Tesis - Maestría en Recuperación Avanzada de Hidrocarburos

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Análisis de la inyección de un químico como método de recobro mejorado para un campo petrolífero mediante modelo analítico y pruebas petrofísicas
(Fundación Universidad de América, 2025-06-06) Rincón Sánchez, Carlos Eduardo; Fernández Barrero, Nelson
El presente trabajo tiene como objetivo desarrollar un análisis de inyección de química para un campo petrolífero, ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales en Colombia. Este proyecto está conformado por un pozo inyector PI_1 y cuatro pozos productores PP_4, PP_3, PP_2 y PP_1, junto con el pozo PC_2 que permitirá evaluar las propiedades petrofísicas de la roca de la formación del yacimiento del campo A. En primera medida se realizará un seguimiento de la producción de hidrocarburos con la inyección de agua en el pozo PI_1, pozo productor que se convirtió a inyector debido a que presentaba baja presión, bajo potencial de petróleo en la arena C7-A4 y alto corte de agua en las otras arenas completadas, se encontraba produciendo al límite económico de la arena C7-1.2., por otra parte, el pozo PP_2 se encontraba suspendido por baja presión del nivel y el pozo PP_4 estaba presentando una pérdida gradual de productividad, los pozos tenían un corte de agua moderado y un buen espaciamiento entre ellos.
Factibilidad técnico-económica de un completamiento inteligente en un pozo horizontal extendido para un campo de crudo pesado en la cuenca de los Llanos Orientales.
(Fundación Universidad de América, 2025-02-20) Pérez Ruiz, Camilo Alberto; Parra Moreno, Wilson; Romero Sánchez, Adriangela Chiquinquirá
Cuando una compañía operadora tiene un campo de crudo pesado y este posee buenas reservas, necesita empezar a perforar pozos para ir avanzando en el área e ir desarrollando las reservas de este campo. A partir de esta necesidad las operadoras plantean campañas de perforación para ir determinando el área de interés del campo y demarcar los límites de este. En busca de optimizar recursos y ser más eficientes en el desarrollo de las reservas, se perforan varios pozos en una misma plataforma o locación, usualmente se perfora un primer pozo verticalmente para conocer las profundidades de las formaciones en esta área, y sobre todo existe el gran interés en identificar la profundidad del yacimiento y su espesor, en caso de no encontrar yacimiento se podría definir esta área como límite del yacimiento. Luego, se perforan pozos desviados que se van desplazando en profundidad hasta llegar a nuevas áreas de yacimiento.
Determinación del esquema óptimo de recobro mejorado para un yacimiento somero de bajo espesor con crudo viscoso.
(Fundación Universidad de América, 2025-02-19) Hernandez Nuñez, Juan Nicolas; Vargas Bautista, Daniel Orlando; Niz Velasquez, Eider; Romero Sánchez, Adriangela Chiquinquirá
La implementación temprana de técnicas de recobro mejorado, puede permitir alargar la vida productiva de los yacimientos. En este trabajo se evalúan algunas alternativas por medio de simulación numérica en el programa CMG, para yacimientos Someros de bajo espesor con presencia de crudos viscosos. El Campo Tambaredjo en Surinam, es un gran ejemplo del éxito de la aplicación de tecnologías de recobro mejorado en yacimientos con las características anteriormente descritas. Durante su desarrollo productivo, en el campo fueron implementados pilotos de inyección de Vapor y de polímero, contando con buenos resultados en los dos, lo que nos permite tener una base de trabajo sustentable para la realización de este proyecto. Se tomó como caso de estudio el Campo Tambaredjo, ya que cumple con las características de ser un yacimiento somero, de bajo espesor con un crudo de 16° API y aproximadamente 600 Cp de viscosidad.
Evaluación de la inyección de agua y polímeros como método de recobro mejorado en un yacimiento de crudo pesado y su papel en la eficiencia energética y la reducción de la huella de CO2 de la producción de petróleo.
(Fundación Universidad de América, 2024-07-31) García Payan, Juan Sebastián; Zambrano Pedraza, Santiago Hernán; Romero Sánchez, Adriangela Chiquinquira
En la actualidad, la producción de campos de petróleo conlleva distintos retos relacionados con el incremento de la producción de hidrocarburos, sin dejar de lado optimización energética y reducción de la huella de carbono. Estos retos deben ser evaluados desde distintos puntos de vista y contemplando factores en la cadena de producción de hidrocarburos. Este trabajo de grado lleva a cabo una evaluación de la inyección de agua y polímeros como método de recobro mejorado en un yacimiento de crudo pesado y el impacto de estos escenarios en la eficiencia energética y la reducción de la huella de 〖CO〗_2. El software utilizado para el modelamiento de cada uno de los escenarios de inyección fue CMG (Computer Modelling Group) con el cual, se ajustó el modelo de simulación con la producción real del campo (cotejo histórico) y se realizaron las predicciones a futuro permitiendo determinar los factores de recobro para cada uno de los 7 escenarios dando como resultado de mejor escenario a la inyección de agua con un valor de 13.9201 factor de recobro, y los demás resultados de los escenarios de polímero coincidieron en el mismo valor de 13.6853 de factor de recobro.
Evaluación de los procesos de inyección de agua implementados en la Cuenca del Valle Superior del Magdalena de los campos operados por Ecopetrol mediante una herramienta digital
(Fundación Universidad de América, 2024-02-15) Pescador Gómez, Jorge Mario; Castro García, Rubén Hernán; Aldana Escalante, Eliana María
Actualmente en Colombia existe una necesidad energética y se deben potencializar los proyectos enfocados en aumentar las reservas petroleras, lo anterior, se puede realizar por medio de la perforación de pozos, encontrar nuevos yacimientos, desarrollar nuevas técnicas o implementar nuevas tecnologías para aumentar la producción de los yacimientos, y/o por medio del incremento del factor de recobro en los yacimientos de los campos maduros actualmente en producción en Colombia. Para poder realizar la evaluación de los procesos de inyección de agua en la Cuenca del Valle Superior del Magdalena se analizó el comportamiento del proceso de inyección y producción de fluidos para los 10 campos de estudio, implementando una simulación analítica gracias a los datos conseguidos y reportados por la operadora en las formas 9sh y 20cr los cuales fueron migrados al Software SAHARA.
Diseño óptimo de un completamiento para la inyección selectiva de agua en yacimientos heterogéneos
(Fundación Universidad de América, 2024-02-14) Melo Abdala, Andrés Fabian; Romero Sánchez, Adriangela Chiquinquirá
La inyección de agua en campos con la presencia de dos o más formaciones con heterogeneidades puede ser un reto mayor para lograr una eficiencia en la inyección óptima. Esta eficiencia se puede lograr mediante la implementación de un diseño de completamiento que permita la distribución uniforme de agua en ambos reservorios, maximizando la producción de cada uno de ellos y aprovechando el caudal de agua disponible. Con el propósito de diseñar este tipo de completamientos, es necesario partir desde la selección adecuada del campo y patrón de inyección, elaborar un modelo de simulación numérico que permita estimar el volumen de petróleo a ser producido variando las posiciones de choque en cada segmento y/o intervalo, diseñar y seleccionar la tecnología que permita ajustar dichos caudales de inyección y, por último, validar la viabilidad económica del este arreglo. Este trabajo brinda la metodología para desarrollar este proceso y confirma la viabilidad de la inyección de agua simultanea para el campo objeto de estudio, implementando un diseño óptimo de completamiento que permite maximizar el volumen de petróleo producido.
Diseño del completamiento para un pozo inyector de CO2 alternado con agua ubicado en la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia
(Fundación Universidad de América, 2024-02-13) Restrepo Rodríguez, Lady Sthephanie; Molano Puerto, David Mauricio; Jiménez Bracho, Edison Enrique
El presente trabajo de grado se desarrolla en un campo ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, en la cual, la producción de agua de sus pozos (BSW) alcanza hasta 95%; esto representa la causa principal del alto costo de las operaciones productivas de crudo, ya que involucran procesos de tratamientos que están enfocados en la inyección de agua en pozos de disposición, vertederos, etc. El campo en estudio es productor de crudo pesado (API de 8° en Formación 1 y 20° en Formación 2 (paquetes de arena A y B), presenta alto corte de agua, alta viscosidad y posee una alta cantidad de petróleo remanente que queda en el yacimiento sin drenar a pesar del uso de los sistemas de levantamiento artificial en los pozos productores, siendo el factor de recobro (FR) uno de los aspectos más críticos al ser apenas del 8% en la Formación 1 y 16% en la Formación 2; por estas razones, se considera que los procesos de recobro mejorado (EOR) pudieran ser no solo una solución para aumentar el factor de recobro del campo, sino también transformarlos en procesos cada vez más amigables con el medio ambiente, el cual es uno de los objetivos y/o compromisos para el año 2030-2050 de la compañía operadora.
Evaluación técnica y económica de la inyección de polímeros como proceso de recuperación mejorada en un yacimiento con baja permeabilidad y crudo pesado ubicado en la cuenca de los llanos orientales, por medio de simulación numérica.
(Fundación Universidad de América, 2024-02-09) Parra Bermeo, Jhoan Alexander; Montenegro Garza, Lina Marcela; Molano, Simón Emilio; Paz Aranguren, Arnul David
El presente trabajo tiene como objetivo realizar la evaluación técnica y económica de la inyección de polímeros como proceso EOR en un yacimiento con baja permeabilidad y crudo pesado ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales, por medio de simulación numérica. Para la construcción del modelo estático y dinámico del campo objeto de estudio fue requerido realizar un análisis de incertidumbre, debido a que no se contaba con datos históricos de producción y la información de la roca y los fluidos era limitada. Por tal motivo, se definieron los parámetros con mayor incertidumbre y se les asignaron posibles rangos. Posteriormente al caso base, con los parámetros establecidos se realizó la simulación Monte Carlo, obteniendo los escenarios probabilísticos: P10, P50 y P90. En cuanto a las características del polímero, se definieron los criterios de selección. Posteriormente, se realizaron estudios de literatura y de mercado para confirmar la aplicabilidad, disponibilidad, características y costos del polímero seleccionado.
Evaluación de la viabilidad del desarrollo temprano de un campo petrolero colombiano mediante el uso de un surfactante en los fluidos de perforación y completamiento en la formación productora para la reducción del pseudo daño desde la fase de perforación.
(Fundación Universidad de América, 2024-02-05) Gómez Cabrera, Paola Andrea; Ruidiaz Brito, Israel José; Duarte Algarra, Daniel Felipe; Romero Sánchez, Adriangela Chiquinquirá
Debido a los problemas de pseudo daño que se generan con los fluidos de perforación y completamiento durante la perforación de los pozos y la afectación directa que tienen en el factor de recuperación de petróleo, se realizó el planteamiento del presente proyecto para identificar como mitigar las causas que generan la baja productividad de los pozos mediante pruebas de laboratorio de núcleo, caracterizando la roca y fluidos, determinando los mecanismos de daño a la formación y cuantificación los mismos. A partir de las pruebas realizadas se identificó que los daños generados en la formación fueron inducidos por los fluidos de perforación y completamiento, por lo cual se realizó el diseño de los fluidos de perforación y completamiento con adición y sin adición de surfactante para determinar sí el uso del surfactante ayuda a mitigar los pseudo daños que se generan en la fase de perforación y completamiento.

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