Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos

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    Simulación mediante dinámica molecular de la interacción entre nanomateriales y el principal componente de hidratación del cemento para el mejoramiento de propiedades mecánicas
    (Universidad Industrial de Santander, 2024-04-26) Muñoz Arias, Tatiana Milena; González Silva, Germán; Zapata Orduz, Luis Eduardo; Ramírez Caballero, Gustavo Emilio; Mejía Ospino, Enrique; Betancur Márquez, Stefanía
    La cementación es una operación crítica en la industria petrolera. Diferentes factores pueden afectar el desempeño mecánico del pozo dadas las condiciones severas de presión, temperatura y exposición en ambientes hostiles a las que se somete el cemento dentro pozo. Sin embargo, para comprender el desempeño mecánico del material a escala macro, se necesita comprender también su comportamiento molecular. El objetivo de este trabajo es evaluar la efectividad de nanopartículas como refuerzo dentro de una estructura de silicato de calcio hidratado o gel C-S-H, principal producto de hidratación del cemento Portland mediante la técnica de dinámica molecular, lo cual permitiría la predicción de propiedades mecánicas, además de una evaluación cuantitativa de los cambios en las principales propiedades elásticas del sistema como módulo de Young, Shear, Bulk, y coeficiente de Poisson de un modelo base con respecto a un modelo influenciado por los sistemas nanoestructurados propuestos en este estudio. La metodología de esta investigación se basa en la construcción y validación del modelo base con tres diferentes tipos de relaciones calcio/ silicio 1.6, 1.7 y 1.8 típicas de un cemento Portland, además de la variación en la relación de agua/silicio de 1.2, 1.4, 1.6, 1.8 y 2.0. Considerando los resultados obtenidos con el gel C-S-H y al incluir la lámina óxido de grafeno, las propiedades elásticas se modificaron de la siguiente manera: La adición de las láminas al gel generó un aumento considerable en todas sus propiedades, el mayor aumento se presentó en el módulo de Voight Bulk con un 40.80% de mayor resistencia, por otra parte, el aumento de menor magnitud se dió en el módulo de Voight Shear con un incremento del 18.26%. La adición del silicio al gel C-S-H también condujo a una mejora de sus propiedades mecánicas, en este caso el mayor incremento se produjo en el módulo de Bulk Reuss correspondiente a un 19,99%. Por otro lado, el menor aumento en el módulo de Shear Reuss con un 0,49%.
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    Evaluación experimental de la inyección de surfactantes en la formación Mugrosa, mediante el estudio de la adsorción y su impacto en la eficiencia de desplazamiento de crudo
    (Universidad Industrial de Santander, 2024-04-26) Mendoza Ramírez, Christian David; Gambús Ordaz, Maika Karen; Mercado Ojeda, Ronald Alfonso; León Bermúdez, Adán Yovani; Carrillo Moreno, Luis Felipe
    En Colombia, la Formación Mugrosa es el tercer yacimiento más grande del país en términos de OOIP con un valor de 10.2% con respecto a las reservas probadas y donde no se implementa recobro químico a base de surfactantes, debido a la utilización de métodos convencionales como inyección de agua. Los surfactantes, basados en su propiedad de reducir la tensión interfacial entre el petróleo crudo y el agua, son una aplicación potencial de la recuperación química mejorada de petróleo (CEOR); sin embargo, la alta tasa de retención de surfactantes asociada a la adsorción y a la complejidad mineralógica genera una limitación en la eficiencia de desplazamiento del crudo. Este trabajo de investigación presenta una evaluación experimental de surfactantes para muestras de la Formación Mugrosa, teniendo en cuenta la composición mineralógica y petrofísica de la roca, el estudio de la adsorción estática-dinámica y su eficiencia de desplazamiento de crudo; las muestras de rocas evaluadas están compuestas por un 27% de minerales arcillosos, donde predominan la caolinita y la clorita por su capacidad de intercambio catiónico (CIC) responsables de la adsorción, que afecta la inyección de los surfactantes, producto de los minerales abundantes con alta capacidad de intercambio catiónico como Caolinita (Al2Si2O5(OH)4) y Clorita (Mg2.5Fe1.65Al1.5Si2.2 Al1.8O10(OH)8), que aportan ambientes de cargas negativas asociadas a la naturaleza elemental., entre otros tipos de rocas sedimentarias identificadas durante los análisis experimentales de petrofísica, difracción de rayos X (XRD) y espectrometría electrónica de barrido (SEM). La cantidad de tensioactivos adsorbida en minerales de roca arcillosa se miden mediante espectroscopia ultravioleta-visible (UV-vis) con una adsorción estática promedio de 0.7 g/g de roca, donde existe una máxima capacidad de adsorción del sustrato rocoso debido al contacto directo de los surfactantes a lo largo de toda el área superficial durante un tiempo prolongado de 24 horas en comparación con la adsorción dinámica dada en un valor de 0.26 g/g roca. Sin embargo, en las pruebas de desplazamiento a condiciones de yacimiento a 140°F y con salmuera de 9330 ppm, la inyección del producto de surfactantes identificado como EOR50 en el medio poroso, alcanza una eficiencia de desplazamiento de petróleo del 6% adicional de crudo residual que permanece sin desplazar después de la inyección de agua en las muestras de roca Berea y Formación Mugrosa, demostrando una potencial aplicación de recuperación mejorada en mineralogías complejas como la Formación Mugrosa y a su vez, generando una disminución significativa en el valor de la tensión interfacial en el crudo de 49.61 mN/m a 0.1 mN/m medido a 140 ºF y un mecanismo de desplazamiento para la producción del crudo.
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    Modelo de saturación de agua evaluado con la aplicación del método de descomposición en valores singulares (SVD). Caso: Formación Mirador, Llanos Orientales, Colombia
    (Universidad Industrial de Santander, 2024-05-03) Orozco Cujia, María Claudia; Bejarano Wallens, Aristóbulo; Ariza León, Emiliano; Martínez Rey, Ramiro; Pérez Carrillo, Édgar Ricardo; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
    La determinación precisa de la saturación de agua es fundamental para estimar los volúmenes de fluidos en los yacimientos y así lograr una mejor caracterización de los hidrocarburos en el yacimiento. Sin embargo, existen muchos métodos disponibles para estimar la saturación de agua en formaciones, aunque estos modelos tienen limitaciones y sus parámetros de entrada a menudo no están disponibles. En consecuencia, esto conduce a saturaciones de fluidos subestimadas o sobrestimadas. Es decir, en Colombia un campo ubicado en los Llanos Orientales con unidad productora la Formación Mirador, presenta información de campo con datos subestimados de Sw y para responder a esa inquietud se esboza el presente proyecto de investigación delimitado por una metodología que es el engranaje del orden lógico de sus respectivos objetivos iniciando con el análisis de los modelos de saturación de agua alternativos mediante la integración informativa de registros y núcleos de pozos, identificando las variables críticas y seleccionando aquellos que sean válidos para el cálculo de Sw. Seguidamente, la comparación de los modelos Sw para una formación compleja con hidrocarburos pesados; posteriormente se modela en términos adaptativos la ecuación representativa resultante, a partir de la formulación en términos matemáticos y técnicos definiendo un modelo propuesto de Sw para la Formación Mirador, finalizando con el análisis de los datos del modelo de Sw propuesto evaluado con el método SVD y en consecuencia como resultado esperado la definición de un modelo de saturación de agua y validado con el método de descomposición en valores singulares (SVD) que permita estimar la fracción de agua e hidrocarburos en la Formación Mirador de los Llanos Orientales.
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    Modelo analítico de predicción de la producción de petróleo en procesos de inyección cíclica de vapor con pozos horizontales en yacimientos de crudo pesado
    (Universidad Industrial de Santander, 2020) Gómez Gualdron, Max Bradley; Rodriguez Castelblanco, Astrid Xiomara; Padilla Reyes, Jorge Mario; Ferrer Gonzalez, Jose Chiquinquira
    El presente trabajo de investigación tiene por objetivo principal determinar un modelo analítico para predecir la producción de petróleo en procesos de inyección cíclica de vapor con pozos horizontales en yacimientos de crudo pesado, el cual, para hallarlo se empieza por adoptar un modelo caso base, después se procede a determinar las variables operacionales y de yacimiento que más influyen mediante la herramienta CMOST, ajustándose de manera aceptable a más de 50 modelos numéricos según las curvas proxys y finalmente se modifica el modelo analítico propuesto por Gunadi en 1999. El modelo analítico de Gunadi se compara con el modelo caso base, mostrando alta desviación para la producción de petróleo y agua, sin embargo, dado el análisis en CMOST se determinó que la saturación de agua es una de las variables más influyentes en la producción y mediante un análisis del método que Gunadi uso para determinarla, se halla que el cálculo es poco acertado, modificándolo para el nuevo modelo analítico, después se analiza la caída de presión y se concluye que Gunadi sobre valora la presión que el yacimiento experimenta al inyectarle vapor y producirlo, por lo cual, con ayuda de la producción en frio se agrega un factor de corrección en el cálculo relacionado con la presión del yacimiento cuando se produce líquido, mostrando un mejor ajuste en el cálculo de producción y acumulado de agua y petróleo, concluyendo el presente modelo analítico como válido según el modelo caso base.
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    Evaluación del colapso prematuro de casing en pozos desviados mediante simulación con elementos finitos
    (Universidad Industrial de Santander, 2020) Villabona Camacho, Jhoao Alexander; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
    El casing es un componente esencial en un pozo, es la principal barrera estructural que impide el flujo descontrolado de fluidos del subsuelo a superficie y constituye el canal de producción de petróleo y gas durante la vida operativa del pozo. Una falla de casing tiene implicaciones económicas, un alto impacto ambiental y excesivos tiempos no-productivos (NPT) en operaciones remediales. Estadísticas de pozos convencionales y no-convencionales, en países productores muestran que aproximadamente el 7% de los pozos tienen al menos una forma de falla de integridad (Davies et al., 2014). Para mitigar estos problemas se han establecido ciertas prácticas siguiendo las normas de diseño API, y estrictos programas de operación. Pero a pesar de estas precauciones se ha observado colapsos casing prematuros en pozos desviados. Debido a la recurrencia en el problema se han realizados esfuerzos por establecer técnicas que permitan evaluar la integridad del casing de una forma más acertada, siendo la simulación numérica la más adecuada para evaluar el colapso de casing en pozos desviados (Xi et al., 2018). Por tal motivo en esta investigación se evaluaron numéricamente los efectos que ejercen parámetros como el desgaste y la ovalización en la integridad del casing, con el objeto de determinar el grado de afectación y su injerencia en los colapsos prematuros de casing. Resultados obtenidos muestran que los efectos de deformación en los tubulares durante la corrida en pozo, así como su desgaste por acción mecánica disminuyen la resistencia del material hasta un 30% tempranamente.
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    Modelo predictivo de la tasa de flujo a partir del análisis prospectivo de las propiedades de la roca y el fluido
    (Universidad Industrial de Santander, 2020) Murcia Blanco, Cristian Alejandro; Montes Páez, Erik Giovany; Prada Velasquez, Alvaro
    En la industria de los hidrocarburos es de vital importancia conocer y cuantificar la cantidad de fluidos presentes en el yacimiento, su producción y su comportamiento a futuro. Bajo esta necesidad, durante más de un siglo se han buscado y desarrollado soluciones analíticas que permiten estimar el valor de la tasa de producción futura de un campo o un pozo basado en su historia de producción, todo esto con el fin de predecir el momento donde el pozo dejaría de ser rentable, estimar los ingresos que se obtendrán durante la vida productiva del pozo y prever posibles intervenciones de mejora, estas soluciones analíticas se en encuentran fundamentadas en procesos matemáticos o gráficos que no incluyen características del yacimiento o el tipo de fluido, con base en esta necesidad se propone un modelo predictivo fundamentado en la ley de Darcy, que modela el comportamiento del flujo de fluidos en el yacimiento y contempla características de la roca y el fluido, el pronóstico es realizado por medio de una metodología se propone la variación de algunas propiedades y se evalúan con respecto a la depleción del pozo en cuatro pozos de un campo colombiano, los resultados son comparados con los obtenidos por software comerciales como OFM y Decline R.
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    Efecto del flux de aire y las propiedades del medio poroso sobre la cantidad de combustible depositado en un proceso de combustión in situ
    (Universidad Industrial de Santander, 2018) Pinzon Diaz, Alberto Raul; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Bottia Ramirez, Hernando
    En la presente investigación se estudió el efecto del flux de aire inyectado y las propiedades del medio poroso: presión, porosidad, saturación de aceite, saturación de agua y saturación de gas sobre la cantidad de combustible depositado en un proceso de combustión in situ para un sistema roca-fluido colombiano. Para ello, se realizaron pruebas de laboratorio, usando el reactor tubo de combustión para evaluar el rendimiento del proceso variando las propiedades anteriormente mencionadas; y, además se calculó la cinética de las reacciones involucradas en el proceso a partir de resultados obtenidos de pruebas realizadas en la unidad de oxidación con rampa de temperatura (RTO por sus siglas en inglés). Posteriormente, se realizaron modelos de simulación numérica de yacimientos usando las herramientas computacionales de la compañía CMG, los cuales fueron validados a partir del ajuste histórico de los resultados obtenidos en las pruebas experimentales, para finalmente evaluar un mayor número de escenarios modificando las propiedades en los rangos establecidos para el sistema roca fluido. Los resultados de los escenarios simulados fueron presentados en una tabla que contiene las diferentes combinaciones de propiedades y el respectivo valor de combustible depositado para cada uno de los escenarios. Por otra parte, los resultados obtenidos a nivel experimental demostraron que valores de flux de aire inyectado superiores a 26.3695 m3/(m2*h) favorecieron la depositación de mayor cantidad de combustible, mientras que, el valor de flux de aire inyectado óptimo estuvo entre 20.2276 m3/(m2*h) y 26.3695 m3/(m2*h).
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    Efecto de la presión en la cinética de reacciones asociadas a procesos de combustión in situ a partir de pruebas RTO para un crudo pesado colombiano
    (Universidad Industrial de Santander, 2018) Pabon Acevedo, Yohan Harley; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Padilla Reyes, Jorge Mario; Trujillo Portillo, Martha Liliana
    El comportamiento oxidativo de un crudo pesado colombiano es estudiado para evaluar la viabilidad de un proceso de Combustión In Situ (CIS). Teniendo en cuenta que la presión del yacimiento ha cambiado considerablemente con el tiempo, es necesario evaluar el efecto que tiene la presión sobre las velocidades de reacción en el proceso de CIS. En este estudio, se llevan a cabo experimentos de RTO con análisis de gases efluentes. Para evaluar la influencia de la presión, se realizaron tres sets de pruebas a diferentes valores de presión, y cada conjunto se evaluó a diferentes rampas de temperatura. Una vez que se obtuvieron los datos experimentales, se aplicó el análisis de isoconversional, para obtener la huella digital o fingerprint del aceite en cada grupo de experimentos, lo que permitió identificar la influencia de la presión sobre la cinética de la reacción. Finalmente, el modelo cinético determinado es validado mediante una herramienta de simulación numérica. El estudio presentado en este trabajo permite construir descripciones cinéticas con la capacidad de modelar el proceso de CIS bajo condiciones dinámicas de presión del yacimiento. Así mismo la metodología empleada en esta investigación, puede ser replicada para la evaluación de otros crudos bajo condiciones de yacimiento diferentes.
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    Estudio de un proceso de inyección de polímero mediante pruebas de desplazamiento con tomografía computarizada
    (Universidad Industrial de Santander, 2018) Moreno Diaz, Daniel Fernando; Rodriguez Castelblanco, Astrid Xiomara
    La presente investigación describe y analiza la inyección de polímero determinando la adsorción dinámica y valores de factor de resistencia y resistencia residual además del comportamiento del mismo en el medio poroso mediante perfiles de densidad y saturación en cada etapa de inyección obtenida mediante tomografía computarizada. Por otra parte la determinación visual mediante imágenes CT de la eficiencia volumétrica del polímero a diferentes concentraciones de inyección fue realizada. Finalmente el incremento en el recobro obtenido por el bache de solución polimérica fue analizado mediante balance de materia y a través de las imágenes de tomografía computarizada. La prueba de desplazamiento con tomografía integrada se desarrolló a una muestra berea a temperatura ambiente. Se efectuaron múltiples escaneos con un espaciado de 5mm durante el proceso de restauración de saturaciones, inyección de agua e inyección de polímero. Se inyectaron cerca de 2.5 volúmenes porosos de agua asegurando así una etapa madura para una posterior inyección de polímero a una concentración de 1000 ppm y 2000 ppm. El primer bache de solución polimérica a una concentración de 1000 ppm alcanzo un recobro incremental del 13% y una disminución en la saturación de aceite del 20% en la zona inicial de la muestra. La tomografía computarizada permitió apreciar un aumento de densidad y una disminución en el perfil de saturación en la zona inicial entre los 2 y 6 cm de longitud; esto se atribuye al efecto marcado del polímero, el cual desplazó el aceite presente por otra parte durante la inyección del segundo bache de polímero a mayor concentración no se observó una producción significativa de aceite, por lo que no se evidenció ningún cambio en la distribución de densidades y saturaciones a lo largo de la muestra.
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    Evaluación de los modos de falla breakout y exfoliación en la pared del pozo mediante simulación numérica y pruebas de laboratorio
    (Universidad Industrial de Santander, 2018) Palencia Muñoz, Miguel Fernando; Calderón Carrillo, Zuly Himelda
    Reducir los tiempos no productivos durante la perforación, relacionados con problemas de estabilidad de pozo es de gran importancia para la industria de los hidrocarburos; por lo que, un buen análisis geomecánico, en el cual se estudien los mecanismos que generan los modos de falla breakouts y exfoliación en la cara del pozo, es esencial para determinar los controles adecuados que ayudaran a mitigar problemas de estabilidad durante la perforación. Por tal razón, este trabajo de investigación busca evaluar las condiciones en que los breakouts y la exfoliación puedan ser originados por otros modos de fallas a los reportados por la literatura. Con este estudio se espera contribuir con una mayor comprensión de los fenómenos físicos que originan las fallas por breakouts y exfoliación en la cara del pozo, e indirectamente un mejor ajuste y calibración en los modelos geomecánicos, que permitan disminuir costos en el control de problemas de inestabilidad durante la perforación y definir una mejor trayectoria a perforar. Por tal motivo se evaluará el comportamiento de las fallas tipo breakout y exfoliación bajo los tres regímenes de esfuerzo, normal, transcurrente e inverso, así como la dirección en la que actúan y las condiciones en las que se generan.
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    Predicción de la generación de H2S asociada a la implementacion de vapor en procesos de recobro térmico a través del modelamiento numérico de un patrón característico de inyección
    (Universidad Industrial de Santander, 2018) Castillo Cubillos, Angel Mauricio; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Salazar Barrero, Helmut
    La inyección de vapor es el método de recobro térmico más efectivo en la extracción de petróleo pesado en el mundo. La madurez de los proyectos de inyección cíclica en el país y la necesidad de generar un cambio tecnológico para continuar con las proyecciones de recuperación de petróleo en la cuenca del VMM, establecen las condiciones adecuadas para el arribo de la inyección continua de vapor en Colombia. Los fenómenos cinéticos, la producción de gases ácidos como el H2S y el impacto en el sistema de producción no son considerados en los estudios de factibilidad técnica durante la evaluación de la implementación tecnológica, lo que representa una amenaza para su aplicabilidad. Para ello se construirá un modelo cinético que permita establecer la proyección de producción de sulfuro de hidrógeno y evaluar mediante simulación numérica el efecto que las variables operacionales y de diseño de un patrón de inyección ejercen sobre la producción de H2S. Este modelo representa una alternativa para el control de los volúmenes generados de H2S a partir de la operación. Los resultados sugieren que las tasas de inyección, el espaciado entre los pozos y los patrones geométricos de inyección son variables que tienen una influencia significativa en la producción de H2S. Por lo tanto, se propone un ajuste en dichas variables como una estrategia para el control de H2S asociado con la implementación de la tecnología.
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    Desarrollo de un modelo numérico para flujo multifásico en estado estable para sistemas de recolección de crudo
    (Universidad Industrial de Santander, 2018) Valle Tamayo, Gustavo Andres; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique
    Un nuevo algoritmo solución para analizar flujo bifásico en redes de recolección de crudo, desde cabeza de pozo hasta separador, es presentado. Este algoritmo es adoptado en un modelo computacional por medio de la programación orientada a objetos. Se fundamenta en la resolución en marcha de las variables hidráulicas, siendo una modificación al propuesto inicialmente por Tian & Adewum. Para su ejecución, no hay necesidad de generar arreglos matriciales complejos, ya que adopta el esquema de las reglas de Kirchhoff. Asimismo, se modificaron algunas correlaciones de flujo, para que se adaptaran al algoritmo propuesto. En adición, se plantea un modelo jerárquico para modelar la transmisión de los fluidos por la red de flujo. Esta metodología se ha implementado utilizando una colección de clases en java para el modelado estructurado de sistemas altamente no lineales, a través de la jerarquización de variables, clases y subclases como componentes de un modelo. Esta investigación presenta una aplicación funcional de la metodología orientada a objetos para modelar una red de transmisión de fluido bifásico (i.e. gas, líquido). Los resultados derivados de la herramienta desarrollada fueron comparados con un software comercial, y se encuentra que el algoritmo propuesto tiene un buen desempeño respecto a esta. El modelo computacional fue desarrollado bajo los estándares de HCI (i.e. Human Computer Interaction) para garantizar un software amigable e intuitivo al usuario final.
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    Estudio experimental de un proceso de inyección cíclica de solvente líquido en un yacimiento de crudo pesado mediante pruebas de laboratorio apoyadas con tomografía computarizada y resonancia magnética nuclear
    (Universidad Industrial de Santander, 2018) Sandoval Martinez, Maria Isabel; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Molina Velasco, Daniel Ricardo
    Esta investigación presenta el desarrollo de una metodología completa para el estudio de un proceso de inyección cíclica de solventes (ICS), usando diluyentes líquidos en medios porosos con crudo pesado, mediante desplazamientos apoyados con tomografía computarizada (TC) y resonancia magnética nuclear (RMN). La metodología propuesta se realizó primero en un tomógrafo de tercera generación en la Universidad de Calgary, con el objetivo de aprovechar la experiencia que tienen sus profesionales en el uso de las dos técnicas no intrusivas, aportando con esto al crecimiento de la curva de aprendizaje y después fue repetida en el equipo de quinta generación de la Universidad Industrial de Santander, con el fin de plantear un protocolo para las siguientes investigaciones de inyección cíclica de solventes . El trabajo inicio con el análisis de las interacciones entre el crudo colombiano y la nafta mediante la determinación de propiedades tales como: densidad, viscosidad de la mezcla y el coeficiente de difusión molecular. Después se definieron los parámetros de diseño para el desarrollo del proceso de ICS, apoyándose en el concepto del mecanismo de masa y en la información encontrada en la literatura, para definir el mejor tiempo de remojo y tasa de inyección. Posteriormente se desarrolló el proceso ICS, realizando cuatro ciclos de inyección con nafta con un tiempo de remojo entre 20- 24 horas. La muestra fue escaneada durante diferentes etapas para analizar los mapas de densidad aparente y el cambio en los perfiles de saturación de aceite. Los efluentes recuperados en cada fase de producción fueron analizados con RMN, para obtener la cantidad de solvente y crudo recuperado. Los resultados finales mostraron que el mayor factor de recobro se obtuvo en el primer ciclo y tercer ciclo. En el primero debido a la alta saturación de aceite en las vecindades de la zona de inyección y en el tercero estuvo relacionado con el solvente que se quedó atrapado en los ciclos previos. 1
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    Evaluación del efecto de las propiedades viscoelásticas de soluciones poliméricas en el incremento del recobro de crudo pesado de un campo colombiano
    (Universidad Industrial de Santander, 2018) Herrera Quintero, Julia Jineth; Pedraza Avella, Julio Andrés; Chaves Guerrero, Arlex
    Los polímeros aniónicos modificados tipo HPAM son usados en recobro químico como agentes de control de movilidad para mejorar el barrido volumétrico. Estudios han indicado que los polímeros modificados tienen propiedades viscoelásticas que pueden contribuir en la reducción del Sor, incrementando el recobro de crudo final. Este trabajo investigó el efecto de las propiedades viscosas y elásticas de soluciones poliméricas en la reducción del Sor en medios porosos. Inicialmente, se cuantificó el efecto de la concentración, peso molecular y salinidad del agua de preparación sobre la viscosidad y elasticidad de tres polímeros basados en poliacrilamida. Dos de ellos tienen unidades ATBS y uno un 0,2% de un hidrófobo y el tercero monómeros de microbloques en su cadena acrilamida. Luego, se cuantificó la reducción de Sor en medios porosos homogéneos y heterogéneos saturados con crudo pesado (350 cP) y llevados a Sor con un fluido Newtoniano inelástico. Los resultados permiten concluir que la viscosidad y elasticidad están directamente relacionadas con el incremento de salinidad. Sin embargo, la viscosidad a salinidades elevadas depende de la estructura química del polímero y la elasticidad del peso molecular. Así, el polímero de menor peso molecular desarrolla viscosidades similares a las del polímero de mayor peso molecular debido al 0.2% de hidrófobo que posee y el polímero de mayor peso molecular presentó mayor elasticidad (tiempos relajación ) en todos escenarios. Los resultados en medio poroso permiten concluir que la propiedad de elasticidad (De>1) contribuye en la reducción del Sor en medios porosos homogéneos y heterogéneos con valores de 6,0 % hasta 30, 6 % en experimentos de recobro terciario, siendo el polímero de menor peso molecular el más eficiente, gracias al acceso a gargantas de poro pequeñas. No obstante, no se evidenció una relación directa entre la elasticidad de los polímeros y la reducción del Sor.
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    Evaluacion del efecto de la salinidad en soluciones de poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas a través de pruebas de laboratorio y técnicas analíticas
    (Universidad Industrial de Santander, 2018) Espinosa Quintero, Maria Paula; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Molina Velasco, Daniel Ricardo
    El efecto de las sales inorgánicas NaCl y CaCl2 sobre las propiedades de poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM) fue investigado sistemáticamente a diferentes concentraciones de sal, grado de hidrólisis y fuerza iónica. A través de experimentos de reometría, se evaluó el efecto de la presencia de sales sobre el comportamiento reológico de los polímeros, ajustando los puntos experimentales medidos al modelo de ley de potencia para predecir la viscosidad aparente a una tasa de corte determinada, y luego calcular las pérdidas de viscosidad respecto a un valor referencia de cada polímero preparado en agua desionizada. De estas pruebas, se destacó la influencia del grado de hidrólisis en la estabilidad del polímero por un balance entre las fuerzas repulsivas e iónicas. Efectos de apantallamiento, con reducción de las interacciones electroestáticas, compresión de las moléculas e incipientes problemas de insolubilidad se presentaron para los niveles altos de salinidad y grado de hidrólisis. Adicional, la pérdida de viscosidad aparente e intrínseca para todos los polímeros en ambientes de salinidad de prevalencia divalente fue más severa que para salmueras monovalentes, debido al efecto de entrecruzamiento provocado por iones divalente, además del efecto compresión por apantallamiento de cargas negativas. Técnicas analíticas complementarias fueron implementadas para profundizar en las interacciones a nivel microscópico y los mecanismos de asociación detrás de los problemas de insolubilidad y las excesivas pérdidas de viscosidad. Perfiles de distribución de tamaño por intensidad fueron obtenidos y analizados a partir de experimentos de Dispersión Dinámica de Luz (DLS), destacando una disminución de tamaño y una tendencia a conformaciones más constructivas a medida que aumentaba el contenido iónico. Los coeficientes de difusión fueron obtenidos a partir de la técnica 1H-DOSY de RMN, sin aportar resultados contundentes en relación con el efecto de las sales en el tamaño hidrodinámico de las HPAM. .
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    Modelo determinístico de diagnóstico de daño a la formación por depositación de escamas CaCo3, aplicable a los campos colombianos del grupo empresarial Ecopetrol
    (Universidad Industrial de Santander, 2017) Villar Garcia, Alvaro; Carrillo Moreno, Luis Felipe
    La depositación de CaCO3 en el medio poroso es considerada un problema de daño a la formación, el cual se puede presentar en cualquier etapa de la vida productiva de un yacimiento y afecta negativamente la productividad de un pozo. A pesar que la depositación es un fenómeno conocido, los estudios experimentales relacionados con el fenómeno de depositación en el medio poroso son escasos. En este trabajo se presenta un estudio teórico y experimental que ha sido conducido a investigar el daño de formación por la escama de CaCO3, a través de la reducción de permeabilidad en muestras de Berea Sandstone, mediante la inyección de salmueras con tendencias incrustantes definidas. El modelo fue desarrollado en múltiples tasas de flujo (1 cm3/min 3 cm3/min) y cantidad de precipitado disponible (.392 ppm -981 ppm) en muestras de diversas permeabilidades (110 md 880 md). Se validó a través de una prueba experimental ya que el modelo numérico más próximo no se ajustaba a la data experimental. La reducción de permeabilidad por depósitos de CaCO3 se rige por un estudio basado en un diseño experimental que considera varios factores importantes que afectan este complejo proceso. Así, se presenta un modelo que describe el daño por efecto de la depositación de escamas de carbonato de calcio y otro que cuantifica la cantidad de escama acumulada en el medio poroso con una exactitud cercana al 90% en función de variables paramétricas que unen factores termodinámicos, hidrodinámicos y petrofísicos. Finalmente, se realiza un escalamiento del modelo lineal a uno radial y se desarrolla un software que permite la aplicación a escala de campo que incorpora las condiciones de operación de los pozos y se puede analizar la situación de los mismos
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    Evaluación geomecánica de la interacción de fracturas hidráulicas y fracturas naturales mediante simulación numérica
    (Universidad Industrial de Santander, 2017) Zambrano Luna, Anny Vanessa; González Silva, Germán; Quintero Peña, Yair Andres
    El concepto de daño continuo es usado para estudiar la interacción entre fracturas hidráulicas y fracturas naturales, el objetivo es representar la trayectoria de propagación y la relación entre estos dos tipos de fracturas para predecir la compleja dirección de extensión resultante, sin la necesidad de predefinirla tal como ocurre en otras aplicaciones de elementos finitos; proporcionando resultados más consistentes con el comportamiento físico del fenómeno. El enfoque usa simulaciones de elementos finitos a través del software Abaqus para modelar el fracturamiento por daño, el proceso de fracturamiento por propagación de daño en una roca. El modelado del fenómeno se desarrolla en dos dimensiones (2D) de manera que la fractura será representada por una línea y el frente de fractura por un punto. Se considera comportamiento constitutivo no-lineal, deformación finita, deformación dependiente del tiempo, condiciones de frontera complejas, deformación hardening y softening, y deformación basada en la evolución del daño en compresión y tensión. El modelo es comparado con otros que están publicados y disponibles. Las comparaciones están enfocadas en cinco interacciones entre fracturas naturales (FN) y fracturas hidráulicas (FH): Fractura detenida en una FN, cruce de una FN con o sin desplazamiento, ramificación en la intersección de FN, ramificación al final de una FN y dilatación de una FN debido a deslizamiento por cizalla. El aporte más significativo es que no es necesario utilizar una dirección de propagación predefinida y que las condiciones de esfuerzos pueden ser evaluadas como un factor dominante del proceso. Este aspecto es importante porque puede modelar de una forma más real la generación de fracturas hidráulicas complejas, y ser una herramienta valiosa para predecir problemas potenciales y diferentes geometrías de la red de fracturas en el proceso de fracturamiento debido a la inyección de fluidos.
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    Modelo fenomenológico de remoción de daño a la formación asociado a la depositación de escamas inorgánicas del tipo carbonato y sulfato
    (Universidad Industrial de Santander, 2017) Martinez Lopez, Raul Andres; Carrillo Moreno, Luis Felipe
    El daño de formación por escamas inorgánicas es quizás el tipo de daño que más afecta la industria petrolera; evaluaciones recientes indican que los problemas de daño de formación por escamas inorgánicas pueden afectar cerca del 25% de la producción del Grupo Empresarial de Ecopetrol; además se ha estimado que la cantidad de escama depositada en Colombia puede estar entre 28-63 toneladas diarias. Dicha problemática demanda la construcción de herramientas sólidas que permitan enfrentar el problema, prediciendo el comportamiento de algunos de los fluidos más usados para remover las escamas, como lo son: EDTA, DTPA, HCl y mezclas fórmico-acético. En esta investigación se realizó un estudio teórico y experimental que ha sido conducido a investigar el fenómeno de disolución de escamas, con pruebas de disolución y de coreflooding. Mediante las metodologías de diseño de experimentos, modelos de calibración y estimación de parámetros, se desarrollaron modelos que describen la efectividad de un determinado tratamiento, como función de la concentración del tratamiento, la temperatura y el tiempo de contacto; los coeficientes de regresión ajustados son superiores al 80 %. Mediante datos de tratamientos ya aplicados en campo, se evaluó la validez de algunos de los modelos generados encontrando una buena aproximación. Finalmente se elaboró un algoritmo para la implementación a nivel de software dentro de una herramienta integrada de daño de formación por escamas inorgánicas, iniciativa del GEE y la Universidad industrial de Santander
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    Metodología experimental para la estimación de permeabilidades relativas en tres fases por medio de ajuste histórico
    (Universidad Industrial de Santander, 2017) Ortiz Meneses, Andres Felipe; Carrillo Moreno, Luis Felipe; Rojas, Jorge Alberto; Amaya, Carlos Humberto
    Esta investigación presenta el desarrollo de una nueva metodología para la estimación de permeabilidades relativas de dos y tres fases, por medio de la realización de experimentos de inyección de fluidos en rocas tipo plug, y el ajuste histórico de la simulación de los mismos. Se propone un montaje experimental que ocasiona flujo simultáneo de tres fases, donde el gas desplaza agua y aceite. Seis desplazamientos de estado no-estacionario son estudiados, cuatro de dos fases y dos de tres fases. La información experimental obtenida se analiza por medio del algoritmo de simulación/optimización desarrollado, el cual se implementa en lenguaje Matlab, y permite el ajuste histórico automático de la simulación de experimentos en sistemas agua-aceite, gas-líquido y tres fases. Una modificación del modelo de Stone II es propuesta como representación funcional de la permeabilidad relativa del aceite en tres fases. La optimización numérica se realiza utilizando el método de descenso óptimo y el método de la sección aurea. Los resultados obtenidos para dos fases se comparan con los del software Sendra y se encuentra que el algoritmo propuesto tiene un buen desempeño respecto a esta herramienta comercial. Los resultados obtenidos para los casos de tres fases, muestran que el algoritmo logra estimar efectivamente las permeabilidades relativas que producen el ajuste histórico; se encuentra que las curvas estimadas para los sistemas bifásicos, no describen adecuadamente los sistemas trifásicos.
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    Perfiles de inyección de aire para mantener un frente de combustión estable en régimen hto a escala conceptual para crudos pesados
    (Universidad Industrial de Santander, 2017) Navarro Garcia, William; Muñoz Navarro, Samuel Fernando; Ordoñez Rodriguez, Anibal
    La presente investigación propone un método de análisis del desempeño del proceso de combustión en modelos numéricos en dos y tres dimensiones a escala de laboratorio, construidos con base en la información obtenida de las pruebas de tubo de combustión. Para la propagación de un frente de combustión estable en régimen HTO en modelos de más de una dimensión es necesario usar una tasa de inyección de aire variable a medida que el área del frente de combustión se propaga desde el pozo inyector hacia los pozos productores. Un modelo cinético simplificado con dos reacciones una de craqueo y otra de combustión es usado para escalar los datos de los modelos a escala de laboratorio a escala piloto de campo. Los modelos numéricos a escala piloto de campo pueden ser de gran ayuda para evaluar el desempeño del proceso teniendo en cuenta los rasgos más representativos del yacimiento. Esos modelos juntos con los datos de pruebas de laboratorio permiten estudiar el comportamiento, la forma y la velocidad de propagación del frente de combustiones esperadas en una aplicación a escala piloto. Una vez se determine que el proceso de combustión se puede propagar establemente bajo las condiciones del yacimiento el siguiente paso es el diseño del piloto. Cuando se tengan los resultados de la implementación a escala piloto de campo, los resultados del proceso pueden ser usados para calibrar el modelo numérico del piloto de campo. Finalmente cuando el modelo numérico del piloto esté calibrado, éste puede ser usado para estudiar el desempeño del proceso a escala de todo el campo. 1