Tesis - Maestría en Ingeniería de Yacimientos
Permanent URI for this collectionhttps://hdl.handle.net/20.500.11839/8984
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Item Evaluación de la inyección química como método de recobro mejorado en los pozos de crudo pesado, ubicados en la cuenca de los llanos orientales colombianos(Fundación Universidad de América, 2024-10-22) Albornoz Murcia, Cristian David; Ospina Rodríguez, Wilson Leonardo; Paz Aranguren, Arnul David"Para los pozos productores perforados en la cuenca de los Llanos Orientales, que tienen como formación objetivo Guadalupe y Mirador Inferior, donde se produce crudos pesados con gravedad API entre 14º a 18º con muy baja energía en su mecanismo de producción expansión roca - fluido, se demostró la necesidad de la implementación de un método de levantamiento artificial para lograr llevar el crudo hasta superficie. Las prácticas actuales de la industria muestran buenos resultados al usar bombas electro sumergibles, en la mayoría de los casos. En los pozos con las características mencionadas, se ha encontrado un alto corte de agua desde el inicio de la vida productiva, ocasionando un alto costo de levantamiento por barril de crudo y en algunos casos obligando a las compañías a abandonar los pozos porque no son económicamente viables. El proyecto tiene como objetivo evaluar por medio de la simulación con el software CMG el comportamiento de la inyección química de diferentes formulaciones con surfactantes y/o polímeros para mejorar la movilidad del crudo y comparar su impacto en el factor de recobro del campo. Como resultado de las simulaciones, se comparará con la línea base del pozo de acuerdo con la declinación natural del mismo versus las proyecciones de la inyección química, para así medir el aumento en el factor de recobro y su impacto económico, evaluando los gastos asociados a la inyección y concluir la viabilidad del proyecto de recobro."Item Propuesta de un plan de desarrollo, aplicando análisis integrado de las condiciones de los pozos asociados a una plataforma offshore de un campo de estudio para el aumento de la recuperación de potencial(2024-10-22) Molano Pineda, Daniel Augusto; Herrera Obregón, Juliana María; Sarmiento Orjuela, Arián MauricioEste trabajo de grado propone desarrollar una propuesta de un Plan de Desarrollo para un Campo de gas seco maduro ubicado en la costa caribe colombiana, con el objetivo de aumentar la recuperación de potencial de producción en los seis pozos desviados asociados a una plataforma offshore. Por lo anterior, se implementa una metodología innovadora que integra la caracterización estática y dinámica del Campo con los análisis nodales de los pozos, utilizando para ello softwares especializados como CMG y Pipesim.Item Generación de un modelo petrofísico e implementación de redes neuronales para la estimación de la permeabilidad en los campos C1 y C2, ubicados en la Cuenca de los Llanos Orientales(Fundación Universidad de América, 2024-07-27) Avila Rincon, Julio Cesar; Romero Sánchez, AdriangelaSe realizó una caracterización petrofísica para la Formación Barco en 44 pozos, con base en registros adquiridos con tecnología LWD (Logging While Drilling) y la información de 4 núcleos. El volumen de shale oscila entre 1 % y 18 %, lo cual indica un yacimiento relativamente heterogéneo en cuanto al contenido de shale. En las zonas consideradas como arena neta, la porosidad calculada oscila entre 18 % y 22 %, lo que indica que el yacimiento tiene una capacidad del almacenamiento buena y relativamente homogénea. La variación en la calidad del reservorio está controlada principalmente por cambios en el tamaño de grano, más que por la presencia o ausencia de minerales de arcilla. Se encontró que la saturación de agua total es bastante mayor a la saturación de agua irreducible, con promedios de 20 % y 13 %, respectivamente; esto indica que la producción acumulada del yacimiento ha ocasionado que, en el momento de la perforación, la saturación no sea la original, o que la salinidad que se usó para el cálculo de la saturación total de agua pueda no ser representativa para todos los pozos. Por lo anterior, estimar la saturación de agua irreducible es clave por dos razones: primero, para la estimación del petróleo original en sito OOIP, y, segundo, porque es un input para calcular la permeabilidad de la formación de interés. La permeabilidad calculada está en el orden de 1900 mD. Las estimaciones de esta propiedad realizadas por medio de ecuaciones semi empíricas y regresiones a partir de los datos de núcleo tuvieron valores de ajuste de R^2 que oscilan entre 0,51 y 0,56. Por otra parte, el R^2 de la permeabilidad obtenida a partir de las redes neuronales artificiales fue de 0,61, ligeramente mayor a las demás para este caso en particular.Item Caracterización petrofísica de arenas basales del cretácico mediante correlación con atributos sísmicos aplicando redes neurales en el campo Tubridgi Cuenca Norte Carnarvon, Australia.(Fundación Universidad de América, 2024-07-26) Pedraza Cristancho, Dianna Vanessa; Sarmiento Orjuela, Arian Mauricio; Martínez Valladares, Richard AlbertoEl Campo Tubridgi, ubicado en la plataforma Peedamullah, es el foco de estudio en este trabajo debido a su significativa importancia en la exploración y producción de gas natural, siendo fundamental para la industria de hidrocarburos en Australia. Con el objetivo de mejorar la comprensión y caracterización de las arenas basales del Cretácico, que actúan como un reservorio clave en el Campo Tubridgi, se llevó a cabo una evaluación petrofísica. Esta evaluación se centró en determinar los modelos de arcillosidad (Vsh=IGR), porosidad (Archie) y saturación de fluidos (Archie) que mejor se ajustaron al tipo de reservorio presente. Para ello, se integraron datos de muestras de núcleo y registros eléctricos. Los resultados de estas propiedades petrofísicas obtenidos mediante métodos tradicionales fueron fundamentales, ya que esta información se proporciona a la red neural como datos de entrada para el entrenamiento.Item Implementación del método de recobro mejorado HUFF & PUFF en un pozo de gas y condensado en la formación mirador del Campo Recetor.(Fundación Universidad de América, 2024-08-12) López Hernández, Laura Elena; Cifuentes Munera, Harold Duván; Romero Sanchez, Adriangela ChiquinquiraEn resumen, el comportamiento complejo del sistema fluido de dos fases en los yacimientos de gas condensado puede afectar la productividad del pozo, este documento se centra en la metodología y ejecución de la técnica de inyección de gas Huff and Puff para la recuperación mejorada de petróleo en un campo de gas condensado. En primer lugar, se realiza una evaluación exhaustiva del yacimiento y del pozo. Esta evaluación incluye un análisis detallado de la composición de los fluidos en diferentes zonas de la estructura del yacimiento, la presión del yacimiento, el historial de producción, el cálculo de la velocidad crítica, el cálculo del radio de invasión y el cálculo volumétrico del gas a inyectar. A continuación, se construye un modelo de simulación numérica utilizando el software CMG. Este modelo incluye las dimensiones de la malla, las propiedades petrofísicas, las regiones, la permeabilidad relativa, la ecuación de estado, la composición de la inyección de gas, el ajuste histórico y los resultados de la simulación. Una vez que el modelo está listo, se planifican los escenarios para la ejecución de la técnica Huff and Puff. Esta técnica implica una fase de inyección (Huff), una fase de remojo (Soak) y una fase de producción (Puff), con el objetivo de maximizar la eficiencia de recuperación de petróleo. La fase de ejecución implica la instalación de conexiones superficiales, asegurar un volumen de gas suficiente para la inyección y mantener una presión de inyección segura. Durante esta fase, se toman decisiones basadas en un árbol de decisiones y se analizan los resultados de la inyección de gas, incluyendo la producción de gas, petróleo y agua, así como la durabilidad del ciclo de producción después de la inyección de gas. El documento concluye con un análisis de los resultados obtenidos, mostrando un aumento significativo en la producción de petróleo y una extensión del ciclo de producción del pozo gracias a la implementación de la técnica Huff and Puff. El beneficio volumétrico obtenido es resaltado sobre todo en aceite ya que el gas inyectado no fue recuperado completamente y eso pudo causar sensación de que no fue efectivo al ser comparada la monetización de los fluidos, sin embargo, se resalta la importancia de estos ciclos de Huff and Puff para mantener energizada la zona del yacimiento cercana al pozo y la evacuación de los líquidos que generan el daño por Banco de Condensados.Item Evaluación del efecto de la inyección de gases de combustión en el factor de recobro y la reducción de la huella de carbono en procesos de inyección de vapor en un campo de crudo pesado de la cuenca del Valle Medio del Magdalena(Fundación Universidad de América, 2024-08-06) Dimaté Bautista, Jairo Enrique; Prada Palomo, Katherine; Bernard Nieres, José Gabriel; Romero Sánchez, AdriangelaSegún el reporte “Energy Transition Outlook 2022” publicado en octubre del mismo año por la International Energy Agency (IEA), el sector energético es responsable de más del 70% de las emisiones de gases de efecto invernadero, el mayor contribuyente a las emisiones de este sector corresponde a los combustibles fósiles, liderado por el carbón (42%), seguido del petróleo (36%) y el gas natural (30%). Una de las actividades de la industria petrolera que aporta grandes cantidades de gases de efecto invernadero es la extracción de crudo pesado con técnicas de recobro térmico, en especial, las técnicas de inyección de vapor, las cuales requieren la combustión de fuentes fósiles como el carbón, el petróleo o el gas para la generación del vapor.Item Caracterización del potencial de almacenamiento y secuestro de CO2 en un sector de la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, mediante modelamiento estático y aprendizaje automático(Fundación Universidad de América, 2024-02-14) Gelvez Rodríguez, Jenny Carolina; Kairuz Hernández, Edgar Chajid; Romero Sánchez, Adriangela ChiquinquiráEl área de estudio (36,665 km2), se localiza en la cuenca de los Llanos Orientales, en la zona poco deformada, provincia del Casanare, caracterizada por un gran homoclinal con buzamiento hacia el occidente, afectada por fallas normales antitéticas y sintéticas, con saltos de falla moderados. La secuencia sedimentaria comprende rocas del Paleozoico, Cretáceo y Terciario, compuesta por intercalaciones de areniscas y arcillolitas, de estas unidades por las características de continuidad areal, espesor, propiedades petrofísicas y profundidad e información disponible, se seleccionó el Intervalo C1 de la Formación Carbonera como potencial almacenador y la Formación León como sello, para evaluar su potencial para almacenar y secuestrar CO2. En el área se trabajó se tuvo acceso a información de aproximadamente 100 pozos perforados por la industria de los hidrocarburos, en especial datos de registros eléctricos, historias de pozo y algunos análisis de muestras de pared, así como cerca de 5,000 kilómetros de sísmica 2D, para ser integrados y analizados. Por medio de la implementación de aprendizaje automático se determinaron los topes de un grupo de pozos objetivo (topes a predecir), a partir de un grupo de pozos de aprendizaje, lo cual permitió predecir el tope de las unidades de interés en el 90% de 42 pozos seleccionado para este fin.Item Diseño de una herramienta digital para la selección de nanopartículas de sílice para el aumento del factor de recobro como método de recuperación avanzada de hidrocarburos.(Fundación Universidad de América, 2024-02-09) Lagos Cristancho, Angiee Lizzeth; Quevedo Orjuela, Fidel Esteban; Jiménez Bracho, Edison Enrique; Cuadrado Salazar, Alex José; Romero Domínguez, Jorge EduardoLa presente investigación se centra en el campo del diseño de herramientas digitales, abordando específicamente el desarrollo de una aplicación innovadora destinada a la selección de nanopartículas de sílice. Este enfoque tecnológico tiene como objetivo optimizar el factor de recobro en el contexto de la recuperación avanzada de hidrocarburos. La importancia de este proyecto radica en su contribución al avance de técnicas y metodologías para mejorar la eficiencia en la extracción de hidrocarburos, proporcionando así una valiosa herramienta para la industria energética. La aplicación propuesta busca integrar de manera efectiva la tecnología digital en el proceso de selección de nanopartículas, ofreciendo soluciones avanzadas que impacten positivamente en la recuperación de recursos petrolíferos, promoviendo la sostenibilidad y la eficiencia en el sector.Item Caracterización de daño a la formación durante la perforación mediante registros dieléctricos en yacimientos de petróleo pesado y extrapesado en la faja petrolífera del Orinoco en Venezuela y en Llanos Orientales en Colombia.(Fundación universidad de América, 2022-10-24) Criollo Barrios, Darling Marivick; Martínez Valladares, Richard Alberto; David López, Carolina; Romero Sánchez, Adriangela ChiquinquiráEl presente trabajo tiene como objetivo desarrollar una nueva metodología para la caracterización del daño a la formación durante la perforación, ocasionado por el filtrado de lodo de perforación mediante registros dieléctricos en yacimientos de petróleo pesado y extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco en Venezuela y en Llanos Orientales en Colombia. Se inició con la recopilación de datos de los pozos de ambas áreas, para el flujo de trabajo de petrofísica se consideraron los pozos del Bloque de Río Ariari en Colombia, siendo este mismo flujo aplicable para los pozos de la Faja Petrolífera del Orinoco.Item Evaluación de la implementación de inyección de vapor junto con inyección inmiscible de CO2 y N2 a partir de la captura de gas de chimenea en un campo de crudo pesado del Valle Medio de Magdalena(Fundación Universidad de América, 2022-08-05) Rolón Hernández, José Rafael; Romero Sánchez, Adriangela Chiquinquirá; Caliz, AldoActualmente el requerimiento mundial de reducir el impacto de los gases de efecto invernadero ha generado una gran atención hacia alcanzar un balance de emisiones neutro en muchos procesos industriales. Los procesos de recuperación mejorada de crudo “EOR” como inyección de vapor los cuales son principalmente implementados en recuperación de crudo pesado son algunos de los procesos que necesitan reducir el impacto de emisiones. El principal impacto en términos de generación de gases de efecto invernadero en proceso de recuperación mejorada térmica está relacionado con el proceso de generación de vapor el cual utiliza gas natural como combustible.Item Mitigación del daño de formación del bloque canaguaro mediante el modelamiento matemático de la precipitación de asfaltenos con cambios de presión, temperatura y usando simulación en prosper(Fundación Universidad de América, 2022-08-05) Rodríguez Díaz, Edith; Asprilla, Juan Manuel; Romero Sánchez, Adriangela ChiquinquiraEn los pozos del Campo Canaguay se han presentado problemas de inestabilidad de producción debido a la precipitación de asfaltenos y de compuestos inorgánicos, sin embargo, este es el primer estudio que se realiza para determinar las envolventes de precipitación que permitan tener un mejor entendimiento y manejo del yacimiento.