Ingeniería de Petróleos

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Influencia de las propiedades del fluido Bright Water en la producción de crudo en campos maduros sometidos al proceso de inyección de agua
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-29) Vargas Pimiento, Carlos Alberto; León Bermúdez, Adán Yovani; Gómez Delgado, Jimena Lizeth; Ariza León, Emiliano
En los últimos años, la industria de los hidrocarburos ha observado una disminución en las reservas de crudo convencional, lo que ha generado un creciente interés en la producción de estos hidrocarburos a partir del uso de técnicas adecuadas en el recobro mejorado. Así mismo, para aumentar el factor de recobro o la producción de los crudos el método de inyección de agua con procesos híbridos ha venido jugando un papel importante. Sin embargo, en los campos maduros sometidos a la inyección de agua durante largos periodos de tiempo se generan problemas de canalización con el agua inyectada y altos cortes de agua. Con el propósito de disminuir la problemática anterior, este proyecto pretende comprender los principios de la aplicación de la tecnología Bright Water para el mejoramiento de la eficiencia de barrido durante el proceso de inyección de agua con partículas de polímeros térmicamente activas. Por lo tanto, con la técnica Bright Water es posible obstruir estos canales preferentes y barrer nuevas zonas del crudo remanente in situ en campos ya maduros, además de reducir significativamente el uso y la producción de agua. Es importante indicar que el factor de recobro con la implementación de la tecnología Bright Water puede variar dependiendo de diversos factores, como son las características del yacimiento, el tiempo de ruptura, la naturaleza del crudo y las condiciones operativas entre otras. Sin embargo, los resultados de las investigaciones reportadas en literatura muestran que las técnicas desarrolladas por varios autores, puede aumentar el factor de recobro en un rango del 5% al 15 % o más, en comparación con métodos de inyección de agua convencionales.
Flujo de Trabajo para Viabilizar el Uso de Yacimientos de Hidrocarburos Depletados como Estrategia para Almacenamiento de CO2
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-21) Martínez González, Brigitte Andrea; Hernández Márquez, Andrés Iván; Calderón Carrillo, Zuly Himelda; Vargas Silva, Diego Armando; Bejarano Wallens, Aristóbulo; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
Este trabajo de grado propone un flujo de trabajo para viabilizar el uso de los yacimientos de hidrocarburos depletados como estrategia para el almacenamiento de CO2 con el fin de mitigar emisiones de gases de efecto invernadero, a través de un análisis comparativo de yacimientos a nivel mundial que han sido utilizados con ese fin. Es por esto que se documentan las características geológicas y petrofísicas de los yacimientos seleccionados, se analiza la capacidad de almacenamiento de CO2 y las tecnologías usadas en los proyectos. Se presenta la tipología de pozos adecuados para la inyección y almacenamiento de CO2, y se describieron los posibles riesgos ambientales y geomecánicos asociados a la práctica. Los resultados obtenidos permiten establecer un marco de referencia para la implementación de proyectos de almacenamiento de CO2 en yacimientos de hidrocarburos depletados
Identificación de Alternativas de Acciones Climáticas Direccionadas Hacia el Logro del Carbono Neutralidad en la Industria de los Hidrocarburos en conformidad con la Ley 2169 de 2021
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-08) Rodriguez Araque, Camilo Andres; Giraldo Usma, Dahiana; Daza Brochero, Kathy Margarita; Diaz Consuegra, Harving; Montes Paez, Erik Giovany
El sector de hidrocarburos en Colombia enfrenta el desafío de alinearse con las metas de carbono neutralidad establecidas en el Acuerdo de París y la normativa nacional, particularmente la Ley 2169 de 2021. Esta investigación analiza las implicaciones y requisitos específicos de estas regulaciones para la industria, con énfasis en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Se identifican las principales fuentes y niveles de emisiones en el sector de los hidrocarburos colombiano y su grado de cumplimiento con los compromisos internacionales y nacionales en materia climática. A partir de este diagnóstico, se proponen estrategias de mitigación y compensación viables, estableciendo objetivos a corto (2025), mediano (2030) y largo plazo (2050). La metodología empleada combina un enfoque cualitativo con elementos cuantitativos, mediante el análisis de normativas, informes técnicos y estudios de caso en empresas del sector. Los resultados buscan proporcionar lineamientos prácticos para la transición hacia una operación más sostenible en la industria de los hidrocarburos en Colombia.
Evaluación de parámetros operacionales de un proceso de inyección de Goma Xantana con Nanopartículas de Sílice para yacimientos con alta salinidad mediante simulación numérica
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-19) Núñez Salamanca, Karen Estefany; Serrano Rincón, Sylvana; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Buitrago Rincón, Dayan Lizeth; Ceballos Payares, Juan Diego; Gambús Ordaz, Maika Karen; Ortiz Meneses, Andres Felipe
La inyección de polímeros es una técnica de recobro mejorado que aumenta la eficiencia volumétrica de barrido al incrementar la viscosidad del agua de inyección. Sin embargo, polímeros como la goma xantana son vulnerables a condiciones adversas de alta salinidad, lo que provoca cambios conformacionales que debilitan sus enlaces moleculares, reduciendo la viscosidad de la solución y afectando la eficiencia del método. A pesar de estas limitaciones, su potencial como biopolímero y sus atributos ambientales han impulsado investigaciones para mejorar su desempeño. Buitrago et al. (2022) desarrollaron un sistema de goma xantana con nanopartículas de sílice (XG-NP-SiO₂) para mejorar la estabilidad y el comportamiento del fluido de inyección. Partiendo de lo anterior, este estudio desarrolló dos modelos de simulación para evaluar un proceso de inyección de goma xantana con nanopartículas de sílice. El primer modelo se creó a escala de laboratorio para representar una prueba de desplazamiento realizada por Buitrago et al. (2023) en el equipo STEAM LDE del Grupo de Investigación Recobro Mejorado. Posteriormente, se construyó un modelo a escala piloto para simular el fenómeno a nivel de campo y ejecutar un análisis de sensibilidad de los siguientes parámetros operacionales: concentración de químico, tasa de inyección y tamaño de bache. Finalmente, tras analizar diferentes escenarios de simulación, se determinó que la combinación más eficaz es una concentración de polímero de 300 ppm, una tasa de inyección de 2500 bbls/día y un tamaño de bache de químico de 0.4 volúmenes porosos inyectados (VP). Estos parámetros desarrollaron el escenario de aplicación más adecuado para la técnica, alcanzando un factor de recobro incremental de 5.13 % y una relación química inyectado-aceite producido de 0.54 lbs/bbl.
Evaluación experimental de la estabilidad de emulsiones generadas por formulaciones de surfactantes para el recobro mejorado de crudos colombianos
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-16) Padilla Niño, Jackeline Andrea; Martínez Hernánadez, Jan Franco; León Bermudez, Adan Yovani; Jimenez Caballero, Michell Andrey; Gomez Delgado, Jimena Lizeth; Arenas Rueda, Felix
La inyección de surfactantes permite incrementar la producción de hidrocarburos mediante la reducción de la tensión interfacial entre el crudo y el agua, favoreciendo la formación de emulsiones in-situ y facilitando el desplazamiento del crudo remanente en el yacimiento. En este estudio, se evaluó experimentalmente el efecto de formulaciones compuestas por tres surfactantes iónicos en la estabilidad de emulsiones generadas con crudos colombianos con valores de gravedad API en el intervalo de 16 a 33. Particularmente se emplearon los surfactantes aniónicos SDS, SDBS y el surfactante catiónico Redicote E-4868, para los cuales se realizaron pruebas de conductividad con el fin de establecer la concentración micelar crítica de los surfactantes, cuyos valores fueron empleados para la realización de formulaciones. Asimismo, se caracterizaron los surfactantes por espectroscopia FTIR y los diferentes crudos mediante fraccionamiento SARA, espectroscopia FTIR y espectroscopia de RMN, encontrándose que la interacción entre la estructura química de los surfactantes y los crudos afecta la formación de emulsiones. Lo anterior se expone debido a que, en las pruebas de emulsificación se observó que las formulaciones con los surfactantes aniónicos (SDS y SDBS) generaron emulsiones más estables en comparación con las formulaciones generadas por el surfactante catiónico (Redicote E-4868). Adicionalmente, se evaluaron las emulsiones obtenidas mediante imágenes de microscopia óptica, donde se encontró que el tamaño de las gotas dispersas está estrechamente relacionado con la estabilidad de las emulsiones, puesto que, las gotas de menor tamaño promueven mayor estabilidad. Finalmente, se evidenció una reducción considerable de las viscosidades en las emulsiones, debido a la disminución en la tensión interfacial generada por la formación de micelas, favoreciendo la dispersión del crudo en el agua.
Análisis conceptual del potencial de generación de energía eólica en la provincia de Soto Norte en el departamento de Santander
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-08) Granados Peñaloza, Ronaldo; Jácome Meza, Valentina; Montes Páez, Erik Giovany; Calvete Gonzalez, Fernando Enrique; Calderon Carrillo, Zuly Himelda
Actualmente, el país avanza hacia la consolidación de las energías renovables, con especial énfasis en la energía eólica, que se perfila como una de las alternativas más viables para diversificar la matriz energética y contribuir a la sostenibilidad ambiental. En este contexto, esta investigación recopila y analiza diversas metodologías utilizadas para determinar el potencial de energía eólica, evaluando sus ventajas y desventajas con el fin de seleccionar la más adecuada para la provincia de Soto Norte en el departamento de Santander. Teniendo en cuenta este objetivo, se lleva a cabo una recopilación detallada de datos geográficos, meteorológicos y ambientales en la zona mencionada anteriormente, considerando factores como la velocidad y dirección del viento, la topografía y las restricciones ambientales. A través del software System Advisor Model (SAM), se realiza una simulación que permite cuantificar teóricamente el potencial eólico de la zona seleccionada, proporcionando una visión integral sobre la viabilidad técnica del recurso. Además, se ha llevado a cabo un análisis financiero detallado para evaluar la rentabilidad del proyecto, incluyendo la estimación de costos de inversión, operación y mantenimiento, así como el cálculo del costo nivelado de energía (LCOE). Este análisis permite determinar la viabilidad económica de la implementación de un parque eólico en la región y su potencial impacto en la transición energética del país.
Evaluación de los Parámetros Técnicos Relacionados al Desarrollo de Yacimientos de Gas Asociado al Carbón en la Cuenca del Catatumbo.
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-12) Calderon Bonilla, Jeffrey; Ariza León, Emiliano; Jiménez Jácome, Miguel Fernando; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique; Bejarano Wallens, Aristobulo
Este trabajo de grado aborda el análisis técnico para el desarrollo de yacimientos de gas asociado al carbón (CBM) en la Cuenca del Catatumbo, Colombia. El estudio se centra en la jerarquización de muestras, y en consecuencia áreas, de carbón obtenidas de dos bloques de esta cuenca, en función a su potencial de producir gas metano. Evaluando parámetros técnicos como las isotermas de adsorción, contenido de metano en canister, calidad del carbón, la profundidad y la estructura de las muestras del carbón. Para este ejercicio, se usa un tipo de ponderación numérica, donde se asignan pesos porcentuales que van desde el 10% al 35%, dependiendo de la relevancia de cada variable. Los resultados identificaron dos áreas, de las seis divididas por la proximidad de las muestras, con potencial para la producción de CBM. Finalmente, se analizó detalladamente factores como la proximidad a gasoductos o la proximidad de áreas metropolitanas para poder comercializar el gas asociado al carbón producido, para las dos áreas mencionadas anteriormente. Lo que refuerza la viabilidad técnica y económica del desarrollo de este tipo de proyectos no convencionales en la cuenca del Catatumbo.
Modelo de Auditoria y Optimización del Sistema de Salud y Seguridad en el Trabajo (SG –SST) en empresas petroleras
(Universidad Industrial de Santander, 2025-04-23) Gutiérrez Morales, Andrés Felipe; Chadid Camargo, Joseph Williams; Bejarano Wallens, Aristóbulo; Daza Brochero, Kathy Margarita; Contreras Palacio, Leydy Maritza
La industria petrolera opera en entorno de alto riesgo, donde la salud y seguridad de los trabajadores son esenciales para garantizar operaciones sostenibles y el cumplimiento normativo. Este estudio propone un modelo de Auditoria y optimización, integrando estándares internacionales y normativas colombianas, enfocado en los desafíos de las fases upstream, midstream y downstream. A través de un diagnóstico basado en encuestas, se identificaron brechas en la cultura de seguridad y deficiencias en la implementación de protocolos. Los resultados destacan la importancia de aplicar el ciclo de mejora continua PHVA para optimizar la gestión de riesgos y fortalecer la resiliencia organizacional. Es por eso por lo que se recomienda diseñar una normativa integral que contemple la identificación de riesgos, el uso de equipos de protección, protocolos de emergencia y capacitación continua. Este modelo permite reducir riesgos laborales, mejorar el bienestar de los trabajadores y garantizar operaciones más eficientes y sostenibles, alineadas con mejores prácticas globales.
Evaluación de la inyección cíclica de formulaciones químicas a escala piloto, en pozos productores en un yacimiento de crudo pesado con presencia de un acuífero activo en la cuenca de los llanos orientales mediante simulación numérica
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-09) Díaz Camargo, Ana María; Silva Jiménez, Nelson David; Gambús Ordaz, Maika Karen; Ceballos Payares, Juan Diego; Gelvis Rodriguez, Robert Andrés; Ortiz Meneses, Andrés Felipe; León Bermúdez, Adan Yovani
En la presente investigación se analiza la factibilidad técnica de aplicar la inyección cíclica de formulaciones químicas como estrategia de recuperación mejorada en un yacimiento de crudo pesado con acuífero activo, situado en la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia. El estudio se basó en simulaciones numéricas tanto a escala de laboratorio como de pozo, con el objetivo de evaluar el comportamiento de dos formulaciones binarias de surfactantes, seleccionadas en función de su compatibilidad con las propiedades del crudo y la mineralogía del reservorio. A través de pruebas de desplazamiento en laboratorio, se ajustaron los modelos para validar el escalamiento de las condiciones experimentales a la respectiva escala de campo. Los resultados demostraron un aumento significativo en el factor de recobro, lo que confirma el potencial de la inyección cíclica como una opción viable para optimizar la producción en este tipo de yacimientos complejos. Además, se llevó a cabo una optimización del diseño de la inyección mediante un análisis de sensibilidad que consideró variables críticas como la concentración de los surfactantes y el volumen inyectado, permitiendo establecer directrices operacionales más precisas. Estos hallazgos abren la puerta a futuras aplicaciones a escala piloto, ofreciendo nuevas perspectivas para el manejo eficiente de yacimientos de crudo pesado en regiones similares.
Evaluación de la prospectividad de un yacimiento de crudo pesado con presencia de un acuífero activo en un sector de la Cuenca de los Llanos Orientales mediante el uso de metodologías de series temporales.
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-09) Martínez González, Julio Cesar; Rojas Duarte, Angie Melissa; Gambús Ordaz, Maika Karen; Barrera Vesga, Maria Angelica; Ortiz Meneses , Andrés Felipe; Calderon Carillo, Zuly Himelda
Este estudio evalúa la prospectividad de un yacimiento de crudo pesado en la Cuenca de los Llanos Orientales, afectado por cortes de agua superiores al 98 % entre 2011 y 2023. Se aplicó la ecuación de balance de materia mediante el método de Havlena y Odeh (1963), confirmando un sistema no cerrado, con influjo significativo de agua y un factor de recobro del 7 % para un volumen original de 120 MMbls. Para comprender las causas, se diagnosticaron los mecanismos de entrada de agua mediante análisis de corte y el método de Chan (1995), destacándose la conificación como mecanismo predominante en el sector con un 61%. En base en estos hallazgos, se aplicaron modelos de predicción ARIMAX y LSTM con CEEMDAN, que mostraron buen desempeño (MAPE < 10 %) y pronósticos consistentes con la dinámica del sistema. La metodología permitió caracterizar el comportamiento volumétrico y diagnosticar la intrusión, concluyendo que existe prospectividad remanente en zonas donde el influjo ha sido parcialmente controlado.
Evaluación de pruebas complementarias a la norma API RP 63 para caracterizar soluciones poliméricas utilizadas en pozos petroleros.
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-10) Cobos Espitia, Maria Fernanda; Olmedo Castilla, Nayarith Vanessa; Buendia, Lombana Hernando; Martinez Lopez, Raúl Andres; Arenas Rueda, Felix; Sandoval Martinez, Maria Isabel
En la industria del petróleo y gas, los biopolímeros como la Goma Xantana (XG) y la Goma Guar (GG) desarrollan un papel clave para su aplicación en procesos de recuperación mejorada de petróleo (EOR). Por lo tanto, su origen natural las convierte en una alternativa sostenible frente a los polímeros sintéticos, reduciendo el impacto ambiental. Las pruebas experimentales incluyeron análisis de mojabilidad visual, detergencia, compatibilidad, rompimiento de emulsiones, formación de sludge y olímetría. Estas se llevaron a cabo a tres concentraciones (5000 ppm, 2500 ppm y 500 ppm) para identificar valores críticos e intermedios para la selección y evaluación de los geles poliméricos. La preparación de las soluciones poliméricas se realizó siguiendo la norma API RP 63:1990 complementada con un conjunto de pruebas adicionales tomadas de la API RP 42:1990, protocolos estandarizados y técnicos del laboratorio, con el fin de obtener una evaluación más integral del comportamiento de los polímeros. Los resultados demostraron que la respuesta de cada polímero varía según la concentración evaluada, siendo la Goma Guar (GG) la que mostró un mejor rendimiento a bajas concentraciones a diferencia de la Goma Xantana (GX). Estas diferencias permitieron establecer una concentración óptima de uso y una mejor selección del polímero de acuerdo con el yacimiento. El principal aporte de esta investigación radica en la propuesta de un protocolo experimental complementario que puede ser implementado en campo o laboratorio para mejorar la toma de decisiones en la selección de soluciones poliméricas.
Herramienta computacional interactiva para la construcción de curvas de permeabilidad relativa de pruebas de desplazamiento en estado no-estacionario mediante modelos analíticos programados en Python.
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-11) Bastos Cuadros, Ian Carlos; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Sandoval Martinez, María Isabel; Salas Chía, Luis Miguel; Arneas Rueda, Felix; Buedia Lombana, Hernando
Las curvas de permeabilidad relativa permiten estudiar el comportamiento del flujo de fluidos a través del medio poroso. Estas curvas se pueden obtener realizando pruebas de desplazamiento; sin embargo, estas pruebas no proporcionan directamente los valores de permeabilidad, sino que se debe procesar los resultados mediante simuladores o mediante métodos analíticos, estos últimos se fundamentan en ecuaciones derivadas de la Ley de Darcy, que con los datos de petrofísica y los efluentes obtenidos de la prueba permiten calcular permeabilidades relativas; sin embargos, aplicar estas ecuaciones al principio puede ser tedioso y en caso de tener un amplio banco de pruebas quien los use puede incurrir en errores en su aplicación, es por ello que se ve la oportunidad de automatizar los cálculos para estos métodos, con el fin de agilizar y facilitar la visualización de las curvas de permeabilidad relativa, esto a través de una aplicación desarrollada en lenguaje de programación Python. El presente trabajo de investigación proporciona una herramienta computacional que permite el cálculo de curvas de permeabilidad relativas para sistema de fases líquido-líquido en procesos de imbibición mediante modelos analíticos programados en Python, donde el usuario podrá cargar los efluentes obtenidos de la prueba y propiedades petrofísicas para que la aplicación procesar los datos por 3 diferentes métodos (JBN, JR y Toth et al.) y así obtener los valores de permeabilidad relativa que se podrán ver de forma gráfica o en una hoja de cálculo que genera la herramienta.
Evaluación Numérica de los Mecanismos de Entrampamiento en un Proceso de Inyección Cíclica de CO2 para la Recuperación de Crudo Pesado y Almacenamiento de Gases
(Universidad Industrial de Santander, 2025-05-11) Patrón Zapata, Salomé; Sandoval Martínez, María Isabel; Ceballos Payares, Juan Diego; Gambús Ordaz, Maika; Ortiz Meneses, Andrés Felipe
La inyección cíclica de CO₂ es una técnica eficiente para la recuperación mejorada de petróleo pesado y el almacenamiento geológico de CO₂. En esta investigación, se desarrolló un modelo conceptual de simulación en GEM de CMG, basado en información bibliográfica, para evaluar los mecanismos de entrampamiento estructural, capilar (histéresis) y por solubilidad, con el fin de cuantificar su impacto en la retención de CO₂ y su influencia en el factor de recobro. El modelo base de inyección cíclica de CO2 alcanzó un factor de recobro final del 12.6% y un almacenamiento de 3,720 toneladas de CO₂ (66% del gas inyectado). Mediante un análisis de sensibilidad con CMOST, se optimizaron los parámetros operacionales, logrando un escenario con 22% de factor de recobro y 13,042 toneladas de CO₂ almacenadas (56.64% del gas inyectado), 3.5 veces más que en el modelo base. Se encontró que el entrampamiento estructural fue el mecanismo con mayor contribución (49% del CO₂ retenido), seguido por el capilar (44%) y el de solubilidad en agua (7%). La comparación con estudios previos confirmó la coherencia de los resultados y la viabilidad de la inyección cíclica de CO₂ como una estrategia efectiva para maximizar la producción de crudo pesado y el almacenamiento de gas, y así contribuir a reducir emisiones.
Estimación del valor en riesgo (VAR) bajo el supuesto de normalidad de un proceso de extracción de arenas bituminosas en el departamento del Caquetá.
(Universidad Industrial de Santander, 2025-03-04) Niño Rueda, Ruben Dario; Daza Brochero, Kathy Margarita; Santos Santos, Nicolas; Bejarano Wallens, Aristobulo; Vanegas Angarita, Oscar
El presente proyecto se centra en la investigación y recopilación de datos provenientes de campos en Canadá y Venezuela, donde se ha implementado la extracción de bitumen mediante el método VAPEX. Con estos datos, se utilizará el software CMG-STARS para simular un yacimiento representativo de las arenas bituminosas presentes en el departamento del Caquetá, con el objetivo de analizar su comportamiento productivo durante un período de tres años. Posteriormente, se empleará el software EasyFit para determinar los parámetros correspondientes a una distribución estadística normal, tales como la media (µ) y la desviación estándar (σ), a partir de los datos de producción obtenidos con CMG-STARS. Finalmente, con los parámetros proporcionados por EasyFit, se calculará el Valor en Riesgo (VAR) del proyecto para evaluar las posibles pérdidas máximas en dos escenarios, con niveles de confianza del 95% y 99%. La conclusión general del proyecto es que, con un nivel de confianza del 95%, las pérdidas no excederán los $3,029, lo que significa que en el 95% de los casos las pérdidas estarán por debajo de este valor. Sin embargo, en el 5% restante, las pérdidas podrían superar dicha cantidad. Con un nivel de confianza del 99%, las pérdidas no superarán los $3,048, lo que reduce aún más la probabilidad de pérdidas mayores. En otras palabras, el 99% de las veces las pérdidas estarán por debajo de los $3,048, y solo en el 1% de los casos podrían ser superiores. Este análisis proporciona una medida de seguridad y un marco para evaluar los riesgos en los escenarios más desfavorables. Finalmente, el proyecto culmina con la elaboración de un artículo de investigación que presenta los resultados obtenidos.
Desarrollo de aplicación web para almacenamiento y análisis de datos de producción de la industria petrolera en Colombia utilizando herramientas tic
(Universidad Industrial de Santander, 2025-03-04) Vargas Rodriguez, Christian Leonardo; Motta Martinez, Juan David; Gonzalez Silva, German; Montes Paez, Erik Giovany; Calvete Gonzales, Fernando Enrique
Este trabajo aborda el desarrollo de una aplicación web para el almacenamiento y análisis de datos de producción de la industria petrolera en Colombia utilizando herramientas de Tecnologías de la Información y Comunicación (TIC). El objetivo principal fue crear una plataforma que permitiera una gestión eficiente y un análisis integral de los datos de producción petrolera, facilitando la toma de decisiones en el sector. La investigación se justificó por la necesidad de abordar el crecimiento exponencial de datos en la industria petrolera y la falta de herramientas adecuadas para su análisis efectivo. Se empleó un enfoque metodológico mixto, combinando análisis cuantitativo de datos de producción con evaluaciones cualitativas de la usabilidad y eficacia de la aplicación. La recolección de datos se realizó principalmente a través de fuentes gubernamentales oficiales, como la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Para el desarrollo de la aplicación, se utilizó Power BI como herramienta principal de visualización y análisis, seleccionada tras una comparación detallada con otras plataformas como Tableau y QlikView. El marco teórico se fundamentó en conceptos de Big Data, tecnologías de la información en la industria petrolera y la importancia de las bases de datos en el análisis de producción. Como resultado, se creó un dashboard interactivo que permite visualizar y analizar datos de producción de crudo y gas, incluyendo filtros por período, campo y ubicación geográfica, así como mapas interactivos y análisis de correlación con variables económicas. La aplicación demostró ser eficaz en la integración de diversas fuentes de datos, ofreciendo una visualización integral y facilitando análisis personalizados, lo que contribuye significativamente a la mejora de la toma de decisiones en la industria petrolera colombiana.
Evaluación del cambio en las propiedades petrofísicas de una Arenisca y un Carbonato en el proceso de inyección de CO2
(Universidad Industrial de Santander, 2025-02-21) Parra Henao, Valentina; Anaya Flórez, Julián David; Gómez Delgado, Jimena Lizeth; Martínez López, Raúl Andrés; Santos Santos, Nicolás; Buendía Lombana, Hernando
El incremento de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) ha llevado a varias industrias a buscar métodos para mitigar su liberación. Entre estos, se busca capturar el CO2 de procesos industriales para almacenarlo en formaciones geológicas profundas o usarlo en procesos de recuperación mejorada de petróleo. Sin embargo, aún no se estudia en detalle cómo las interacciones químicas entre el CO2, agua de formación y la roca pueden afectar las propiedades petrofísicas del yacimiento y causar daño en la formación durante su inyección. Este trabajo de investigación experimental tiene el objetivo de evaluar el efecto de la inyección de CO2 sobre las propiedades petrofísicas de una arenisca y carbonato. Para evaluar los cambios se realizaron mediciones petrofísicas, caracterización mineralógica mediante difracción de rayos X y análisis de tomografía antes y después del proceso de inyección del CO2 en las muestras el cual se realizó mediante una prueba de coreflooding. Los resultados de la presente investigación mostraron que, en el carbonato, el CO₂ incrementó la porosidad, pero disminuyó la permeabilidad al disolver los minerales de calcio presentes en el, lo que también debilita la roca y permite la formación de pits o "agujeros de gusano". Por otra parte, la arenisca mantuvo su integridad mineralógica y no experimentó cambios significativos, siendo la unidad adecuada para almacenar CO₂ debido a su estabilidad estructural y su composición mineralógica, principalmente de cuarzo, que resiste las reacciones químicas frente al CO₂.
Análisis del Cumplimiento de los Planes de Contingencias en las Empresas del Sector Hidrocarburos según los Decretos 2190 de 1995 y 321 de 1999.
(Universidad Industrial de Santander, 2025-02-22) Gonzalez Diaz, Ruben Fernando; Daza Brochero, Kathy Margarita; Vanegas Angarita, Oscar; Diaz Consuegra, Harving
Con el fin de hallar una salida a la problemática ocasionada por derrames de hidrocarburos en Colombia y la necesidad de dotar con una herramienta eficiente a las empresas del sector para que puedan defenderse y proteger los recursos naturales ante una eventual emergencia, se ordenó la creación e implementación de un plan de contingencia contra derrames de hidrocarburos mediante los decretos 2190 de 1995 y 321 de 1999; sin embargo, en el transcurso de los años se evidencian múltiples afectaciones al medio ambiente y las comunidades producto de incidentes con derrames de crudo y que no fueron contenidos de manera eficiente. Este estudio analiza el cumplimiento de los planes de contingencia en las empresas del sector hidrocarburos en Colombia, según los Decretos 2190 de 1995 y 321 de 1999, mediante los cuales se establece la obligación de elaborar e implementar planes de contingencia contra derrames de hidrocarburos y sustancias nocivas en aguas marinas, fluviales y lacustres. La investigación se centra en los incidentes ocurridos entre los años 2018 y 2021; evalúa el desempeño de los planes de contingencia y su impacto socioambiental. Las conclusiones de este proyecto muestran las principales fallas en la implementación de los planes de contingencia, tales como la falta de capacitación continua del personal, insuficiencia de recursos y equipos adecuados y deficiente coordinación interinstitucional. Basado en los hallazgos, este documento propone medidas para mejorar la supervisión, la capacitación y la disponibilidad de recursos, así como para fortalecer la transparencia y la comunicación durante las emergencias.
Recomendación de diseño de lechada para cementación primaria en pozos geotérmicos de alta entalpía en Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2025-02-25) Cepeda Ortiz, Emelith Maria Fernanda; Ortiz Mantilla, Walter Alberto; Carreño Velasco, Wilson Raul; Peña Mateus, Jeimy Alejandra; Calvete Gonzales, Fernando Enrique; Torres Lopez, Mario
La cementación de pozos es un proceso relevante en la perforación y exploración de pozos geotérmicos, caracterizado por su alta complejidad. Esto se debe a los cambios fisicoquímicos que ocurren en condiciones extremas de temperatura y presión, los cuales pueden generar inestabilidad y reducir la vida útil del pozo. En este estudio se llevó a cabo una revisión de la literatura sobre yacimientos geotérmicos a nivel mundial, con el fin de identificar las variables clave que deben considerarse para el diseño de lechadas y cementación de pozos, tales como temperatura, presión y fluidos del yacimiento. Además, se analizan las técnicas utilizadas para la colocación de lechada, tanto en el laboratorio, para simular el comportamiento de la lechada bajo las condiciones del pozo, como en campo, durante las operaciones de cementación. Todo esto tiene como objetivo recomendar un diseño de lechada teórico para las zonas con potencial geotérmico de alta entalpia en Colombia, basándose en la información recopilada de casos de éxito en los que se ha implementado este tipo de energía renovable en el mundo. Colombia ha aumentado su demanda energética, por lo que necesita alternativas que mitiguen los gases de efecto invernadero y que no dependan de factores externos como el cambio climático. En este contexto, la energía geotérmica se presenta como una opción viable y sostenible para el país.
Aspectos Geomecánicos para Predecir Arenamiento en Pozos de Hidrocarburos: Descripción y Selección de un Modelo Analítico de Predicción de Arenamiento en un Campo Petrolero
(Universidad Industrial de Santander, 2025-02-19) Chacón Soracá, Otto José; Calderón Carillo, Zuly Himelda; Corzo Rueda, Reinel; Ardila Ardila, Sergio Andrés; Saavedra Trujillo, Néstor Fernando; Vargas Silva, Diego Armando
El arenamiento es uno de los fenómenos más comunes en campos de hidrocarburos, principalmente en aquellos que cuentan con yacimientos rocosos de baja consolidación. La aparición del fenómeno puede inducir problemas como taponamientos de canales de producción, desgaste de material de completamiento por erosión, y disminución de la productividad de los pozos. Todo esto termina por ser manejado convencionalmente a través de equipos de control de arena en superficie y en fondo, lo que termina por aumentar costos operativos. No obstante, la naturaleza del arenamiento permite estudiarlo bajo términos geomecánicos con el fin de lograr una predicción de su aparición que permita tomar decisiones de ingeniería que aplazen o eviten este fenómeno. En este trabajo se aborda el arenamiento desde el punto de la geomecánica, realizando una caracterización del fenómeno mediante los aspectos y parámetros geomecánicos que influyen y afectan su aparición y desarrollo, así como los modelos, criterios de falla y consideraciones comunes y convenientes en cada etapa del fenómeno. Se presenta una metodología combinada de modelos analíticos y numéricos, y con el desarrollo y aplicación de un modelo analítico para predecir el arenamiento en un campo de hidrocarburos. Finalmente, se obtuvieron resultados que evidencian que la cohesión es uno de los parámetros más influyentes en la aparición y desarrollo del arenamiento, seguido de los esfuerzos in situ. Se encontró que la utilidad de los modelos y criterios de falla no es absoluta y depende en gran medida del caso que se esté analizando, las condiciones operacionales, y la etapa de desarrollo en la que se encuentre el fenómeno que se quiere estudiar. Los resultados muestran que el modelo analítico desarrollado y validado permite tomar decisiones de ingeniería para mitigar o evitar la aparición del fenómeno.
Evaluación Financiera De Un Sistema De Producción De Hidrogeno Verde A Nivel Industrial, Por Medio De Microvoltrolosis Y Gravedad Elemental.
(Universidad Industrial de Santander, 2025-01-29) Colorado Bautista,Yuri Daniela; Gonzales Silva, German; Vanegas Angarita, Oscar; Rueda Rueda , Luz Marina; Jaimes Garcia, Diana Carolina
Este proyecto de grado tiene como objetivo principal realizar una evaluación financiera detallada de la viabilidad de una planta de hidrógeno verde por medio de microvoltrolosis y gravedad elemental en Colombia , utilizando energía solar fotovoltaica para su producción. Dado el creciente interés por alternativas sostenibles y la transición energética, el estudio busca determinar la rentabilidad económica y las condiciones financieras necesarias para la implementación de este tipo de proyectos en Colombia .El proyecto cuenta con una vista a las formas y tecnologías de producción, transporte y almacenamiento de hidrogeno verde , un análisis de mercado detallado donde habla de la oferta y demanda del hidrogeno en Colombia , un análisis del proyecto donde profundiza la ubicación , el tipo de almacenamiento ,la forma de producción y dimensionamiento de toda la planta .La evaluación financiera considera una serie de factores clave, como el costo de capital, el financiamiento de la inversión inicial, los costos operativos y de mantenimiento, los ingresos potenciales provenientes de la venta de hidrógeno y las posibles subvenciones o incentivos fiscales que el gobierno colombiano pueda ofrecer. Finalmente se realizó una evaluación ambiental con el fin de evaluar el impacto medioambiental del proyecto El resultado de esta evaluación proporcionará a los inversores una perspectiva clara sobre la rentabilidad de la planta de hidrógeno verde por medio de micrivoltrolosis y gravedad elemental en Colombia y los posibles desafíos financieros que podrían enfrentar.

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