Especialización en Ingeniería de Yacimientos

Browse

Recent Submissions

Now showing 1 - 20 of 34
  • Item
    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
  • Item
    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
  • Item
    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
  • Item
    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
  • Item
    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.
  • Item
    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.
  • Item
    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.
  • Item
    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; Gambus Ordaz, Maika Karen; Esteban Mogollon, 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.
  • Item
    Metodología para la estimación areal de propiedades petrofísicas mediante el uso de técnicas geoestadísticas
    (Universidad Industrial de Santander, 2020) Domínguez Muñoz, José Joaquín; Gambus 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.
  • Item
    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.
  • Item
    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.
  • Item
    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.
  • Item
    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.
  • Item
    Análisis comparativo entre técnicas de Machine Learning para la determinación de unidades de flujo hidráulicas
    (Universidad Industrial de Santander, 2023-05-24) Sierra Angarita, Jesús Alberto; Gambús Ordaz, Maika Karen; Bejarano Wallens, Aristóbulo
    A partir de sitios web brasileros de acceso gratuito, se elaboró una base de datos de registros y análisis de núcleos disponibles, a los que se les realizó un análisis exploratorio de datos encontrando múltiples unidades de flujo bajo la metodología de Amaefule en las formaciones Agua Grande y Sergi. Se aplica el algoritmo no supervisado de mezclas gaussianas para identificar las unidades de flujo a partir de la data de núcleo y determinar sus modelos de permeabilidad al aire a partir de correlaciones con la porosidad efectiva del núcleo y modelos calibrados de porosidad a partir de registros. Finalmente, se aplican algoritmos supervisados y no supervisados en ambos casos de estudio para modelar las unidades de flujo a partir de los registros. Para la formación Agua Grande, se obtienen mejores resultados en algoritmos supervisados, acercándose a 80% de exactitud con el estimador Gradient Boost Classifier, mientras que los estimadores no supervisados logran en promedio 60% de exactitud siendo el mejor K-Means. Para la formación Sergi, el algoritmo K-Means es usado en la identificación de electrofacies, facilitando la interpretación de intervalos gasíferos y arcillosos, demostrando versatilidad sobre los algoritmos de aprendizaje supervisado en ambientes de alta heterogeneidad vertical. Por último, se crearon las plantillas de resultados, incluyendo para Agua Grande el modelo final de las unidades de flujo predichas con sus respectivos modelos de permeabilidad al aire, y para Sergi las electrofacies modeladas en el intervalo de estudio.
  • Item
    Opciones viables para la prevención del daño de formación en pozos inyectores del Campo Yariguí – Cantagallo
    (Universidad Industrial de Santander, 2023-05-15) Bernal Correa, Danelys Leonor; Castillo Núñez, Rubén Darío; Buendía Lombana, Hernando
    La inyección de agua en el Campo Yariguí Cantagallo inició en el 2008 y actualmente se concentra en el bloque 5 con el completamiento de 40 pozos inyectores distribuidos hacia el norte, centro y sur de la estructura. Durante el 2019 se inició una campaña de reacondicionamiento de las sartas selectivas de los pozos inyectores donde se contemplaron también las estimulaciones matriciales sin uso de coiled tubing. Desde entonces se han implementado diversos trabajos de estimulación con el fin de mejorar la inyectividad de las arenas sometidas a inyección de agua a través de la remoción o disminución del daño de formación. A partir de un estudio de daño de formación realizado en 2015 para el Campo Yariguí-Cantagallo se identificaron fuentes de daño tales como escamas minerales, finos, escamas orgánicas y emulsiones asociados tanto a pozos productores como inyectores, lo que ha permitido plantear diferentes opciones para prevenir el daño de formación y reducir su impacto en la disminución de producción e inyección del campo. En este trabajo se evalúan dos escenarios de intervención: el caso A con inyección de química desde superficie para la limpieza de borde de pozo en el YR-A; y el caso B con cambio de sarta selectiva y estimulación matricial en el YR-B. Para los dos casos evaluados se evidenció el mejoramiento de la eficiencia vertical de la inyección incrementando caudales totales entre el 70% y el 95% lo que permitió aumentar de 2 hasta 11 veces el crudo asociado al patrón de inyección del pozo YR-A y YR-B, respectivamente.
  • Item
    Seleccion de tecnologia para reducir la produccion de agua en fondo de los pozos productores en un campo maduro de la cuenca de los llanos orientales
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Paez Silva, Arli Dayana; Nuñez, Walter
    Un campo maduro con empuje de agua como es el caso de los pozos productores del área de la cuenca de los Llanos Orientales, aumenta la producción de agua en una etapa temprana de desarrollo, trayendo consigo un impacto económico significativo. Los fenómenos de conificación y canalización han disminuido la producción de crudo, debido a los altos cortes de agua provenientes de fondo de pozo que hacen que tempranamente los pozos sean cerrados temporalmente dejando una producción de aceite sin recuperar. Diversas técnicas para controlar la producción de agua han sido utilizadas por Occidental de Colombia, pero se necesitan técnicas más eficaces para retrasar la invasión de agua con el fin de obtener el máximo beneficio de los tratamientos. Con el fin de encontrar una solución efectiva se realizó una evaluación de las diferentes tecnologías presentes en el mercado que considera el uso de polímeros y geles para el control de agua de producción denominado, por su nombre en inglés, Water Shut Off (WSO). El proyecto busca determinar las causas por las cuales se da el incremento excesivo en la producción de agua para los pozos de Nuevos Campos, mediante análisis de gráficas de diagnóstico y recomendar la mejor alternativa de solución, con el objeto de reducir el corte de agua, disminuyendo los costos de producción y mejorando la calidad del crudo. Una buena identificación de las causas del incremento de agua en los pozos y una adecuada selección de tratamiento, conduce al aumento de la vida del pozo. Según los resultados la técnica de aplicación de inyección de geles se consideró el método principal para implementar en los mejores pozos candidatos del área. El objetivo de esta tecnología, es crear una barrera que impida la entrada directa del acuífero a los intervalos perforados, retrasando así la entrada del agua.
  • Item
    Definicion e integracion de las variables de monitoreo claves en un tablero de balance para controlar proyectos de inyeccion de agua en un campo petrolero
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Satizabal Navarro, Monica Andrea; Solorzano Reyes, Pedro Luis
    Con el fin de poder monitorear de una forma más adecuada el comportamiento de los proyectos de inyección de agua en campos petroleros del país, la presente monografía tiene como objetivo definir las variables de monitoreo claves para el desempeño de los proyectos de inyección, e integrarlas en un tablero de balance que permita a los ingenieros y gerentes, controlar el proyecto de forma eficiente y poder fijar su evolución en el tiempo. Todo lo anterior con el propósito de tomar decisiones para corregir cualquier tipo de desviación en los tiempos correctos, inducir al proyecto a alcanzar metas de más alto nivel o simplemente cumplir las pautadas. El formular las variables claves que afectan los proyectos de inyección y poder evidenciar su comportamiento a través de un tablero de balance; proporcionará una forma lógica y completa de describir la estrategia que se implementará en el campo durante la vida del proyecto.
  • Item
    Analisis de la perdida de productividad de un yacimiento de crudo degradado en la cuenca de los llanos orientales
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Garzon Zamora, Paola Andrea; Montes Páez, Erik Giovany
    El presente trabajo consistió en realizar la caracterización del yacimiento existente en el campo de estudio, Formación Mirador, mediante la definición de las condiciones iniciales y actuales del yacimiento y de los fluidos que este contiene y la tendencia de los fluidos a generar daño de formación. A partir de la descripción de un núcleo de un campo cercano, se identificaron los minerales presentes en la roca y se determinó la interacción de estos con los fluidos empleados en las operaciones de completamiento y trabajos de reacondicionamiento. Adicionalmente, se realizó una revisión de las presiones de yacimiento a partir del cual se identificó la presencia de interferencia entre los dos pozos productores de la Formación Mirador. Con base en los análisis de presión, se observó una disminución de la permeabilidad del yacimiento, lo cual sustenta la hipótesis de que la pérdida de la productividad del yacimiento se origina en el cambio de las permeabilidades relativas. Otro efecto observado con la pérdida de productividad fue la degradación del crudo, el cual a lo largo de la etapa de producción del yacimiento disminuyó su gravedad API en un 44%. Este efecto fue analizado mediante el entendimiento de la geoquímica. Posteriormente, se desarrolló la metodología desarrollada por Ebrahim (2015) a fin de identificar la existencia del mecanismo de daño presente en el yacimiento y así determinar la pertinencia de oportunidades técnicas que permitan incrementar las reservas. 1
  • Item
    Evaluacion tecnica de un piloto de inyeccion de geles mediante simulacion numerica, para un sector de un campo maduro bajo inyeccion de agua en la cuenca del valle medio del magdalena
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Escamilla Rosales, Rocio Del Rosario; Morales Santana, Victor Alfonso
    El campo de estudio es el campo petrolífero más antiguo de Colombia con aproximadamente 100 años de historia de producción, ubicado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. La producción proviene del reservorio zona C, Formación Mugrosa, donde el entorno de depositación es un sistema de meandro-fluvial de gran heterogeneidad. El campo ha estado en recuperación secundaria desde la década de 1960, y, en 2005 se inició un nuevo desarrollo del proceso de inyección de agua con aproximadamente 400 patrones y 1.000 pozos productores activos. Actualmente, hay patrones con una baja eficiencia areal y un menor factor de recobro. Se ejecutó un piloto de inyección de geles en cuatro patrones, para mejorar las condiciones de inyección; se emplearon métodos analíticos para las estimaciones de la tasa de producción de petróleo incremental. El flujo de trabajo comienza con la creación de una malla de simulación para un sector a partir del modelo geológico actualizado, se realizó un ajuste de producción histórico para las fases de producción primaria y secundaria, usando un simulador de crudo negro. Un simulador más robusto se usó para predecir el comportamiento de los componentes de inyección de gel (polímero + entrelazador), para estimar tasas de producción de petróleo incrementales derivadas del tratamiento. Por último, se comparan los resultados de la simulación numérica con los datos de campo disponibles del piloto, para respaldar la simulación numérica como una metodología adicional a utilizar para la evaluación de patrones futuros, y, calcular el volumen de gel necesario para obtener la producción incremental ideal. La aplicación de tratamientos de conformance, es una novedad para los campos maduros multicapa en Colombia, y, la predicción del comportamiento esperado por simulación de yacimientos no sólo es un desafío, sino también una herramienta clave para evaluar técnicamente el éxito de esta tecnología IOR.
  • Item
    Rejuvenecimiento de campos maduros aplicando alternativas tecnológicas
    (Universidad Industrial de Santander, 2019) Florez Lucena, Jonathan Hernando; Gambus Ordaz, Maika Karen
    Debido a la disminución de las reservas de hidrocarburos, asociada a la alta explotacion sin remplazo, la industria petrolera en Colombia se ha visto en la necesidad de buscar alternativas que permitan cubrir este déficit, por lo que consideran como una opción a los campos maduros por sus volúmenes de aceite remanente (SOR). Es por esto, que los campos maduros esta destinados a desempeñar un rol cada vez más importante por la baja exigencia de inversión para su rejuvenecimiento. La mayoría de los yacimientos en explotación en Colombia se encuentran en etapa madura. En el siguiente trabajo, presenta una serie de definiciones y conceptos que ayudan a situar los principales criterios para determinar el grado de madurez o marginalidad de un campo, siendo estos el indicador del comportamiento de los activos de una compañía operadora. Ademas presenta los diferentes indicadores financieros más relevantes para la evaluación de proyectos. Finalmente presenta las diferentes técnicas para el rejuvenecimiento de campos maduros, con el objetivo de encontrar con un mayor grado de certeza, las mejores alternativas de redesarrollo que otorguen la mayor confiablidad, con una inversión que en la mayoría de los casos sea menor, a la que se realiza en un proyecto exploratorio.