Especialización en Producción de Hidrocarburos

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Efecto de la implementación de medición multifásica portátil en un campo maduro para las pruebas de calidad y cantidad de fluidos de pozos
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-13) Uribe Serrano, Diego Andrés; González Silva, German; Valle Tamayo, Gustavo Andrés
Los métodos tradicionales de medición de calidad y cantidad de hidrocarburos presentan limitaciones que se han convertido en desafíos para la fiscalización, principalmente en campos maduros donde los equipos con los que se cuentan tienden a estar obsoletos. Este estudio analiza la implementación de la medición multifásica portátil en un campo del Magdalena Medio, comparando su precisión con métodos tradicionales. El objetivo es evaluar su impacto en la calidad y cantidad de las mediciones de fluidos y en la variabilidad de los datos operativos. Se utilizó un análisis estadístico de datos históricos, encontrando que la nueva tecnología mejora la precisión y consistencia de las mediciones, contribuyendo a una mejor gestión de la producción.
Evaluación de las principales causas de falla y alternativas de solución química para los sistemas de levantamiento artificial BES. Caso de estudio bloque Llanos 34
(Universidad Industrial de Santander, 2024-10-30) Caicedo Lara, Juan David; García Navas, Edison Odilio; Calvete González, Fernando Enrique
En los procesos de producción de hidrocarburos existen diversos sistemas de levantamiento artificial, en Colombia uno de los más usados, son las bombas electrosumergibles (BES), las cuales, permiten manejar producciones de bajo y alto caudal. Dependiendo de las características de la formación, estas bombas tienen la capacidad de manejar fluidos con problemas comunes como la formación de emulsiones, incrustaciones de material inorgánico y parafinas, entre otros, debido a la criticidad de estos problemas, deben ser identificados ya que si no son tratados de forma adecuada pueden llegar a afectar las etapas u otros componentes de las bombas llegando al punto en que pueda ocasionar que el equipo salga de operación. Este estudio se enfocó en el análisis y descripción de falla de dos pozos productores de un campo ubicado en el bloque llanos 34 de Colombia. Este análisis se realizó, basados, en datos históricos de salidas de producción con problemas de fluidos, se determinaron las causas de salida y la afectación que hubo en las bombas tipo BES, y además, se realizó un análisis del comportamiento de las variables de producción y los potenciales de los pozos cuando contaban solo aplicación de química por baches y posterior a la implementación de la estrategia de aplicación continua, determinando que esta última es mejor para la productividad de los pozos ya que permiten una mejor estabilidad y mejora considerablemente la movilidad del fluido, trayendo consigo, una ganancia de producción y asimismo, mejorando la vida útil de los equipos de subsuelo.
Evaluación de una tecnología para evitar el efecto de la corrosión generada por picaduras en las líneas de flujo de los campos de New Granada Energy Corporation
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-03) Sánchez Fernández, Kevin Arnold; Mariscal Urbina, John Jaime; Peña Ballesteros, Darío Yesid
La empresa New Granada Energy Corporation operadora del sector hidrocarburos, ha venido atravesando un aspecto crítico y duplicando su esfuerzo para controlar la corrosión en los campos de producción, especialmente en las líneas de flujo donde se evidencian diferentes procesos de corrosión, como son las picaduras, estos eventos intermitentes representan sanciones a largo plazo y pérdidas económicas para la compañía. Para cuantificar el impacto causado por la corrosión se realizará una documentación de los eventos presentados por picaduras durante los últimos cuatro años, se realizará una búsqueda en las bases de datos de producción e integridad con el fin de identificar las pérdidas por diferidas de producción e intervenciones por facilidades & montajes, en los eventos presentados en las líneas de flujo desde el año 2020 al año 2023. Una vez se conozcan los datos de diferidas y pérdidas económicas se procederá a evaluar otra alternativa para proteger las líneas de flujo de la corrosión, donde se propondrá evaluar la relación costo beneficio describiendo ventajas y desventajas de una tecnología de protección con polietileno de alta densidad comparándolo con el sistema actual de protección que tiene el campo.
Evaluación de una alternativa para reducir el factor de fricción en las tuberías de inyección de agua residual industrial (ARI) en los campos de New Granada Energy Corporation
(Universidad Industrial de Santander, 2024-10-28) Sierra Pulido, Edinson Tobías; Mariscal Urbina, John Jaime; García Navas, Edison Odilio
En el presente trabajo se ofrece una descripción exhaustiva del sistema de producción e inyección de agua en los campos operados por la compañía New Granada Energy Corporation. Se explorarán aspectos técnicos y operacionales clave que son fundamentales para entender el contexto en el que se evaluará la alternativa propuesta. Se documentarán las presiones del proceso de inyección para establecer una línea base esencial para la evaluación técnico-económica de la propuesta. Se registrarán datos de presión en diversos puntos del sistema para asegurar una comprensión completa del comportamiento previo a la implementación del producto. Tras establecer esta línea base, se hará una prueba en campo aplicando distintas dosificaciones del producto, para verificar su efectividad al reducir fricción durante la inyección de agua de producción. Con la base de datos obtenida en la prueba, se procederá a realizar un análisis detallado de los resultados para realizar la evaluación técnico-económica. Esta evaluación considera tanto los beneficios técnicos como los costos asociados con la implementación del producto (Reductor de Fricción), incluyendo la eficiencia en la reducción de fricción, los costos de implementación y operación. Este análisis es crucial para determinar la viabilidad y conveniencia de adoptar la solución propuesta. Finalmente, el trabajo concluirá con recomendaciones basadas en los hallazgos de las fases del estudio, que permitan realizar más estudios o realizar la implementación directa y su masificación en el campo.
Propuesta para la implementación de un plan de mantenimiento preventivo a equipos de la planta de inyección de agua pozos del campo San Francisco y conservar la producción de hidrocarburos en el campo
(Universidad Industrial de Santander, 2024-08-24) Garzón Cabrera, Jesús Alberto; Calvete González, Fernando Enrique; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
El mantenimiento preventivo, busca evitar en lo posible daños a equipos mediante Revisiones periódicas establecidas en planes de mantenimiento, siendo muy importante para el funcionamiento correcto de operaciones industriales y demás procesos relacionados que dependen de equipos especializados para la ejecución de un trabajo. El mantenimiento preventivo responde a tres tipos; primero, mantenimiento programado de acuerdo a tiempos de funcionabilidad de un equipo, segundo, el mantenimiento predictivo el cual prevé el próximo mantenimiento antes de que el equipo tenga que ser reparado o en su defecto presente alguna falla, y el mantenimiento de oportunidad, es aquel que se realiza cuando el equipo no está en uso y se aprovecha este tiempo para realizar lo necesario y mantenerlo en óptimas condiciones. En general, se busca mantener equipos en condiciones operacionales confiables y adecuadas, estar preparados a cualquier suceso que presente la operación, obteniendo el control sobre la misma y de esta manera, lograr que el trabajo para el cual están diseñados no presente retrasos e impacte negativamente los procesos, evitando pérdidas económicas bien sea por daños en equipos que requieran reparaciones y cambios o pérdidas de producción.
Propuesta para el mejoramiento operativo del control de producción en pozos petroleros con sistema de bombeo electro sumergible en un campo de los llanos orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Mendieta Penagos, Alejandro; García Navas, Edison Odilio
La producción de hidrocarburos es de vital importancia para la economía de un país exportador y autosuficiente como Colombia, por este motivo se debe aclarar su panorama de reservas y preservar la confiabilidad de su operación por medio de diferentes alternativas como metodologías estadísticas, estudios de investigación o tecnologías nuevas e innovadoras, que aporten al desarrollo óptimo del proceso. En este proyecto se planteará una propuesta o estrategia para el mejoramiento operativo del control de producción en pozos petroleros con sistema de bombeo electrosumergible (BES) en un campo base de estudio, basado en la implementación de las diferentes prácticas de operación estructurada, en especial la correcta ejecución de las rondas estructuradas, que permiten monitorear constantemente el estado operativo de los pozos y detectar las anormalidades que se presentan en los equipos por medio de un análisis operacional adecuado sobre las variables cualitativas y cuantitativas definidas para los equipos BES, con lo cual, se optimizará y mejorará el proceso, asegurando un mejor control de los pozos de forma rápida y sencilla. Finalmente, se contó con la capacitación de los recorredores de pozos en el sistema OE por parte de personal experto en el tema de la empresa Ed Energy SAS, complementado con un acompañamiento continuo de los operadores de campo, para la actualización y optimización de las actividades suministradas en las rondas estructuradas a partir del análisis operacional
Análisis cuantitativo para la selección adecuada de los sistemas de levantamiento artificial, para el desarrollo de los recursos de hidrocarburos en roca generadora de la cuenca sedimentaria del valle medio del magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Chaparro Castro, Walter Julián; Sachica Avila, Jorge Andres
El desarrollo de este proyecto empieza por la investigación previa sobre la temática que se pretende evaluar en el trabajo que para este caso son los sistemas de levantamiento artificial, donde se mencionan aquellos sistemas que actualmente se implementan para la producción de hidrocarburos provenientes de yacimientos de tipo roca generadora en las principales Cuencas a nivel Mundial. Para ser más específicos, una vez identificados aquellos sistemas que se utilizan, se analizan los riesgos ambientales, así mismo los riesgos operativos y el Footprint de cada sistema, teniendo en cuenta el espacio que ocupan. Este análisis nos permite realizar una preselección de sistemas de levantamiento artificial que más se pueden adaptar a las propiedades de las formaciones y fluidos de edad Cretácea de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en comparación con las principales Cuencas a nivel mundial. Finalmente, luego de tener preseleccionados los sistemas de levantamiento artificial se les hace un análisis de cuantitativo teniendo en cuenta las etapas de producción que posteriormente aplicando la metodología propuesta se evalúan los resultados con el propósito de recomendar por medio de un plan de gestión, los sistemas de levantamiento artificial adecuados para el desarrollo de los recursos de hidrocarburos en roca generadora para la Cuenca sedimentaria del Valle Medio del Magdalena de Colombia
Plan estratégico para reducir la diferida generada por intervenciones a pozos de alto potencial mediante un análisis histórico de las fallas en las herramientas de subsuelo en un campo del valle del magdalena medio
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Bueno Patarroyo, Diego Fernando; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
La rentabilidad de un campo petrolero está ligada a su producción y a los costos asociados para mantenerla, una de las formas de mantener la producción de un campo es asegurando una óptima eficiencia de los sistemas de levantamiento artificial implementados en cada pozo, la integridad de los equipos de superficie y las herramientas de subsuelo juegan un papel importante en la eficiencia de un sistema. Una falla parcial o total de cada uno de estos elementos puede representar una pérdida de producción gradual hasta finalmente provocar la parada del pozo. Las fallas en las herramientas de subsuelo son las que más impactan la producción de un pozo ya que para su remediación es necesario utilizar un equipo de “well services” que gastaría un tiempo de intervención de 2-5 días promedio, estos días representan una pérdida de producción que se vuelve critica a medida que la frecuencia de falla incrementa. El sistema de levantamiento artificial predominante en el campo estudio es el bombeo por cavidades progresivas, en los últimos 3 años las pérdidas de producción asociadas a fallas en las herramientas de subsuelo fueron considerables, por esta razón surge la necesidad de realizar un estudio histórico estadístico con la información recolectada en las intervenciones de Well Services para determinar las fallas predominantes en el campo y de esta forma generar un plan de acción que permita reducir la diferida del campo por Well Services. Los resultados del análisis histórico estadístico permitieron identificar que las herramientas con mayor frecuencia de falla son la varilla partida y la tubería rota donde la principal causa raíz es la fricción entre estos dos elementos debido al perfil direccional del pozo, reducir las fallas de estos elementos representaría una recuperación significativa de la producción del campo. El estudio técnico económico permitió determinar que el sistema transmisión lubricado de varilla permitiría incrementar la vida útil de las herramientas y las ganancias de la compañía a corto plazo.
Plan de mantenimiento para sistema de bombeo sp801 de la unidad de servicios industriales de la refinería de Barrancabermeja utilizando la metodología RCA
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Sossa Téllez, Daniel Andrés; Mercado Ojeda, Ronald Alfonso
Para iniciar en este trabajo de grado se hace referencia a aspectos como que es un RCA (Análisis de Causa Raíz) y cuáles son los aspectos de mayor relevancia para su aplicación como por ejemplo equipo de trabajo para su elaboración, adicionalmente se presentan los sistemas de bombeo enfatizando en sensores de presión electrónicos de equilibrio de fuerzas, piezoeléctricos, extensiométricos, seguido a esto se definen conceptos de mantenimiento, correctivo y predictivo, preventivo, este ultimo se trata de actividades periódicas sobre un equipo o proceso con el fin de identificar condiciones de falla que puedan generar paradas de la producción o maquinaria. Ya en el desarrollo de este trabajo de grado se presentan los aspectos de mayor relevancia para realizar el mantenimiento de sistema de bombeo SP801 el cual se basa en estándar de mantenimiento, limpieza, configuración, verificación, paso a paso para realizar inspección utilizando el método de tintas penetrantes, para llegar a este se inicia con la identificación de los sistemas y subsistemas para aplicar el RCA al sistema de bombeo, tubería y sensores de presión, para el caso de los paquetes de mantenimiento se establece indicador de sistema operativo, elementos que conforman los paquetes de mantenimiento, paquetes de trabajo para área mecánica, instrumentos y metalurgia
Análisis comparativo de la efectividad del uso de registros eléctricos hueco entubado para identificar fallas de integridad en dos pozos de petróleo
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Morales Pérez, Daniel Augusto; Rodriguez Reyna, Diego Armando
En la industria petrolera durante la ingeniería y operaciones de completamiento, las compañías se enfrentan a numerosos retos que corresponden a situaciones operacionales que pudieron ser o no evidenciadas en sus respectivos análisis de riesgos, situaciones que principalmente involucran eventos de problemas de integridad de pozos no permitiendo el avance y completamiento de los pozos. Para poder dar continuidad a las operaciones planeadas y completamiento del pozo, se requiere evaluar las condiciones que presenta el pozo de petróleo y conocer el problema al cual nos enfrentamos, gracias a la tecnología y equipos que se tienen en la actualidad existen varios métodos de identificación de problemas donde cada uno conlleva tiempos y costos asociados. La mejor forma de solucionar un problema es primero identificándolo, y entre los métodos de evaluación de pozo se encuentran los registros eléctricos, que por la naturaleza de su operación en su mayoría tienen bajos costos y tiempos operacionales, entregando información del pozo que incluso ayudan a dimensionar y cuantificar los problemas existentes, y de esa forma poder establecer un método correctivo que pueda permitir no solo la resolución del problema sino reducir riesgos futuros en la operación.
Desarrollo de una herramienta computacional para el seguimiento de las variables de producción de los pozos, en un campo de crudo pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Diaz Reina, Camilo Alexander; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
Como alternativa para optimizar el seguimiento de las variables de producción, se desarrolló una herramienta computacional, construida a partir de una base de datos generada con los parámetros operacionales de los pozos. La cual contribuye a la disminución de los tiempos en la ejecución de las actividades; agilizando la toma de decisiones con la ayuda de paneles y/o informes que pueden ser consultados de manera atractiva, intuitiva y de fácil manejo para el usuario. De igual forma, para la elaboración de este estudio se realizó la distribución de cada una de las etapas, las cuales inician con la recolección de datos de campo a través de la realización de pruebas de producción y continúan con la selección de las variables. Acto seguido, se lleva a cabo el análisis y validación de datos por medio de diferentes fuentes de información tales como; AVM, Open Wells, TWM, reportes de producción, pruebas de producción y variables operativas de los pozos. Por último, se procede con la creación de la interfaz en Access mediante un código de programación que permite organizar, seleccionar y relacionar las diferentes variables, para posteriormente generar un formato con visualizaciones interactivas en Power Bi, lo que facilita el seguimiento a los parámetros de producción de los pozos
Análisis del comportamiento de inyección de vapor en pozos horizontales completados con el sistema dual pipe pulse
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Torres Arenas, Ricardo; Castaño Lizarazo, Juan Camilo
En el presente trabajo se realizó optimización de la producción de crudo pesado mediante la distribución homogénea de vapor de inyección, a través de la aplicación de la tecnología dual pipe pulse (sarta dual concéntrica con boquillas) en pozos horizontales con técnica de inyección cíclica de vapor como método de recobro mejorado. En campos petroleros con producción de crudo pesado se observa una disminución en la producción de crudo en los pozos horizontales debido a la imposibilidad de distribuir homogeneamente (total o parcial) el vapor de inyección en la zona de interes, por esta razón el calor no es distribuido en forma continua impidiendo así la estimulación total del pozo afectando la produccion de petróleo y generando fallas en los componentes de subsuelo del sistema de bombeo del pozo. Hoy en día existen diferentes técnicas de inyección de vapor como: La inyección cíclica, continua, y segregación gravitacional asistida por vapor (SAGD). La aplicación de estas técnicas depende del tipo de yacimiento, tipo de crudo y la rentabilidad del sistema que se tiene en el proceso. Para caso de este estudio se implementó un sistema de inyección de vapor por medio de sarta dual concéntrica para distribuir el vapor de una manera parcial y uniforme a lo largo de la formación productora en la que tiene influencia el pozo y asi obtener una mayor producción de crudo durante el proceso de inyección cíclica de vapor.
Análisis técnico-económico del sistema de levantamiento artificial pcp metal-metal implementado en un campo del valle del Magdalena medio
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Gil Amaya, Carlos Orley; Muñoz Navarro, Samuel Fernando
Cuando se inicia la producción de un pozo, la presión del yacimiento declina con el pasar de los días, por lo cual se hace necesario la implementación de un sistema de levantamiento artificial (SLA) el cual pueda aportar la presión necesaria para que los fluidos lleguen a superficie. Por ende, para la selección del sistema apropiado, se deben tener las propiedades del yacimiento y de los fluidos para garantizar la producción del pozo y evitar los problemas operacionales durante el funcionamiento del sistema de bombeo. Para este estudio se realizó un análisis técnicoeconómico del sistema de levantamiento artificial PCP MetalMetal, donde se reflejó la viabilidad de esta tecnología en pozos con altos porcentaje de sólidos y arenas. Las bombas convencionales de estos pozos estaban presentando un runlife inferiores a los 30 días, por lo cual fue necesario la implementación de estatores metálicos con el fin de reducir estos problemas operacionales y a la vez aumentar la producción de crudo del campo de estudio. En el análisis realizado del sistema PCP metalmetal se pudo observar un aumento en la producción del crudo en los pozos donde se implementó esta tecnología y se logró la reducción de fallas operacionales como: fallas por agentes abrasivos, fallas por deformaciones del estator y fallas debido a las altas temperatura del yacimiento después de haber realizado su ciclo de inyección. Por lo cual el caso de estudio es económicamente factible y viable para los pozos del campo donde se implementó esta tecnología
Análisis del fractura miento hidráulico en roca generadora como método para mitigar la crisis energética, aumentando la producción de hidrocarburos versus los impactos ambientales generados
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Flórez Barreto, Sergio Alonso; Forero Sanabria, Jorge Enrique
Frente al eventual consumo masivo de recursos energéticos a nivel mundial, es importante y necesario estudiar nuevas técnicas que ayuden a aumentar la producción de las fuentes energéticas tales como los hidrocarburos, por ello el fracturamiento hidráulico resulta un método atractivo para estudio y su posible implementación en territorio colombiano. Considerando como ejemplo el incremento de producción que presentaron Estados Unidos y Canadá en el tiempo que fue implementada la técnica y sus experiencias en el desarrollo de la misma, se puede dar en consideración su aplicación en territorio colombiano en nuevos pozos o en pozos clausurados por métodos convencionales. Sin embargo, hay que tener en cuenta los impactos ambientales asociados a la implementación de la técnica como, por ejemplo, la contaminación de aguas principalmente. Existen 2 capítulos frente al tema, el primero se detalla aspectos generales como la historia del fracturamiento hidráulico, diferencias de yacimientos y los mecanismos de perforación; y el segundo capítulo se centra más en detalle como el estado energético actual colombiano, impactos asociados a la producción, oferta y demanda; y las normas legales colombianas referentes al tema. Toda la investigación en base a Estados Unidos y Canadá, dada sus experiencias frente a producción de hidrocarburos en yacimientos no convencionales.
Propuesta de la implementación de un método para disminuir la formación de parafinas en el pozo andina-3 (Tame-Arauca)
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Villamizar Cedeño, Carlos Humberto; Ariza León, Emiliano
En este proyecto se realizó un screening de los métodos de control de formación de parafinas y su aplicación, con ayuda de la caracterización del crudo del pozo ANDINA-3 ubicado en Tame-Arauca y los datos suministrados por la compañía Parex Resources Inc se realizó el análisis de costos de los diferentes métodos de control de parafinas teniendo en cuentas aspectos técnicos y alcance de los mismos. Se determinó que con unas nuevas pruebas de producción y evaluación del inhibidor de parafinas que se está utilizando actualmente, se puede ajustar la concentración del inhibidor a fin de mejorar la eficiencia. Al realizar el análisis de costos según licitaciones presentadas a Parex Resources, dio como resultado que el método que mejor se ajusta es el método químico (Inhibidor de Parafinas Universal). El método químico podría recuperar cerca de 500 BOPD con una eficiencia del 85 % siempre y cuando se implemente en condiciones óptimas. La implementación de otros métodos de control de parafinas como el mecánico y de recubrimiento no sería optimo aplicarlos porque la deposición de las parafinas se presenta en facilidades de producción (tanques) y no en tubing, además que tienen los mayores costos operacionales. El método eléctrico podría implementarse, pero no es confiable por posibles cortes de energía debido a diferentes factores y altos costos operacionales.
Procedimiento para implementar la medición de corte de agua en tiempo real utilizando el principio de Coriolis
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Collazos Sarria, Alma Patricia; Calvete González, Fernando Enrique
En algunos campos de producción, en donde se cuenta con un gran número de pozos, se mide el corte de
Plan de acción para mitigar daños e intervenciones a pozos implementando la metodología plan do check action (pdca) en el sector central del campo Catatumbo
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Villamizar Martínez, Jorge Eduardo; Montes Páez, Erik Giovany
Luego de un análisis realizado en los pozos del sector Central del Campo Catatumbo, se logró concluir que existen factores que afectan la producción como; fallas recurrentes en la sarta de producción (tubería-varilla) producto de dogleg altos, pozos con producción de arena, elevados índices de intervenciones a pozos, incrementos en los tiempos de intervención por encima de lo planeado, además de retrasos en las actividades conexas requeridas para las intervenciones lo que impacta la integridad de la intervención, y conlleva a un aumento en los costos del levantamiento por barril que genera pérdidas significativas en la producción de hidrocarburos. En esta monografía plantea un plan de acción para mitigar los daños e intervenciones a los pozos, aplicando la metodología (PDCA); planificar, hacer, verificar y actuar, esta describe los pasos esenciales que se deben llevar a cabo de forma sistemática para lograr mejores eficiencias, entendiendo como tal el mejoramiento continuo de la calidad (disminución de fallas, aumento de la eficacia y eficiencia, solución de problemas, prevención y eliminación de riesgos potenciales). Para la aplicación de la metodología, y para el caso de estudio se requiere de la implementación de tres fases: (I) Realizar un barrido general por el Campo, extraer muestras representativas (pozos con mayor número de intervenciones por año), recopilar información disponible y crear un histórico de fallas por pozo. (II) Proceder con la explicación detallada de la metodología, los pasos para desarrollarla, la generación del plan de acción y la planeación para implementación de mismo. (III) Aplicación de la metodología (PDCA). Con lo propuesto de acuerdo a lo planeado, los resultados que se esperan obtener son: El aumento del run life de la sarta de producción, la disminución de los tiempos y costos en la intervención a pozos y la obtención de mayor producción de hidrocarburos seguros y limpios.
Metodología para el armado de equipos de pruebas de producción en campos en desarrollo
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Valencia Castaño, John Alexander; León Pabón, John Alexander
En esta monografía se muestran las actividades que conforman el arme de una facilidad para pruebas de producción de pozos de petróleo y gas, enfocado en el tiempo estimado que cada actividad puede tomar basado en la experiencia adquirida en la ejecución de varios proyectos en campo en varias regiones del país, normas de la industria del petróleo, y el uso de herramientas ergonómicas virtuales. El documento inicia con una descripción de las pruebas iniciales y extensas de producción enfocado en los equipos que conforman las facilidades requeridas para tal fin para después mostrar los recursos que se requieren para el arme de estas facilidades. Finalmente, se realiza una propuesta metodológica que articula los recursos materiales (ayudas mecánicas) y humanos (personal que ejecuta el arme de la facilidad) con los equipos que conforman la facilidad para ejecutar el arme de la misma, de forma segura y con tiempos reales de ejecución de acuerdo a los recursos con que se cuenta durante el arme. Adicionalmente se muestran algunos eventos que afectan el tiempo de arme de las facilidades que aunque están fuera de control deben ser tenidos en cuenta ya que se presentan con regularidad en nuestro país.
Optimización del consumo de nafta inyectada en el sistema de recolección de un campo de crudo extrapesado de los llanos orientales, aplicando análisis nodal
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Moreno Vargas, John Anderson; Calvete González, Fernando Enrique
En esta investigación se presentan los resultados del modelamiento de la productividad de un sistema integrado de producción de un crudo extra pesado considerando el sistema de recolección de sus dos troncales que llevan los fluidos a su sistema de tratamiento, para ese transporte utilizan diluyente que en este caso es nafta por tal motivo el objetivo principal del estudio es de optimizar el consumo de nafta en el sistema de producción realizando variaciones en el volumen de inyección y la gravedad API de la misma, para así garantizar que el sistema pueda operar de manera eficiente y confiable. La propuesta de optimización se realiza con el fin de poder evaluar el comportamiento de producción sin que se afecten las variables operaciones, cabe resaltar que en el campo de estudio se utiliza una nafta con una calidad actual de 70 ⁰API, por tal motivo es importante realizar corridas con mejores calidades de nafta para validar como sería el comportamiento del sistema de producción en especial con la presión en los múltiples, contemplando que la variable de mayor incidencia en el sistema es la presión hidráulica de las troncales. Con los resultados obtenidos se pudo disminuir el volumen de nafta a inyectar considerando una gravedad API de 80, con lo cual se mantienen estables las condiciones de presión y demás parámetros operacionales. Para el troncal norte se obtuvo una optimización del volumen de nafta de 635 barriles por día una reducción del costo en 16165 USD/día, y para la troncal sur se obtuvo una optimización del volumen de nafta de 720 barriles y una disminución del costo en 32068 USD/día, lo cual son resultados bastante positivos considerando el comportamiento de cada una de las troncales.
Metodología para diseñar facilidades de pruebas de producción cortas y extensas, en yacimientos de hidrocarburos en el territorio colombiano, basadas en estándares internacionales
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Salom Riera, Carlos Eduardo; Montes Páez, Erik Giovany
La necesidad del conocimiento y la aplicación de la normatividad, además de una constante actualización, un diseño calculado y preparado previo iniciar las pruebas cortas y extensas, puede ser la gran diferencia para construir una facilidad segura, funcional y confiable para el manejo de hidrocarburos convencionales. Para evitar cometer los mismos errores del pasado, lograr que la inversión sea justificada y conseguir el objetivo final de caracterizar el yacimiento, asegurar la operación y estandarizar todas las instalaciones petroleras futuras alrededor del país. Durante la revisión, análisis y estudio de estas normativas se obtuvo los conocimientos para desarrollar una metodología, con posibilidades de nutrir a la industria petrolera colombiana, mejorando su proyección internacional. Sabiendo que es posible modelar una facilidad de producción, sin distinción de fluidos a recibir, si se planifica cumpliendo los requerimientos canalizando decisiones alineadas a su importancia para evitar afectaciones al personal y equipos. Tomando en cuenta lo planteado por cada organización como la API, ASME y NFPA se creó una metodología práctica y sencilla, que se ajustó a distintos escenarios de producción de fluidos en Colombia, demostrando así que la naturaleza de la operación no es excluyente a la aplicación de esta guía, otorgando pasos a seguir para que los involucrados en el diseño de las facilidades para pruebas cortas y extensas cumplan con los requerimientos de seguridad definidos internacionalmente. 1

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