universidad Industrial de Santander, 2024-10-29) Pinto Vargas, Nelson Alonso; Ortiz Cancino, Olga Patricia; Calvete González, Fernando Enrique; Garzón Navarro, Édgar AlexanderUn Campo de Producción de crudo pesado en el Magdalena Medio, que produce por bombeo mecánico, tiene en operación la Estación Sur, que por el avanzado deterioro de los equipos y de las facilidades de tratamiento, está generando inconvenientes en el proceso de separación de crudo, agua y gas, afectando las especificaciones de crudo para venta y cumplimiento de parámetros de agua de disposición ante entes gubernamentales. Adicional a que los costos de operación y mantenimiento están impactando el costo del levantamiento del campo, se dificulta la inversión o mejoramiento. Esto conlleva a contemplar el redireccionamiento de los fluidos de los pozos del Sector Sur para ser tratados en la Estación Centro, la cual cuenta con mejores instalaciones de proceso y que puede manejar fluidos adicionales. Se proponen una serie de actividades técnicas tales como: adecuaciones mecánicas y de facilidades de salida de la estación Sur, seleccionar los pozos productores por potencial de producción, analizar su impacto hidráulico al seleccionar la mejor alternativa de recorridos por líneas troncales de producción existentes y con sus modificaciones respectivas, cuantificar la disminución de producción de los pozos productores y aumento de THP en cabeza, así como queda la nueva filosofía de operación con los equipos de tratamiento para garantizar el proceso con el manejo de mayores volúmenes en la Estación Centro. La evaluación económica comprende la realización de análisis de indicadores Ebitda y margen Ebitda, el beneficio de los costos y rentabilidad, lo cual permitirá tomar decisiones sobre la necesidad de eliminar la Estación Sur y determinar la viabilidad de redireccionar los pozos productores al utilizar las redes actuales de tubería y facilidades existentes a la Estación Centro y cómo con esta medida de redireccionamiento de fluidos se beneficiará la continuidad operativa y económica del Activo.Item Evaluación técnico - económica de alternativas para disminuir niveles de azufre en crudo producido por un campo maduro en el sur del país(Universidad Industrial de Santander, 2024-10-24) Gutiérrez González, José Manuel; Sáchica Ávila, Jorge Andrés; León Bermúdez, Adán Yovani; Peña Ballesteros, Darío YesidLa investigación llamada Evaluación Técnico - económica de alternativas para disminuir niveles de azufre en crudo producido por un campo maduro en el sur del país tuvo como objetivo realizar una evaluación técnico-económica de alternativas para lograr que los niveles de azufre en crudo se puedan disminuir. Este estudio tuvo como diseño experimental propiamente dicho y un corte transversal. Para la recopilación de datos se utilizó la técnica experimental de mezclas para la oxidación de sulfuros del crudo mediante la medición de la concentración de azufre bajo la norma ASTM D-4294 (2021). Los resultados indican que las alternativas disponibles y aplicables para la desulfuración del petróleo crudo del campo en estudio son la desulfuración oxidativa (ODS) y la desulfuración oxidativa asistida por ultrasonido (UODS). De las cusas que contribuyen al exceso de azufre en el petróleo crudo en estudio, se identificó que la principal causa son los compuestos azufrados de la familia del Dibenzothiophene con un 93%. Del análisis técnico-económico de las alternativas disponles, se pudo demostrar que la desulfuración oxidativa asistida por ultrasonido (UODS) presento porcentajes de remoción de azufre de hasta el 48%P/P, siendo estos los mejores resultados; para el caso de la desulfuración oxidativa presentó resultados que oscilaron entre el 5% y 9%P/P de remoción. La composición del crudo después de la aplicación de las alternativas presenta un nivel de azufre del 2,1%P/P. En conclusión, se identificó que la Desulfuración Oxidativa asistida por Ultrasonido (UODS), presentó mejores resultados en términos de remoción de compuestos azufrados con valores puntuales entre 35% y 48%, valores que permiten estar dentro de los parámetros requeridos para comercialización y transporte evitando las penalizaciones y afectaciones por compensación volumétrica. Igualmente es una tecnología flexible, de fácil movilidad e implementación.Item Desarrollo de un protocolo de operación para la reducción del consumo de gas combustible en una estación compresora(Universidad Industrial de Santander, 2024-08-31) Mendoza Jaspe, Marco de Dios; Delvecchio Parra, Piedad María; Quintero Moreno, Gabriel; Ariza León, EmilianoEl transporte de gas natural a través de gasoductos es fundamental para llevar este recurso desde las fuentes de suministro hasta los puntos de consumo. La capacidad de transporte de un gasoducto está determinada por varios factores como el diferencial de presión entre su entrada y salida, la composición del gas y las condiciones del diseño del gasoducto. Cuando se necesita aumentar la capacidad de transporte, se recurre a la instalación de estaciones compresoras en puntos intermedios, las cuales aumentan el diferencial de presión tanto en la succión como en la descarga, permitiendo transportar un mayor flujo de gas. Sin embargo, su funcionamiento debe ser cuidadosamente gestionado para evitar riesgos como cierres de válvulas de protección y afectaciones a la integridad del gasoducto por altas presiones, o incumplimiento de las presiones contractuales pactadas con los clientes. Debido a que la demanda de transporte varía horaria y diariamente, no siempre se requiere la capacidad adicional que proporcionan las estaciones compresoras. Por lo tanto, es crucial optimizar su operación para minimizar costos y emisiones de gases de efecto invernadero. Para la estación objeto de estudio no se cuenta con un método claro y objetivo para determinar cuándo debe entrar o salir de servicio la estación. Se desarrolló un protocolo de operación que utiliza datos de flujos de entrada y salida, volumen de gas empacado y capacidad de transporte en flujo natural, el cual permite predecir con exactitud si entrar o salir de servicio la compresora, y en cuantas horas debe hacerlo, con lo cual se estima un ahorro del 37% en el consumo de gas combustible y en los costos derivados, además de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.Item Desarrollo de un protocolo destinado a la selección de productos químicos para el tratamiento en fondo de pozo con el fin de mejorar el rendimiento del bombeo electro sumergible en un campo de los Llanos Orientales(Universidad Industrial de Santander, 2024-08-24) Morales Carvajal, Johan Andrés; García Navas, Edison Odilio; Labrador Jiménez, Laura Soraya; Gómez Hernández, AdrianaLa necesidad de reducir las fallas en los sistemas de bombeo electro sumergible para el sector petrolero ha sido evidente, a pesar de su prolongado uso en la industria. Este trabajo se enfoca en minimizar las intervenciones en los equipos debido a fallas relacionadas con las condiciones del fluido. Para ello, se comienza identificando las principales causas de las fallas asociadas con las propiedades de los fluidos de producción en el campo de estudio, analizando datos de locaciones que registren estas fallas. Se busca distinguir entre fallas eléctricas, mecánicas y operativas, poniendo especial énfasis en las características operativas de los fluidos. Luego, se establece un protocolo de caracterización de fluidos mediante ensayos de laboratorio y pruebas de campo. Se realizan pruebas con productos químicos que mejoren las características de los fluidos, con el objetivo de abordar y reducir las fallas. Para validar el protocolo, se seleccionan tres pozos prioritarios del campo de estudio y se instalan los sistemas necesarios para la inyección de los productos químicos. Después de asegurar la presencia del químico en fondo del pozo, se realiza un seguimiento durante siete días para evaluar la eficacia del protocolo establecido. Este proceso permite verificar y validar el tratamiento químico propuesto, asegurando su efectividad en los pozos seleccionados. Además, los resultados obtenidos proporcionaron una base sólida para la implementación a gran escala de este protocolo en otros pozos del campo, con el potencial de mejorar significativamente la eficiencia operativa y reducir los costos asociados a las fallas en los sistemas de bombeo electro sumergible.Item Mejoramiento de la recuperación de gas en la red de recolección de la zona sur de un campo del Magdalena medio a través del estudio de alternativas mediante simulación de procesos(Universidad Industrial de Santander, 2024-07-17) Luque Ortiz, Isaac Santiago; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique; Roa, Carlos Efraín; Prieto Jiménez, NataliaEn el contexto de un campo de crudo pesado ubicado en el Magdalena Medio, se enfrenta un desafío crucial relacionado con su factor de recobro de aceite. La materia prima esencial para esta operación es el gas, que constituye aproximadamente el 35% de los costos operativos (OPEX). La eficiente utilización de este recurso no solo es vital para maximizar la producción de petróleo, sino que también incide directamente en la viabilidad económica del campo. En la situación actual, el campo no está aprovechando completamente el gas producido, resultando en el venteo de alrededor de un millón de pies cúbicos por día (MPCD). Esta práctica no solo genera emisiones ambientales, sino que también plantea el riesgo de sanciones regulatorias. Además, se observa un incremento significativo en los costos operativos, con un impacto negativo de aproximadamente 1.9 millones de dólares estadounidenses (USD) al año que aumentan el costo de levantamiento. Este aumento en los costos afecta directamente las reservas disponibles y el límite económico del campo. La necesidad de abordar eficazmente este problema radica en la oportunidad de utilizar el gas disponible, reducir las emisiones contaminantes y mitigar el impacto financiero negativo en el OPEX. Esta tesis desarrolla una estrategia integral para la gestión eficiente del gas, contribuyendo a la sostenibilidad ambiental, fortaleciendo la viabilidad económica del campo, asegurando una producción de petróleo más eficiente y sostenible a largo plazo.Item Evaluación técnico-económica de las alternativas de mejoramiento del proceso de tratamiento de crudo en la planta deshidratadora El Centro(Universidad Industrial de Santander, 2024-05-14) Cediel Méndez, Harold Mauricio; de Hoyos Arias, Ricardo César; Pachón Ordóñez, Yessika Fernanda; Calvete González, Fernando EnriqueLa deshidratación de crudo en el campo La Cira Infantas es realizado en la Planta Deshidratadora EL CENTRO, con un sistema que incluye equipos como hornos, intercambiadores de calor para precalentamiento, tratadores termoelectrostáticos y tanques para deshidratación y desalinización del crudo. A pesar de esta compleja infraestructura, no fue posible alcanzar las capacidades nominales de deshidratación y desalado, alcanzando el rango entre 60% y 70% de la capacidad de diseño. Adicionalmente, se presentaron altos costos de mantenimiento en los equipos de deshidratación y desalado, así como emisiones de gases de efecto invernadero por los procesos de combustión. Las pruebas realizadas a la emulsión de crudo en el campo La Cira Infantas demostraron que es posible deshidratar y desalar el petróleo mediante separación gravitacional si se alcanzan condiciones de sedimentación laminar de las partículas para el cumplimiento de la Ley de Stokes. Con base en los resultados se diseñó un tanque de lavado con un sistema de tuberías internas utilizando la tecnología ECOALESHIA del ICP (Instituto Colombiano del Petróleo). El diseño del tanque de lavado se apoyó con simulaciones utilizando la técnica de dinámica de fluidos computacional (CFD) con el fin de evaluar el efecto sobre la emulsión. El diseño final del tanque de lavado considera una geometría tipo estrella en el distribuidor interno de entrada, un sistema de agua de lavado, una caja recolectora de aceite y un control de nivel. Como resultado de la implementación del tanque de lavado se obtuvieron múltiples beneficios: i) la optimización y aumento de la capacidad de tratamiento hasta 70k bopd, ii) el uso de 600K pies cúbicos de gas por día para generar 2.3 MW/d de energía o venta en barriles equivalente a la refineria , iii) la reducción de 14,588 toneladas de emisiones de CO2, iv) la disminución de emisiones de hidrocarburos volátiles por un cambio en las temperaturas de proceso de 140 a 90 °F, y, v) la reducción de US$150K en costos de mantenimiento y operación de tratadores y hornos. El diseño del tanque construido plantea mejoras significativas a la Tecnología Ecoaleshia (tecnología mejorada de separación gravitacional a menor temperatura de operación) y a la estrategia constructiva, ya que el tanque fue construido en menos de 10 meses.Item Evaluación técnico-económica de las estrategias de inyección de agua en un yacimiento heterogéneo de crudo pesado mediante simulación analítica(Universidad Industrial de Santander, 2024-05-19) Vásquez Cabrera, Adriana Alejandra; Pinzón Díaz, Alberto Raúl; Castro García, Rubén Hernán; Muñoz Navarro, Samuel FernandoEl campo objeto de estudio se encuentra localizado en la cuenca de los Llanos Orientales, corresponde a un campo maduro que inició producción en el año 2012 y sus características principales corresponden a ser un yacimiento heterogéneo de crudo pesado. Dado el comportamiento de la presión de yacimiento, en 2016 se dio inicio al proceso de inyección de agua mediante la implementación de inyección periférica y posteriormente en el año 2020, mediante patrones de inyección irregulares, con el propósito de dar soporte de presión al yacimiento e incrementar el factor de recobro, el cual ha evidenciado un incremento del 9.3% al 14.8% en un periodo de 3 años. No obstante, lo anterior, con el objetivo de mejorar la eficiencia de la inyección de agua, basado en la condición actual del campo se construyó un modelo analítico representando las condiciones estáticas y dinámicas del yacimiento. Con este modelo fue posible obtener un diagnóstico de la inyección de agua que permitió identificar variables críticas y características adicionales del modelo geológico, tales como influjo a través de las fallas con el cual fue posible tener un mejor entendimiento del yacimiento. Con este modelo fueron establecidas 5 diferentes estrategias de desarrollo, que incluyeron, incremento de tasas de inyección, conversión de pozos productores a inyectores y perforación de pozos nuevos, las cuales fueron evaluadas técnica y económicamente, escogiendo así la estrategia con mejores parámetros económicos.Item Mejoramiento de la configuración de las facilidades de superficie de los sistemas de compresión e inyección de gas lift del aplicado a un campo colombiano(Universidad Industrial de Santander, 2024-05-20) Galvis Gómez, Jaime; Oliveros Gómez, Luis Roberto; Santos Santos, Nicolás; Ariza León, EmilianoEl siguiente Trabajo de investigación trata sobre la importancia del proceso de recuperación de condensados en la industria del transporte y tratamiento de gas, específicamente en la etapa de compresión y enfriamiento. Se describe el proceso de recuperación de petróleo por levantamiento artificial por gas (gas lift), que implica la inyección de gas para reducir la densidad de la mezcla bifásica y las pérdidas de presión en la tubería de producción. El objetivo principal es reducir las trazas de butanos y pentanos en la corriente gaseosa para mejorar la producción de los fluidos en las facilidades de superficie de sistemas de compresión e inyección de gas lift en un campo colombiano. Se propone una metodología de trabajo que incluye la simulación numérica en la herramienta HYSYS para analizar diversas alternativas de trabajo. Se describen las condiciones actuales de operación del campo seleccionado y se desarrollan modelos de simulación de las alternativas seleccionadas. Luego se comparan los resultados técnicos y se realizan estudios económicos para seleccionar la mejor opción. En la segunda etapa del análisis se incluyen modificaciones al sistema de ponderación de datos y la consideración de la recuperación de metano y etano, evitando su presencia en la corriente de líquido. Se evalúa la confiabilidad del sistema, asegurando el cumplimiento del objetivo de trabajo, condiciones técnicas adecuadas y mitigación del riesgo. Los resultados muestran que se logra más del 80% de metano en la corriente de gas, cantidades mínimas de etano y metano en los líquidos, condiciones operativas dentro del rango adecuado y ausencia de formaciones de hidratos. Además, se estima que la tecnología permite recuperar la inversión en aproximadamente 100 días, con un valor presente neto (VPN) de 8 millones de dólares estadounidenses y una tasa interna de retorno (TIR) superior al 100% en un periodo de evaluación de 5 años.Item Análisis reológico de emulsiones de agua en crudo extrapesado: Evaluación de los efectos del gas disuelto, el contenido de agua, la presión y la temperatura - Énfasis en Ingeniería de Yacimientos(Universidad Industrial de Santander, 2024-05-08) Jaimes Rodríguez, Juan Carlos; Ariza León, Emiliano; Cañas Marín, Wilson Antonio; Castro García, Rubén Hernan; Montes Páez, Erik GiovanyLos recursos disponibles de crudo del petróleo corresponden mayoritariamente a crudos pesados y extrapesados. En su producción, estos crudos pueden ser transportados en forma de emulsiones agua en crudo, lo cual afecta los consumos de potencia y los flujos netos obtenidos. Las emulsiones en pozo contienen gases diluidos y experimentan condiciones variables de temperatura y presión. Por esta razón, el presente documento expone los principales resultados de un análisis de la influencia de la temperatura, la presión, el contenido de agua y el contenido de gases (GOR) en la reología de emulsiones de agua en un crudo extrapesado colombiano. Para esto, un diseño de experimentos factorial 24 compuesto centrado en las caras fue desarrollado, utilizando un viscosímetro capilar para la medición de las respuestas esfuerzo de corte, viscosidad y caída de presión. Según los resultados, las emulsiones resultaron estables en los niveles de operación de pozo, especificados para las variables temperatura [150, 190] °F, presión [1800, 3800] psi, contenido de agua [2, 30]%p y contenido de gases (GOR) [0, 120] pie3/bbl. Asimismo, la viscosidad de las emulsiones reportó un aumento con la presión y el contenido de agua. Contrariamente, la viscosidad de las emulsiones reportó una disminución con la temperatura, el GOR y el caudal establecido en el ensayo. Finalmente, el comportamiento reológico de las emulsiones analizadas en el presente trabajo fue determinado como de tipo pseudoplástico.Item Evaluación técnico-económica de un tratamiento químico para control de arena en pozos productores en un campo maduro con recuperación secundaria del valle medio del magdalena (vmm)(Universidad Industrial de Santander, 2021) Gómez Hernández, Adriana; León Pabón, John AlexanderLa producción de arena es uno de los problemas más frecuentes que ocurren durante la vida productiva de los pozos en campos de producción de petróleo, esta puede darse durante cualquier etapa de la vida productiva del pozo, en diferente magnitud dependiendo de algunas características propias del yacimiento (friabilidad, permeabilidad, volumen de arcilla), las condiciones de producción (FLAP, PWF, Tasa de producción) y la operación del campo (estabilidad de la inyección, continuidad de la producción, parada de pozos). Para el desarrollo del proyecto se selección una zona que históricamente ha presentado problemas de arenamiento, bajo RL, perdida de producción y continua limpieza de arena en fondo de pozo, en un campo maduro sometido a inyección de agua localizado en VMM, se hizo la evaluación y aplicación de una alternativa de tratamiento químico para producir los pozos disminuyendo la producción de arena e incrementando la producción. Se realizaron pruebas en pozos en diferentes etapas productivas, incluyendo pozos recién perforados (IC), buscando definir la etapa productiva del pozo en la que se debe aplicar el tratamiento, adicional a la evaluación técnica de los resultados de obtenidos con el tratamiento implementado se realizó la evaluación de la viabilidad económica para definir la posibilidad de hacer una implementación en los pozos futuros en el sector con los fundamentos técnicos para seleccionar el mejor momento de implementación y evitar el arenamiento de los pozosItem Viabilidad del uso de las redes de gas natural en Colombia para transporte de mezcla con hidrógeno como una posible alternativa para su almacenamiento y posterior uso como vector energético y materia prima en la industria(Universidad Industrial de Santander, 2021) Cote Flórez, Mary Socorro; Velosa Chacón, John FredyEn esta tesis se evalúa la posibilidad de inyectar hidrógeno en redes de gas natural. En primer lugar, el hidrógeno se describe como un vector energético, teniendo en cuenta las diferentes vías de producción de hidrógeno y su cadena de valor asociada, tales como: instalaciones de producción, almacenamiento, transporte y usos finales. Luego, se analiza la conveniencia de inyectar hidrógeno en las redes de gas natural existentes en términos de su contribución a la descarbonización del sistema energético, incluyendo beneficios tanto ambientales como económicos. En segundo lugar, se describen los aspectos regulatorios y técnicos aplicables al transporte de hidrógeno en redes de gas natural, incluyendo la Unión Europea, Estados Unidos y Colombia. Además, se incluye un resumen de los proyectos de mezcla de hidrógeno existentes. También se tendrán en cuenta impactos de la mezcla en las redes de gas natural, se describe la infraestructura de gas natural en Colombia, también se describen aspectos como integridad y durabilidad de los materiales y la operatividad de algunos equipos, seguridad y medio ambiente. En la parte final de esta tesis, se evalúan algunas corrientes de gas natural en Colombia teniendo en cuenta los parámetros más importantes para la intercambiabilidad tomando como base la resolución CREG 050 de 2018. También se establece el rango permitido de hidrógeno el cual no tendría mayores complicaciones al momento de transportar el gas natural en la estructura de gas natural ya existenteItem Evaluación técnico-económica de un proceso de recobro por inyección de agua utilizando simulación numérica para un campo ubicado en la cuenca del valle medio del Magdalena(Universidad Industrial de Santander, 2021) Forero Gómez, Alejandra; Gaitán Pinzón, NicolásLa simulación numérica de un yacimiento es un estudio valioso que permite a la gerencia del activo la toma de decisiones soportada en la predicción de producción y la respuesta del yacimiento en caso de simular una o varias actividades específicas para el incremento del factor de recobro y el ajuste de los planes de desarrollo. El Campo de Estudio ha sido desarrollado mediante recobro primario, y el cálculo actual muestra un bajo factor de recobro que presenta la oportunidad y el potencial de este para incrementar las reservas de hidrocarburos mediante un método de recobro secundario que contribuya en la caracterización del yacimiento y a la adecuada explotación del mismo. Para poder analizar los escenarios de producción del campo y definir si se implementa a futuro un proceso de recobro por inyección de agua, fue importante emplear la simulación numérica de dicho proceso, para reducir la incertidumbre en la toma de decisiones y viabilizar una inversión económica importante en pruebas de laboratorio y pruebas piloto en campo. Se cuenta con un modelo dinámico ajustado a partir del cual se generaron los escenarios de simulación de recobro por inyección de agua a comparar con un escenario base de predicción. Los resultados obtenidos fueron analizados y se seleccionaron los mejores escenarios para evaluarlos económicamente y de esta manera elegir el mejor caso que tecnoeconómicamente cumpla con los parámetros para el adecuado aprovechamiento de los recursos y reservas del CampoItem Implementación de una metodología que permita definir el rango de aplicación del bombeo electro sumergible en pozos candidatos del campo llanito(Universidad Industrial de Santander, 2021) Moya Orozco, Leonardo Andrés, De; Montes Páez, Erik GiovanyEn este trabajo de maestría, se llevó a cabo la determinación y definición del BES como sistema de levantamiento principal del Campo Llanito, considerando sus características de operación, baja frecuencia de intervención y confiabilidad. En primera instancia, se realizó la recopilación de información referente a los SLA actuales del campo (PCP y BM), lo que permitió definir las variables operativas, el índice de falla y la frecuencia de intervención de los pozo convertidos a BES (Pilotos) y a convertir a BES (Pozos candidatos); posteriormente se realizó una descripción de las diferentes metodologías con el fin de determinar la aplicación del BES y de acuerdo al alcance del presente trabajo, con ayuda de un software (Ecoslam) de propiedad del ICP, se crearon las simulaciones de acuerdo a la metodología multicriterio y fue posible obtener los puntajes y criterios a tener en cuenta en la toma de decisiones relacionadas al sistema de levantamiento a implementar. Lo anterior, permitió la culminación del trabajo con los siguientes resultados representativos: Incrementos en las tasas de producción, bajos índices de falla en el campo, rango óptimo para la instalación exitosa de un sistema BES, decisión más acertada, el método con mejores resultados y reducción en producción diferida.Item Evaluación de la tecnología del calentamiento eléctrico para el aseguramiento de flujo y el mejoramiento de los procesos de producción de crudos pesados(Universidad Industrial de Santander, 2021) Vargas Toloza, Jesús Antonio; García Navas, Edison Odilio; Silva de Jesús, Bernardo AlbertoLa creciente demanda global de energía y la baja disponibilidad de crudos livianos, ha forzado a la industria mundial petrolera a aumentar la exploración y explotación de crudos pesados. Sin embargo, la producción de este tipo de crudos trae consigo grandes retos de tipo técnico y económico debido a los efectos adversos que genera en todo el proceso productivo la alta viscosidad que caracteriza a los crudos pesados. El presente trabajo de grado realiza una evaluación técnica y económica de la tecnología de calentamiento eléctrico aplicada como una herramienta para el aseguramiento de flujo y mejora de las condiciones operativas en la producción de crudos pesados. Con este propósito se definió un caso base de producción a partir de la revisión documental de las características principales de los crudos pesados nacionales más importantes y la revisión de las aplicaciones precedentes de la tecnología de calentamiento eléctrico a nivel internacional. Una vez fue definido el modelo representativo de la producción de crudos pesados se realizó la aplicación simulada de la tecnología de calentamiento eléctrico y a través de un análisis de sensibilidad se evaluó la viabilidad y favorabilidad técnica de la herramienta y la factibilidad económica de su implementación, generando un modelo guía para identificar los escenarios donde la aplicación de la tecnología esItem Evaluación financiera de la inyección de nitrógeno y vapor para recobro mejorado en pozos desviados y horizontales de un campo de crudo pesado(Universidad Industrial de Santander, 2021) Escobar Rosero, Yesid Arturo; Muñoz Navarro, Samuel FernandoDesde principios de siglo XXI se viene implementando en Colombia, la inyección de fluidos invasivos como el nitrógeno o la espuma para bloquear zonas de alta saturación de agua e incrementar la presión del yacimiento. La inyección cíclica de vapor mejorada con la inyección de nitrógeno se ha convertido en una muy buena alternativa de recobro mejorado para campos de crudo pesado someros y con buenas características petrofísicas, pues a medida que avanza el número de ciclos de estimulación con vapor, la respuesta de los pozos no es la esperada. Lo anterior se debe a diversos factores como: las canalizaciones del vapor, la alta saturación de agua en la cara de la formación, presencia de zonas ladronas, baja presión del yacimiento y bajas saturaciones de aceite en las arenas drenadas. Este trabajo busca determinar por medio de un análisis estadístico y económico, en qué tipo de pozos desviados u horizontales es más rentable la inyección de vapor con nitrógeno en pozos maduros ciclo 12 promedio , usando la metodología de coinyección. De esta manera, se podrán orientar mejor los recursos técnicos y económicos de la compañía operadora del campo