Especialización en Producción de Hidrocarburos

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    Evaluación técnico-económica de la implementación de equipos electro sumergibles con motor de imán permanente en pozos de Campo Rubiales
    (Universidad Industrial de Santander, 2023-11-14) Boada Pérez, Pedro Javier; Meneses Flórez, Jorge Enrique; Montes Páez, Érik Giovany
    Para nadie es un secreto el fuerte impacto económico que ha generado la pandemia generada por el COVID 19 en el sector petrolero. En la mayoría de los países, la industria petrolera se considera un sector central y no está sujeta a cierres obligatorios. Sin embargo, el confinamiento mundial y la resultante caída de la actividad económica han reducido la demanda de forma drástica. Como consecuencia de lo anterior, las compañías del Sector Oil & Gas han buscado alternativas que permitan brindar la posibilidad de generar ahorro sin comprometer la capacidad productiva de los pozos, la integridad de los equipos instalados y mantener el flujo de caja, así como disminuir el impacto ambiental y la huella de carbono. Los equipos electro sumergibles con motor de imanes permanentes brinda la posibilidad de mejorar el consumo eléctrico del equipo de fondo sin comprometer la eficiencia de todo el sistema, adicionalmente brinda ventajas adicionales como un rango de operación del motor más amplio (500 rpm – 6000 rpm), menor calentamiento y por consiguiente una menor velocidad de enfriamiento. El alcance de esta monografía se fundamenta en las ventajas técnico-económicas de la instalación de motores de imanes permanentes en pozos con sistemas de bombeo electro sumergible, Los resultados obtenidos pretenden demostrar que mediante la implementación de esta tecnología se disminuyen costos asociados al consumo eléctrico, sumado a una optimización en la eficiencia del equipo de fondo, brindando una alternativa rentable en la que se busca mejorar la productividad y vida útil del pozo.
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    Evaluación técnico-económica para la ampliación de la capacidad de tratamiento en la facilidad de producción del campo ubicado en Llanos Norte
    (Universidad Industrial de Santander, 2023-11-10) Grass Luna, Luz Dary Milena; Cabarcas Puello, Sandra Patricia; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
    La facilidad de producción CPF1 ubicada en un campo de Llanos Norte en el departamento de Arauca, actualmente se encuentra limitada en algunas áreas del proceso de tratamiento, por lo cual no es posible recibir la totalidad de la producción del fluido de pozos de las distintas plataformas. Con la entrada de fluido adicional a la facilidad asociado a pozos nuevos como producto de las campañas exploratorias, trabajos de Work Over y campañas de reactivación, la operación se ve obligada a apagar otros pozos productores con cortes mayores de agua, generando pérdidas a la compañía asociadas a la producción de crudo de los pozos que requieren ser apagados. La compañía tiene proyectado un incremento de producción para el periodo 2023-2026 en distintas fases, para lo cual se hace necesario realizar una evaluación técnica de las etapas de proceso existentes e identificar cuáles requieren ser ampliadas u optimizadas, adicionando nuevos equipos, líneas, servicios auxiliares y/o haciendo mejoras en la operación del sistema actual con el fin de aumentar la capacidad de tratamiento de la facilidad conforme a los requerimientos de producción. Una vez identificadas las limitaciones existentes en cada etapa del proceso de tratamiento, se plantean propuestas de ampliación u optimización para la operación en la facilidad, y se realiza la evaluación económica de estas propuestas con el fin de conocer la relación beneficio/costo y así seleccionar la mejor propuesta que se adapte a los requerimientos de la compañía.
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    Factibilidad técnica para la implementación de herramientas que permitan minimizar pérdidas de producción por interferencia y bloqueo por gas en pozos que operan con bombeo mecánico
    (Universidad Industrial de Santander, 2023-05-24) Amaya Cortés, Freddy Alexander; García Navas, Edison Odilio; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
    El bombeo mecánico es el sistema de levantamiento artificial más antiguo y uno de los más utilizados en Colombia y el mundo debido a su simplicidad y versatilidad para manejar diferentes tipos de crudo. Sin embargo, debido a su configuración y al modelo de operación de la bomba de subsuelo, puede facilitar problemas de bloqueo e interferencia por gas, lo cual genera intermitencia en el flujo de líquido a superficie y disminución de la eficiencia de bombeo, con una consecuente caída de la producción de los pozos que tienen una alta relación gas-aceite o una alta cantidad de gas libre a la profundidad de la bomba. En el presente trabajo de monografía se identifican los parámetros de bombeo que pueden generar este problema y de igual forma, se establece la factibilidad técnica de implementar e instalar separadores de gas en fondo en los pozos de un campo petrolero maduro de crudo pesado ubicado en el Magdalena Medio, con el fin de evitar o mitigar la interferencia por gas, mejorar las condiciones de bombeo, minimizar la cantidad de intervenciones a los pozos que tienen esta condición operativa, aumentar la vida útil del equipo de subsuelo y generar ganancias de producción al aumentar el potencial productivo de los pozos.
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    Evaluacion tecnica y economica de los cambios de sistema de levantamiento artificial realizados durante la campaña 2018 de un campo de produccion del magdalena medio
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Gelvez Celis, Willington; Montes Paez, Erik Giovany
    La energía que se le inyecta al yacimiento mediante el recobro secundario, se refleja en mejores eficiencias de los sistemas de levantamiento, pero en algunos casos cuando estos sistemas ya alcanzan su capacidad máxima de extracción, esta energía termina manifestándose en pérdidas de producción, por incremento de producción de fluidos con altos corte de agua, debido a incrementos en los niveles de sumergencia en los pozos, e incluso en aumentos en los índices de fallas de los sistemas instalados, esto lleva a la necesidad de realizar cambios de sistema de levantamiento con mejor performance y con mayores capacidades de producción Actualmente se está realizando una campaña de cambios de sistema de levantamiento, la cual no ha presentado los mejores resultados en producción poniendo en peligro la continuidad de la actual y de futuras campañas, por esto se hace necesario evaluar los resultados de la actual campaña, tanto técnica como económicamente, para determinar su viabilidad o posibles opciones de mejora, teniendo en cuenta que en años anteriores también se han realizado este tipo de campañas con buenos resultados Durante el desarrollo de este trabajo se evaluó el cambio de sistema realizado a cada pozo, tanto técnica como económicamente, basados en los resultados en producción y Run Time obtenidos, se realizó unas nuevas corridas ecónomicas y de acuerdo a parámetros tales como nivel de fluido, capacidad instalada, IPR y balance del patrón se evaluó técnicamente cada cambio de ALS. De los 15 pozos realizados, se obtuvo ganancias en producción en 7 de ellos con un incremental de 189 barriles de aceite, los 8 restantes presentan una pérdida en producción de 170 barriles de aceite, la evaluación económica de estos 15 pozos presenta un balance negativo (-M$62), afectada principalmente por 9 pozos.
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    Evaluación técnica de los procesos de deshidratación de crudo extra-pesado, en el campo capella de emerald energy plc
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Cardona Bonilla, Carlos Jose; García Navas, Edison Odilio
    Los procesos de tratamiento del crudo y puesta a punto de este, para cumplir las especificaciones de venta, son una de las principales tareas en los campos de petróleo extrapesado. La separación del crudo y el agua incrementa su grado de dificultad dependiendo de las características fisicoquímicas de la emulsión y a su vez de los procesos que se apliquen para permitir que esta separación ocurra. En la primera parte del presente documento se presenta la clasificación y principales factores que afectan la estabilidad de las emulsiones haciendo el comparativo con las características de las emulsiones de campo Capella. En la segunda parte se realiza una caracterización de la emulsión del crudo extrapesado de campo Capella y una descripción detallada de las facilidades de producción y las operaciones que ocurren en este campo haciendo énfasis en lo que corresponde a la deshidratación del crudo. La tercera parte presenta una descripción detallada de los tres métodos de deshidratación de crudo extrapesado aplicados en campo Capella, finalizando con un análisis comparativo entre los métodos térmicos, químicos y de dilución, para finamente definir cuál es el más adecuado para las condiciones de operación del campo base de este estudio. Como final del presente documento se plantean alternativas de aplicación de tecnologías que podrían optimizar cada uno de los procesos que se llevan a cabo en campo Capella y en general en campos de crudo extrapesado.
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    Analisis del recobro mejorado para la formacion la luna a partir de la analogia con shale plays en estados unidos
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Rocha Sanchez, Jorge Alberto; Patiño Suarez, Cesar Augusto
    Se realiza una analogía entre las principales formaciones de Yacimientos no Convencionales en Estados Unidos y Colombia, tomando como ejemplo las Formaciones Marcellus, Eagle Ford, Bakken y La Luna respectivamente, con el fin de analizar el posible desarrollo de operaciones de Recobro Mejorado para yacimientos no convencionales. Como primer enfoque se presentan los diferentes tipos de yacimientos no convencionales, mostrando su clasificación y principales características, diferenciándose de los convencionales, ya que en este tipo de yacimientos los hidrocarburos están contenidos bajo condiciones geológicas que impiden el movimiento de los fluidos debido a su baja permeabilidad o a altos valores en la viscosidad del fluido contenido en la roca, esto involucra una serie de desafíos en su explotación y recuperación. Es preciso visualizar el potencial de recursos contingentes que podría traer la Formación La Luna a los activos del país, específicamente en el desarrollo de operaciones de recobro mejorado en yacimientos no convencionales en la cuenca del valle medio del magdalena. La recuperación secundaria y terciaria, hoy en día ya presenta desarrollos en los campos análogos a la Formación La Luna, es de allí de donde se tomarán las mejores prácticas, lecciones aprendidas y alternativas a ser tenidas en cuenta en el método de recuperación óptimo. De estos análisis la inyección de gas han 1 Monografía 2 Facultad de Ingenierías Fisicoquímicas. Especialización en Producción de Hidrocarburos. Director Cesar Augusto Patiño
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    Metodología para el aseguramiento de la movilización de fluidos de producción para pozos exploratorios en etapas de pruebas iniciales y extensas
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Castañeda Martinez, Andres Felipe; Cabrera Montoya, Enrique Manuel
    Este trabajo de monografía tiene como objetivo asegurar mediante una metodología las pruebas cortas y extensas que se le deben realizar a los pozos exploratorios On Shore (A3). Adicional, se procedimiento debe estar validado por todas las áreas que intervienen en el aseguramiento del mismo. Es importante resaltar que todos los procesos en ECOPETROL S.A., están validados y aprobados por la gerencia a la cual corresponda. En ese orden de ideas y a partir de esta metodología para asegurar la movilización de los fluidos de producción para los pozos exploratorios en etapas de pruebas cortas y extensas, se optimizarán las estrategias y costos asociados al mismo, logrando una debida preparación con las estaciones cercanas de recibo y asegurando temas de transporte. Por último, esta metodología se enfoca en identificar y asegurar el procedimiento para llevar los fluidos de producción (crudo, agua y gas) a la estación más indicada. *
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    Analisis preliminar de las variables de densidad api y azufre, de los crudos que intervienen en el proceso de compensacion volumetrica por calidad- cvc, en el sistema de transporte del oleoducto del alto magdalena oam
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Galeno Saez, Penelope; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
    La compensación volumétrica por cantidad – CVC es un proceso fundamental para los remitentes que movilizan hidrocarburos por Oleoductos, ya que con este reporte se materializan los volúmenes que se ganan o se pierden por efectos de cambios de calidad entre el punto de entrada y salida de los Oleoductos del país. Actualmente algunos contratos solicitan la generación de CVC y otros no, por lo que en Ecopetrol se dispone de un equipo de trabajo que represente a Ecopetrol como remitente en el transporte de hidrocarburos y genere la revisión y aprobación de CVC´s, dicho equipo está ubicado en la Gerencia de Planeación Operativa. Este documento permite dar una introducción a la CVC del Oleoducto del Alto Magdalena – OAM actualmente operado por la empresa Hocol, en el cual Ecopetrol moviliza cerca de un 50% de propiedad y cuyo objetivo principal es garantizar el suministro de crudo mezcla a la Refinería de Barrancabermeja. Finalmente, es importante saber revisar la CVC del OAM para poder proponer mejoras en la calidad de la Refinería y optimizar los volúmenes de compensación, aportada por crudos pesados que entran al sistema.
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    Mantenimiento de pozos en el campo Yondó: Comparación de desempeños entre las tecnologías bomba desarenadora y bomba desarenadora dual
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-11-17) Bernal Charry, Marcos Ferley; Calvete, Fernando Enrique; Montes Páez, Erik Giovany
    El presente documento compara los desempeños obtenidos de mantenimientos desarrollados con la bomba desarenadora dual (BDD) en tres pozos del campo Yondó. La bomba BDD presenta la ventaja de la aplicación del movimiento reciprocante y el lavado con agua, en una misma herramienta, disminuyendo de esta manera los tiempos requeridos en el mantenimiento de pozos. La metodología para el desarrollo del trabajo involucró, como primera actividad, un análisis de las características técnicas y de operación de las bombas desarenadora simple (BD) y BDD, definiendo las actividades de aplicación adicionales que requiere esta última herramienta. Como segunda actividad, un análisis de los desempeños de mantenimientos con la BDD aplicados a tres pozos del campo Yondó fue realizado. Asimismo, esta actividad envolvió la comparación de desempeños obtenidos en los mismos pozos, por aplicación de mantenimientos previos con la bomba BD. Como tercera actividad, los desempeños de la BDD en los tres pozos fueron comparados con los históricos de mantenimientos con la BD, recolectados en el periodo entre enero 2020 y mayo 2021. Según los resultados, la aplicación de la BDD en el mantenimiento de pozos incrementa el número de actividades de operación, en comparación con la aplicación de la BD. Los desempeños de la bomba BDD en los tres pozos del campo Yondó, resultaron mejores que los obtenidos en pruebas previas con la bomba BD en los mismos pozos (menores tiempos y mayores profundidades de limpieza). Asimismo, los desempeños con la BDD resultaron mejores que los desempeños contenidos en la base de históricos de mantenimiento con la BD. Lo anterior sugiere que la operación con la BDD reportaría mejores desempeños, en la mayoría de los mantenimientos futuros que sean realizados a los pozos del campo Yondó.
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    DESARROLLO DE UN MODELO HIDRÁULICO DE UN SISTEMA DE INYECCIÓN DE AGUA (PAD) INCORPORANDO POZOS CON INYECCIÓN DE AGUA DE ALTA Y BAJA PRESIÓN, APLICADO A UN CAMPO DE CRUDO PESADO.
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-09-21) Villalobos Duarte, Cristian Camilo; León Pabón, John Alexander ; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
    En este estudio se presentan los resultados del modelamiento hidráulico de un sistema de inyección de agua (PAD) donde se incorporan pozos de inyección de agua de alta y baja presión que permitirá a la gerencia y el departamento de producción evaluar la inyección a baja presión como una opción de aumento del volumen de disposición de agua producto de las operaciones diarias; a los ingenieros de control de inyección les dará herramientas de juicio para sustentar y proponer la aplicación de pozos piloto en los diferentes PAD’s. Con los análisis realizados en 5 pozos solo dos pozos salieron posibles para ser convertidos a pozos inyectores, debido a la cercanía y a los datos de producción para calcular su indicie de inyectividad; de esta manera con estos dos pozos se puede incrementar en la inyección de agua en un volumen de 2041 BWPD a baja presión, pero si se colocara el sistema de alta presión se podría inyectar 70357 BWPD, sin embargo, la finalidad es poder implementar pozos a baja presión en el sistema con miras a la optimización energética del mismo.
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    Estrategia de Mantenimiento Centrada en Confiabilidad para los Equipos y Componentes de Superficie de los Sistemas de Levantamiento Artificial VSH2 y PCP en un Campo de Producción del Valle Medio del Magdalena
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-09-09) Sarmiento Cisneros, Alexander; García Navas, Edison Odilio; Montes Páez, Erik Giovany
    Los equipos de superficie de los sistemas de levantamiento artificial más utilizados en los campos de producción de la zona del Valle del Magdalena Medio colombiano, no cuentan con una estrategia de mantenimiento basado en confiabilidad (RCM). Por lo anterior, varios de estos sistemas de superficie han presentado altas tasas de falla, conduciendo a la elevación en los costos de producción, así como a elevados valores de diferidas de producción. En este sentido, este trabajo describe una estrategia de mantenimiento basada en confiabilidad (RCM) para los sistemas de levantamiento artificial VSH2 y PCP. Para esto, los sistemas son descritos en sus partes constituyentes y en su funcionalidad. También, se incluye el análisis de los históricos de fallas de estos sistemas, definiendo las fallas con mayor consecuencia en diferidas. El RCM es presentado y aplicado, considerando las fallas de los sistemas VSH2 y PCP. Como resultado del RCM, fueron propuestas las actividades de un plan de mantenimiento y especialmente dirigidas a la detección temprana de las fallas con mayores consecuencias en diferidas de producción. La aplicación de este plan en un pozo con sistema VSH2 y otro pozo con sistema PCP, por un periodo de 4 meses, condujo a la detección temprana de dos fallas y al ajuste de estas, evitando consecuencias mayores en la producción de crudo. Lo anterior sugiere que el plan de mantenimiento diseñado con base en RCM conduce a una disminución en la frecuencia de aparición de fallas en unidades VSH2 y PCP
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    Alternativas de tratamiento químico para mejorar el desempeño de las bombas electro sumergibles en un campo de los Llanos Orientales
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-05-11) Morales Carvajal, Johan Andrés; Montes Páez, Erik Giovany; García Navas, Edison Odilio
    El bombeo electro sumergible es uno de los principales sistemas de levantamiento artificial usado en la industria petrolera por su amplia aplicabilidad. Generalmente el run Life de estos equipos depende de la estabilidad de sus variables como lo son la PIP, corriente, temperatura y vibración del motor. Con el tiempo los fluidos generan emulsiones debido a incompatibilidades y/o desequilibrios químicos que fortalecen algunos compuestos formando surfactantes, además de la turbulencia que generan las etapas de la bomba y el trayecto por el tubbing de producción. Estas fluctuaciones afectan la producción y la integridad del equipo de bombeo. En el campo de estudio se escogieron 3 pozos de los cuales se determinaron sus características como %SW (%agua libre, % emulsión), gravedad API, viscosidad, densidad, salinidad, conductividad, pH y estabilidad de la emulsión. Se revisaron las variables de operación de las bombas electro sumergibles. Se aplicaron diferentes productos químicos en diferentes concentraciones y proporciones para establecer la química adecuada en cada fluido para la eliminación de la emulsión. Se realizaron los diferentes montajes para los puntos de inyección a fondo de pozo por capilar para verificar la eficiencia del producto químico en el desempeño de la bomba, comprobando la disminución de la presión de fondo, estabilizando temperatura, corriente de motor y un aumento en la producción.
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    Análisis de la implementación de turbinas hidrocinéticas en la industria Oil & Gas en tubería de flujo de agua para generación de energía renovable
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-03-30) Marín Ducuara, Christian; León Pabón, John Alexander; Solano Pérez, Favio Eduardo Junior
    La presente monografía contempla un panorama general sobre estudios, aplicaciones y avances en tecnología de sistemas hidrocinéticos en Colombia y en el mundo, Con base a lo anterior se estudiará el funcionamiento teórico de una turbina hidrocinética, clasificación, factores críticos para un diseño de un sistema, las aplicaciones y discusiones en otras industrias para finalmente llegar a una contextualización en la industria OIL&GAS. La energía cinética de una corriente de agua es totalmente aprovechable mediante una configuración básica de turbinas generadoras ubicadas en lugares específicos en un canal, rio o tubería de distribución de agua, ahora bien, la industria Oil&Gas a nivel global produce altas tasas de agua de producción, las cuales circulan minuto a minuto en tuberías de gran diámetro y, generalmente, grandes distancias hasta alcanzar los Pads de inyección; allí diversos tipos de bombas aumentan la presión para lograr desplazar el fluido hasta el yacimiento y lograr proporcionar una disposición final. El tramo comprendido entre facilidades de producción y el pad de inyección es donde se plantea la posible adecuación de los sistemas hidrocinéticos Luego de un análisis y una revisión bibliográfica se logró dar un aproximado de la capacidad de potencia generada por una turbina instalada en un campo petrolífero en Colombia, además de llegar a una selección de turbina teniendo en cuenta las aplicaciones hidrocineticas en otras industrias y la disponibilidad en el mercado.