Especialización en Ingeniería de Yacimientos

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Modelamiento petrofísico de un complejo yacimiento colombiano integrando la interpretación de datos RCAL y SCAL
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-09) Hincapié Zapata, Claudia Milena; Gambús Ordaz, Maika Karen; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
La Formación objeto de este estudio es un yacimiento clástico, con una litología compleja en un entorno de depósito aluvial. La litología comprende areniscas, conglomerados, limolitas y shale, también hay ocurrencias de carbón y lutitas carbonosas en el campo. La formación se subdivide en X, Y y Z como los principales yacimientos separados por lutitas, con algunos ciclos alternados de limolita con un leve aumento en la resistividad Unidad denominada Middle la cual muestra un leve aumento en la resistividad. La resistividad general en estas zonas es inferior a 6. Ohm*m, aunque se han adquirido nuevos registros se requiere de más información para caracterizar completamente esta unidad. Lower es otro yacimiento que está separado de las zonas X, Y y Z por la unidad Middle. Los principales minerales en las areniscas y las limolitas son cuarzo, chert, fragmentos de roca metamórfica y feldespato. La arcilla dominante es la Illita. Los cementos diagenéticos comunes son cuarzo, hematita, calcita, pirita y zeolitas. Los conglomerados comprenden clastos tanto metamórficos como volcánicos. El efecto de la diagénesis es evidente en la relación poro/permeabilidad en las areniscas que se correlacionan con los efectos diagenéticos de la cementación. Fueron usados los datos de laboratorio petrofísico disponibles RCAL y SCAL para integración y validación de los parámetros petrofísicos aquí calculados, así como registros especiales adquiridos en los últimos años principalmente registros de espectroscopia.
Determinación unidades hidráulicas de flujo y litotipos en la formación Hugin, en el Graben Vikingo, Mar del Norte
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-08) Mantilla Gómez, Nathalia Andrea; Gambús Ordaz, Maika; Bejarano Wallens, Aristóbulo
Esta monografía caracteriza los litotipos y Unidades Hidráulicas de Flujo (HFU) en la formación Hugin, localizada la zona sur del Graben Vikingo en el Mar del Norte, conocida por su complejidad estratigráfica. Se realiza a partir del modelamiento petrofísico, utilizando información de núcleo, registros eléctricos e información geofísica para identificar zonas con potencial distribución espacial de litología y propiedades hidráulicas. Para ello, se emplearon análisis estadísticos en las curvas de porosidad y permeabilidad y se aplicaron las metodologías de Winland y Amaefule-Altunbay. Además, se identificaron 4 electrofacies a partir de registros Densidad/ Neutrón (AL04, AAR03, AFN02, y ARC01) que representan diversas litologías, las cuales son principalmente areniscas. Con la Metodología de Winland se identificaron los litotipos en función del tamaño de garganta poral, observando predominancia los rangos macro y mega poroso. Se determinaron cinco unidades hidráulicas de flujo, siendo HFU4 Y HFU5, las unidades con mejores calidades de roca, con porosidades entre 20 a 30% y permeabilidades de 20 mD a 5000 mD. Estas unidades presentaron una alta correlación con las propiedades petrofísicas y al ser mapeadas se alinearon espacialmente con barras deltaicas, validando la eficacia de la metodología de Winland en la distribución areal de los mejores reservorios. Se sugiere complementar esta metodología con simulaciones de flujo en formaciones similares.
Análisis de la reactividad de crudos pesados aplicando recobro térmico con catalizadores y técnicas espectroscópicas
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-13) León Bermúdez, Adán Yovani; Quintero Pérez, Henderson Iván; Ariza León, Emiliano; García Duarte, Hugo Alejandro
Los métodos de recobro mejorado son fundamentales para extraer el crudo remanente de los yacimientos, en donde procesos de inyección de vapor son considerados como una ruta prometedora. Por lo tanto, en este estudio, se evaluó el efecto termoquímico con catalizador en la mejora de las propiedades fisicoquímicas de crudos pesados colombianos, utilizando el proceso de inyección de vapor con precursores liposolubles de catalizadores. Las pruebas de interacción fluido-fluido se realizaron sobre tres crudos pesados (A, B y C) en condiciones representativas de inyección de vapor con naftenato de hierro (NFe 100ppm/Fe) en un reactor batch, a 270 °C y 800 psi, durante 66 horas. Se analizaron propiedades fisicoquímicas como viscosidad y análisis SARA (saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos). Los resultados mostraron que los crudos A, C y B, tratados termoquímicamente con NFe, presentaron reducciones de viscosidad (@60°C) del 10.3, 33.8 y 44.4%, respectivamente, en comparación con el crudo original. Estos cambios están relacionados con modificaciones estructurales de las fracciones del crudo, siendo los crudos con mayores alteraciones en su composición SARA los que mostraron mayores reducciones de viscosidad. Esta disminución de viscosidad está vinculada con el aumento de componentes ligeros y la disminución de fracciones pesadas. Adicionalmente, los parámetros moleculares promedio de aromaticidad, oxidación y sulfuración obtenidos por espectroscopia de infrarrojo FTIR-ATR confirmaron que la reactividad de los crudos está asociada con la naturaleza químicas de sus especies. Con la finalidad de relacionar las propiedades fisicoquímicas y la información FTIR-ATR se desarrollaron modelos multivariados por mínimos cuadrados parciales (PLS). Los modelos para las fracciones SARA y viscosidad mostraron coeficientes de correlación R2 y CV-q2 en el intervalo de 0.982 a 0.999, y entre 0.946 a 0.997, indicando que los modelos PLS son una herramienta adecuada para controlar y analizar las condiciones operacionales en el recobro mejorado de crudos pesados.
Evaluación de la incertidumbre asociada al modelamiento petrofísico del campo Volve en la cuenca del Mar del Norte, Noruega
(Universidad Industrial de Santander, 2024-10-30) Martínez Vertel, José Jaime; Gambús Ordaz, Maika Karen; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
En el campo Volve, ubicado en el Mar del Norte, la Formación Hugin ha sido objeto de numerosos estudios debido a su complejidad geológica y su relevancia como reservorio productivo, además de la disponibilidad de su información al público, permitiendo diferentes actividades de aplicación de métodos petrofísicos y técnicas geoestadísticas en la construcción de modelos estáticos. El presente estudio tiene como objetivo principal evaluar cómo estas técnicas pueden contribuir a una caracterización del reservorio, lo que a su vez permite la toma de decisiones en la gestión del yacimiento; la simulación secuencial gaussiana, una de las técnicas clave utilizadas, ha sido implementada para mejorar la precisión de los modelos. En primera instancia, se tomó la información disponible en la literatura del campo Volve y se elaboró un modelo petrofísico 1D, haciendo la correlación con los datos de núcleo disponibles en el estudio; posteriormente, el análisis se enfocó en la elaboración de modelos 3D de las propiedades petrofísicas clave, como la porosidad y la permeabilidad, las cuales son determinantes para evaluar la calidad del reservorio, construidos a partir de la información de topes y trayectorias de los pozos. Una vez realizado esto, se procedió a utilizar el método geoestadístico de Simulación Gaussiana para poblar la información petrofísica mencionada previamente en las zonas del yacimiento lejanas a los pozos. Variar el Nugget y el Sill en la elaboración de Simulaciones Gaussianes no solo proporcionan una visión más precisa de la distribución espacial de las propiedades del yacimiento, sino que también permiten una mejor comprensión del comportamiento del reservorio, lo que es esencial para la optimización de su explotación. Finalmente, se llevaron a cabo una serie de simulaciones geoestadísticas con la misma probabilidad de ocurrencia, con el fin de generar diversos escenarios de las propiedades petrofísicas y se evaluó la probabilidad de ocurrencia de los diversos rangos de dichas propiedades, la variación en los parámetros del variograma en la creación del modelo 3D a partir de los topes de los pozos tienen una gran sensibilidad al momento de generar la población de la propiedad en específico, lo que permite que la incertidumbre asociada a la creación del modelo estático sea sumamente alta el cual es crucial tener en cuenta al momento de llevar a cabo actividades de explotación y de gerencia de los yacimientos.
Evaluación de propuesta conceptual para mejorar la eficiencia de inyección de agua en un patrón para un campo de crudo pesado de la cuenca de los llanos orientales a través del análisis y diagnóstico de variables de eficiencia definidas
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-06) Campo Aguirre, Janinne María; Valle Tamayo, Gustavo Andrés; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
La recuperación de petróleo a través de la inyección de fluidos en yacimiento ha sido uno de los métodos de recobro con mayor impacto en el incremento de la producción de petróleo en el mundo. Los pozos inyectores de agua tienen como finalidad recuperar el petróleo remanente al generar un barrido desplazando el aceite hacia los pozos productores. Sin embargo, este desplazamiento uniforme se puede ver perjudicado por las heterogeneidades del yacimiento, especialmente por grandes variaciones de permeabilidad, ocasionando reducción en la eficiencia volumétrica como producto de la recirculación del fluido inyectado en procesos de recobro secundario. El trabajo presenta la descripción y aplicación de gráficos diagnóstico de eficiencia que agrupan numerosas variables (tales como Factor de Recobro, Volúmenes Porosos Inyectados, Utilidad, VRR, WOR) en un campo colombiano de crudo pesado con inyección de agua, donde se permite comparar el desempeño de los diferentes patrones existentes en el campo. El seguimiento periódico de estas variables permite identificar y jerarquizar patrones de baja eficiencia y catalogarlos como críticos. Una vez identificados esos patrones, se procede a realizar un análisis a mayor detalle del perfil vertical del pozo inyector, y comportamiento de los pozos productores; con el fin de entender la dinámica del patrón. Con esto identificado, se procede a generar propuestas para optimizar y mejorar la eficiencia del patrón, con cambios en las condiciones de producción y la evaluación de implementación de inyección de geles poliméricos.
Caracterización petrofísica e identificación de unidades de flujo y su eficiencia, a partir de un modelo de litotipos. Caso de estudio: Campo en la cuenca Llanos Orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-08) González González, Juan Sebastián; Bejarano Wallens, Aristóbulo; De Bedout Ordóñez, Julián David
La generación de un modelo litológico integrando la información de núcleo, entendiendo que las características composicionales, texturales y diagenéticas controlan las características de producción del yacimiento, permite la generación de modelos petrofísicos mas asertivos, al poder generar relaciones y ecuaciones para cada grupo litológico. En cuanto al modelo petrofísico, el modelo de permeabilidad, el cual fue generado a partir de una regresión lineal múltiple, mostro un incremento del 15% en el coeficiente de correlación R2 al incluir la curva de litotipos en el cálculo. Las unidades de flujo identificadas a partir del grafico estratigráfico de Lorenz permitió identificar las mismas unidades de flujo en cada uno de los pozos, donde las unidades de flujo de mejores propiedades fueron clasificados como conductivas a superconductivas, con una contribución a la eficiencia del 87-89% a la capacidad de flujo y 50-59% a la capacidad de almacenamiento, asociadas a los litotipos 1, 2 y 5, los cuales presentan las mejores características como roca reservorio. Al realizar la integración de la curva de litotipos y la clasificación de tipos de rocas a partir de la ecuación de Pittman R65, se logró identificar la coherencia y la relación entre estas dos variables.
Metodología para la estimación del diámetro de invasión a partir de registros de resistividad
(Universidad Industrial de Santander, 2024-05-14) Vásquez Rodríguez, Mauro Francisco; Bejarano Wallens, Aristóbulo; Gambús Ordaz, Maika Karen
Descripción: A partir de la literatura actual, se analizó el proceso de invasión y las variables que influyen en el diámetro de invasión del fluido de perforación en la formación. Se identificaron factores como las características del lodo, su peso, la porosidad efectiva y las permeabilidades de la formación, así como los fluidos que saturan el medio poroso. Dado que las propiedades del lodo varían entre condiciones estáticas en superficie y dinámicas en el fondo del pozo, se concluyó que la estimación más precisa del diámetro de invasión se logra a través de registros eléctricos de resistividad. En este contexto, se presentaron los modelos empíricos utilizados para calcular el diámetro de invasión. Se propone una metodología basada en el modelo de Akram que emplea registros de resistividad. Este enfoque implica el desarrollo de una herramienta de software utilizando el lenguaje de programación Python y librerías especializadas en análisis y visualización de datos, integrando todas las variables relevantes. Para validar esta metodología, se compararon los resultados obtenidos con el método propuesto, el enfoque empírico y los datos proporcionados por la compañía de registros. Utilizando archivos (.las) de registros del campo Jandaia, en la cuenca del Reconcavo, disponibles en la página web de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) de Brasil, se demostró que el método propuesto es una excelente alternativa para estimar el diámetro de invasión cuando la compañía de registros no lo proporciona, además de servir como un método de control de calidad de los resultados obtenidos.
Evaluación de métodos de recobro eficientes para yacimientos de la cuenca del putumayo, formación Villeta, mediante un análisis de parámetros de roca y fluidos
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Gómez Yepes, Beatriz Elena; Franco Muñoz, Julian Andres
La Formación Villeta en la cuenca del Putumayo ha evidenciado una drástica caída de presión de yacimientos y disminución de producción por lo cual surgió la necesidad de la búsqueda de un método de recobro eficiente para aplicar en esta formación. En este trabajo de grado se inicia con una explicación de los principales métodos de recobro y de las características generales de la formación Villeta. Esta Monografía se desarrolló mediante la recopilación y análisis de parámetros de roca y fluidos de la formación Villeta específicamente para las arenas Villeta N y Caliza A de la cuenca del Putumayo para luego mediante el software ECOEOR realizar las corridas de Screening y analogías con otros campos del mundo y así seleccionar los métodos de recobro que se podrían aplicar a esta formación teniendo en cuenta las condiciones de Roca Fluido. Se realizó el análisis de resultados de analogías donde se determina que el campo con mayor analogía en el mundo para la formación Villeta en la arena N y Caliza A, es el campo Quarantine Bay operado por la empresa Gulf E&P en Estados Unidos con el proceso de recobro WAG, en el análisis de las corridas de screening se obtiene que los métodos de recobro de inyección de gas e inyección de agua son los que arrojaron mayor puntaje y que podrían ser aplicados a esta formación de la cuenca del Putumayo
Estrategia de mejoramiento de la producción para dos campos a partir de escenarios de evaluación de variables del yacimiento
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Montufar Fonseca, Luis Carlos; Mendez Montero, Juanita Maria; Botett Cervantes, Jesus Alberto
El incremento de producción como resultado de la administración del yacimiento se dificultan debido a que los proyectos de mejor potencial ya fueron explotados dejando en la lista únicamente proyectos de alto riesgo. Las dos compañías no cuentan con una estrategia propia para obtener proyectos viables de mejoramiento y priorizar el impacto de las variables que caracterizan el yacimiento. La falta de esta estrategia en el proceso genera grandes pérdidas de tiempo evaluando información sin propósito y pérdidas económicas a la empresa, por lo tanto, es importante entender que al no tener una metodología que viabilice escenarios de mejoramiento las compañías seguirán dilatando la recuperación de sus reservas año a año. Esta monografía presenta una estrategia de mejoramiento de la producción de dos campos a partir de
Evaluación técnica del impacto de las fracturas en la producción de petróleo y arena en un campo ubicado en la cuenca del vsm
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Maldonado Amaya, Diana Marcela; Castellanos, Diego
El campo de estudio corresponde a un anticlinal que hacia el norte pierde su flanco posterior, es unaestructura compartimentalizada en bloques estructurales separados por fallas. Existen evidencias dela presencia de fracturas naturales en los registros eléctricos, en el comportamiento de producción ylas pérdidas de circulación. Adicionalmente históricamente ha producido arena lo que ha generadoproblemas y constantes intervenciones en los primeros meses de producción. Se han llevado a cabo estudios relacionados con la caracterización de fracturas, y a pesar de tenerparte de la producción histórica reportada de arena no se ha integrado esta información. Con elobjetivo de mejorar el entendimiento del yacimiento se realiza un análisis estadístico incorporandoinformación estructural del campo, diseño de pozos, propiedades de la formación y la informaciónde fracturas evaluando su impacto en la producción de petróleo y arena. Para el desarrollo del campoes importante establecer con exactitud el índice de productividad con el objetivo de realizar el diseñode la bomba y para calcular la promesa de valor, así mismo es importante saber si el pozo produciráaltos volúmenes de arena en su etapa inicial para la definición de tipo, diseño y tamaño de la bombay los alistamientos en superficie para las pruebas iniciales. En este trabajo se desarrolla una herramienta de análisis que ayudara en la construcción del plan dedesarrollo usando modelos predictivos para el índice de productividad y la producción de arena.Estos modelos se validaron con los pozos usados para su construcción, adicionalmente se corrieronen dos pozos del plan, variando el espesor a cañonear y la inclinación del pozo obteniendo mapasprescriptivos que sirven como una guía cualitativa. También se corrieron los modelos en 4 workoversa ejecutar, dándonos una idea de los valores de producción de petróleo y arena.
Evaluación de la variabilidad en la capacidad de flujo de diferentes unidades identificadas dentro de una misma formación productora mirador en un campo de crudo pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Cárdenas Oycata, Juan Andrés; García Duarte, Hugo Alejandro
En un campo en producción que tiene diferentes unidades de flujo identificadas geológicamente durante la etapa de perforación y desarrollo, se evidenció durante una corrida de registros de producción que, la productividad esperada en una de las unidades no correlacionaba con los datos petrofísicos o de producción histórica del campo. Se llevó a cabo una evaluación petrofísica de todos los pozos del campo con base en modelos de arcilla, porosidad y permeabilidad sin obtener una explicación a las diferencias de potencial de flujo observadas. Por tal razón, se utilizó la teoría de indicadores de zona de flujo e índices de calidad de yacimiento, con lo cual se evidenció que, a pesar de tener buenas características petrofísicas a lo largo de la arena productora, y de observar similitud en las interpretaciones petrofísicas y los respectivos modelos entre los pozos productores, existen áreas dentro del campo que difieren en su potencial de flujo. Finalmente se procedió a identificar las zonas que deberían ser cerradas para mejorar la relación crudoagua del campo, usando para tal fin las curvas de flujo fraccional de la arena productora, para así conocer que zona tiene la menor saturación de crudo disponible y a su vez aporta la menor cantidad de fluido
Caracterización estática de las arenas productoras de un campo en los llanos orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Báez Suarez, Elkin Yesid; Pérez García, laura Elena; Flórez Anaya, Alberto
Análisis de distribución de producción, en un sector de un campo de crudo pesado con inyección de agua, usando software Sahara
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Rodríguez Patiño, Nayath Mercedes; Cepeda Moya, Diego
El inestable precio del crudo, el constante aumento de los costos de producción, el agotamiento de la energía en los yacimientos más importantes del país y la continua búsqueda de la rentabilidad, son aspectos que motivan a buscar la eficiencia en los métodos de explotación y arriesgarse en contra de teorías y prácticas para implementar métodos de recobro que aumenten la vida útil de los campos petroleros existentes en Colombia. La inyección de agua es un método sobresaliente entre los procesos de inyección de fluidos, al cual se le debe el elevado nivel actual de producción y de reservas en el país y esto debido a múltiples características que lo favorecen como lo es: la relativa agilidad de implementación a nivel de infraestructura, la facilidad con la que se inyecta debido a la carga hidrostática que se logra en el pozo de inyección, la asequible disponibilidad del agua, la relativa sencillez con que el agua se transporta a través de una formación y la eficiencia del agua para el desplazamiento de aceite. Incluso aplicando inyección de agua en condiciones extremas, como es en crudos extra-pesados, se obtienen resultados que están más allá de lo que indica la teoría. Debido a que el proceso de inyección de agua en crudo extra-pesado tiene varias dificultades entre ellas la eficiencia del desplazamiento y economía, es indispensable conocer la distribución de fluidos durante la inyección de agua en un yacimiento multicapa con la cual se pueda predecir el comportamiento de la producción de aceite. Este trabajo plantea una metodología con la cual será posible conocer la distribución de fluidos durante la inyección de agua en campos multicapa, haciendo esta técnica IOR más eficiente en crudos extra-pesados, beneficiando a todos los interesados, y planteando la posibilidad de implementar esta técnica en otros yacimientos marginales por su crudo extra-pesado y baja rentabilidad, además de ampliar el limite técnico-económico de uno de los yacimientos más importante para él país.
Modelo de simulación numérica que represente y ajuste históricamente con la producción de los campos mn, ro y tq
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Forero Gómez, Alejandra; Gambús Ordaz, Maika Karen; Esteban Mogollón, Luis Alfonso
Los modelos de .simulación numérica de yacimientos son una herramienta valiosa que permite a la compañía que gerencia varios campos, tener una idea más clara sobre la predicción del comportamiento de los campos y yacimientos en cuanto a la producción de hidrocarburos y el plan de explotación que se ajuste a las necesidades de este. Bajo esta premisa y teniendo en cuenta que para los campos Mn, Ro y Tq no se había desarrollado antes un estudio dinámico, se planteó el modelo de simulación numérica que represente y ajuste históricamente con la producción de los campos anteriormente mencionados. A partir de la previa construcción del modelo estático se representó entonces la interacción roca fluido, se estimaron los volúmenes originales en sitio y los volúmenes recuperables, se realizó el ajuste histórico de los fluidos de los campos y se desarrolló un escenario base de predicción de estos fluidos de los campos de estudio. Los resultados obtenidos son de gran utilidad para la compañía para la toma de decisiones y de inversiones en el campo para su desarrollo.
Identificación de áreas potenciales para desarrollar un piloto de inyección de agua mediante la evaluación analítica de distintos escenarios de inyección en un campo de crudo pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Amaya Bohórquez, Miguel Isnardo; Mantilla Villamizar, Jorge
Este trabajo ha sido desarrollado con el propósito de brindarle al lector herramientas adicionales que le permitan robustecer los análisis de selección de áreas potenciales para desarrollar la inyección de agua en yacimientos de crudo pesado. Se realiza un análisis de los parámetros de yacimiento y operacionales más relevantes en el éxito de procesos de inyección de agua de acuerdo con investigaciones de distintos autores a nivel mundial. De esta forma se busca recopilar las principales recomendaciones para diagnosticar la viabilidad de desarrollar inyección de agua en crudo pesado. Se citan además algunos casos reales de inyección con el objetivo de soportar el rendimiento de la tecnología y su desempeño exitoso. Seguidamente se analiza el potencial de la inyección de agua para el campo en estudio mediante un análisis de los parámetros de yacimiento y operacionales previamente definidos. Una vez establecido un potencial se realiza la evaluación y selección del área más adecuada para desarrollar el piloto de inyección de agua mediante un análisis integral que involucra características estructurales, petrofísicas, estratigráficas, integridad de pozos y producción de petróleo, gas y agua. Posteriormente se generan los distintos escenarios de inyección sensibilizando la configuración del patrón, arenas a inundar y caudales de inyección en términos de volúmenes porosos inyectados por año. Por último, se realiza la simulación analítica de cada uno de los escenarios planteados y se analizan los resultados en términos de volumen incremental y factor de recobro.
Metodología para la estimación areal de propiedades petrofísicas mediante el uso de técnicas geoestadísticas
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Domínguez Muñoz, José Joaquín; Gambús Ordaz, Maika Karen
Se presenta una metodología para estimar la distribución areal de propiedades petrofísicas, la cual se basa en la prueba Gamma, un algoritmo que estima el Error Cuadrático Medio (ECM) de una variable dependiente, para este caso la prueba Gamma se aplica a registros geofísicos de porosidad: densidad (RHOB), neutrón (NPHI) y sónico (DT) de pozos perforados en la provincia de Alberta en Canadá. La prueba Gamma muestra el registro de densidad (RHOB) con el menor ECM en 9 de los 19 pozos seleccionados. A partir de este registro se calcula la porosidad, se incluyen las correcciones ambientales de diámetro de pozo, densidad de matriz y densidad de fluido de perforación, se realiza el cálculo de porosidad efectiva corrigiendo el efecto por volumen de arcillas (Vsh) y distribución de estas en el yacimiento. Luego mediante la implementación de técnicas geoestadísticas se construye el semiovariograma experimental para la porosidad efectiva, el cual se ajusta a un modelo esférico, con este modelo es poblada la malla en los sectores donde no se tiene información. Finalmente, al calcular la permeabilidad empleando los métodos empíricos de Timur, Tixier y Cotes se encuentra que, de los tres métodos, el de Timur presenta los mayores valores de permeabilidad, por el contrario, el de Coates los menores. Se emplea el software libre y de código abierto Rstudio para todos los cálculos, incluido el Análisis exploratorio de los Datos con el cual se logra tener una primera aproximación de las densidades litológicas y tipo de fluido presente en el yacimiento.
Propuesta de una metodología para la evaluación de la viscosidad de emulsiones de agua en crudos extrapesados
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Jaimes Rodríguez, Juan Carlos; Cañas Marín, Wilson Antonio
Este documento plantea una metodología experimental para la medición de la viscosidad de crudo pesado, extrapesado y sus emulsiones a partir de un viscosímetro capilar adaptado de equipos y materiales de uso habitual en un laboratorio PVT convencional. La propuesta se basa en efectuar las mediciones de viscosidad bajo condición isotérmica y flujo capilar que permitan evaluar el fluido en diferentes tasas de corte y en amplios rangos de presión. Mediante revisión bibliográfica y pruebas preliminares, se estableció que la ecuación Hagen-Poiseuille relaciona de manera adecuada la viscosidad y los parámetros de operación del equipo capilar configurado. El desarrollo de la metodología se aseguró mediante pruebas de validación que determinaron la consistencia y el grado de confiabilidad de las mediciones de viscosidad con respecto a técnicas estandarizadas y materiales de referencia certificados.
Predicción del comportamiento de producción del plan de desarrollo para un sector de un campo maduro sometido a un proceso de inyección de agua del valle medio del magdalena, mediante la creación de un modelo dinámico robusto
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Falla Porras, Juan Pablo; Gambus Ordaz, Maika
En esta monografía se presenta la construcción de un modelo dinámico robusto para un campo maduro sometido a un proceso de inyección de agua, en este se resume todos los pasos que se sugieren como metodología para tener un modelo confiable, desde el análisis de los diferentes modelos necesarios para la simulación numérica hasta el proceso de ajuste histórico, predicción y análisis de los resultados. Este trabajo permitió entender y aterrizar mejor el comportamiento de producción de un yacimiento sometido a inyección de agua producto de la implementación de un plan de desarrollo para un sector del campo con lo cual se decidió acelerar las campañas de perforación para los pozos con mejor comportamiento de lo esperado y reevaluar los pozos de bajo rendimiento y tomar las respectivas acciones para poderlos llevar de la contingencia al desarrollo.
Estudio conceptual de factibilidad del método de recobro químico de polímeros a aplicar en un campo de petróleo de ambiente fluvio-deltaico en el Catatumbo
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Poveda Huertas, Iván Darío; Montoya Moreno, Juan Manuel
El estudio conceptual de la factibilidad del método de recobro químico de polímeros a aplicar en un campo de petróleo de ambiente fluvio-deltaico en el Catatumbo, permitió establecer la convergencia de elementos estructurales y estratigráficos de evolución tectónica que conformaron la cuenca del Catatumbo, adicionalmente se realizó una descripción y ubicación de la estructura del campo de estudio dentro de la cuenca del Catatumbo y los principales yacimientos de petróleo que lo conforman asociados al sistema petrolífero del campo. También se hace una descripción de las características de los yacimientos de petróleo de ambientes fluvio-deltaico en el cual existe una conjugación de la alta productividad orgánica en las zonas costeras afectada por los afluentes de ríos y a la presencia de depósitos de arena en las entradas fluviales, para analizar el comportamiento de producción e inyección con respecto a las unidades de flujo del campo del Catatumbo. Después se hace una breve descripción de los diferentes procesos o técnicas del recobro químico mejorado o terciario de petróleo CEOR (Chemical Enhanced Oil Recovery) entre estas la inyección de polímeros, las cuales son utilizadas para la recuperación de petróleo residual que se encuentra en un yacimiento, para hacer una revisión de los campos petróleo de ambiente fluvio-deltaico en donde se han implementado la inyección de polímeros como método de recobro químico, adicionalmente se realiza un esquema de características y propiedades de los campos analizados y el campo del Catatumbo.
Análisis de la viabilidad de aplicación de la tecnología captura de carbono y almacenamiento geológico en yacimientos de hidrocarburos depletados en Colombia
(Universidad Industrial de Santander, 2024-02-09) Medina Martínez, Samuel; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; García Duarte, Hugo Alejandro
El cambio climático es un problema global que requiere una acción urgente. La industria petrolera, responsable del 72% de las emisiones globales, necesita implementar estrategias para reducir su impacto mientras se desarrolla la transición a energías limpias. La captura y almacenamiento de carbono (CCS) es una tecnología que puede ayudar a reducir las emisiones de la industria petrolera. La tecnología CCS captura el CO2 de grandes fuentes fijas y lo almacena en formaciones geológicas. Se ha probado tecnológicamente, pero aún existen riesgos y altos costos, especialmente en la etapa de captura. Sin embargo, la CCS puede generar emisiones negativas, lo que es crucial para frenar el calentamiento global. La CCS a nivel global es una herramienta que puede contribuir a la lucha contra el cambio climático, pero se necesita más investigación y desarrollo para que sea una solución viable a largo plazo. Colombia tiene potencial para almacenar CO2 en yacimientos depletados de petróleo y gas. Sin embargo, se necesitan estudios específicos para identificar las formaciones geológicas adecuadas. Implementar la CCS en Colombia aún es prematuro debido a los riesgos técnicos, altos costos, falta de regulación y pocos incentivos fiscales y a pesar de que la tecnología CCS es prometedora para reducir las emisiones de la industria en general, aún existen grandes desafíos que superar antes de que pueda implementarse a gran escala en Colombia.

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