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ISSN (Print) 1657-6527 - ISSN (Online) 2145-8502
Published by Universidad Industrial de Santander Homepage  [8 journals]
  • Hoja bandera

    • Authors: Lennix F. Vega-S.
      Pages: 2 - 3
      PubDate: 2021-12-24
      Issue No: Vol. 19, No. 2 (2021)
       
  • Contenido

    • Authors: Lennix F. Vega-Sepulveda
      Pages: 3 - 4
      PubDate: 2021-12-24
      Issue No: Vol. 19, No. 2 (2021)
       
  • COP 26: llamados que deben ser atendidos

    • Authors: Erik Giovany Montes-Paez
      Pages: 5 - 6
      PubDate: 2021-12-24
      Issue No: Vol. 19, No. 2 (2021)
       
  • Análisis de alternativas para la selección de plataformas de producción
           offshore. Aplicación en el Caribe Colombiano

    • Authors: Oscar Daniel Santos-G, Juan Diego Barraza-G., Emiliano Ariza-León, Jairo Humberto Cabrera-T
      Pages: 7 - 17
      Abstract: El desarrollo de este artículo consiste en la aplicación de una secuencia de análisis para seleccionar las plataformas de producción de hidrocarburos, la cual consta de cuatro criterios que se requiere tener en cuenta al momento de desarrollar un campo petrolífero costa afuera. Primero, se hace un estudio detallado de los diferentes tipos de plataformas que se pueden llegar a emplear para la producción de hidrocarburos en aguas profundas y ultra profundas, seguidamente se desarrollan los criterios de selección para cada tipo de plataforma dependiendo de factores como las características del yacimiento, los requerimientos técnicos y las condiciones metaoceánicas del sitio, posteriormente se buscan identificar las facilidades básicas que deben tener las instalaciones en alta mar y se plantea una serie de escenarios para la producción de los campos tomando como referencia con las experiencias del campo Liwan 3-1 ubicado en aguas profundas del mar del sur de China. Se sugiere la aplicación de un escenario para el desarrollo del campo Orca, teniendo en cuenta necesidades de infraestructura, sistemas de producción y facilidades, además se analizan las variables influenciadas por las condiciones metaoceánicas de la zona; para lograr así analizar las variables que pueden llegar a influir en la selección de una plataforma de producción, específicamente  en el mar caribe colombiano, donde en los últimos años se han realizado exploraciones con descubrimientos en gas.
      PubDate: 2021-12-06
      DOI: 10.18273/revfue.v19n2-2021002
      Issue No: Vol. 19, No. 2 (2021)
       
  • Pronóstico de estabilidad de asfaltenos en petróleo crudo con base en
           análisis SARA mediante redes neuronales artificiales

    • Authors: Tomás Darío Marín-Velásquez
      Pages: 19 - 33
      Abstract: La estabilidad del petróleo o su tendencia a producir precipitación de asfaltenos debe ser estimada, debido a su importancia para predecir problemas de obstrucciones de tuberías y equipos de procesos. A partir de las fracciones de hidrocarburos componentes del petróleo, denominadas fracciones SARA (Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos) se han generado índices para estimar la condición de estabilidad con base en las relaciones de solubilidad e insolubilidad de los asfaltenos respecto a las otras fracciones a partir de estudios de laboratorio y análisis matemático. En la presente investigación se analiza la aplicabilidad de pruebas estadísticas multivariantes por Redes Neuronales Artificiales (RNA) para pronosticar la condición de estabilidad determinada a partir de dos índices, la Inestabilidad Coloidal (CII) y el Índice de Estabilidad (IE), además se proponen modificaciones de rangos con base en los resultados y un índice basado en la solubilidad/insolubilidad (IIS). Se utilizó como muestra de estudio 193 análisis SARA de petróleos de diferentes países obtenidas de artículos publicados en revistas científicas para la creación de la RNA, con la que se pronosticó el porcentaje de clasificación correcta basada en la interacción y tendencia de relaciones entre las cuatro fracciones en su conjunto. Adicionalmente se utilizaron 11 muestras externas a las utilizadas en el modelo RNA para validar el mismo. Se obtuvo que laRNA clasificó correctamente el 92,75% de la condición de estabilidad determinada con el CII y 88,60% respecto al IE. El ajuste de los rangos de estabilidad mejoró el pronóstico a 97,41% respecto al CII y 96,89% con el IE. El uso del IIS demostró un menor ajuste según la RNA con 98,45% de casos correctamente clasificados. Se demostró la aplicabilidad de la metodología de RNA para clasificar la condición de estabilidad de muestras de petróleo con base en sus fracciones SARA.
      PubDate: 2021-12-10
      Issue No: Vol. 19, No. 2 (2021)
       
  • Generando ingresos a partir de objetivos económicamente no rentables.
           Implementación exitosa de técnicas de fractura HiWAY & TSO en el Campo
           Shushufindi

    • Authors: W. Paredes, J. Bustos, J. Carrion, R. Leon, C. Freire, G. Soria, L. Bravo, J. Vega, C. Giol, J. Freire, V. Capcelea, F. Salazar, J. Pantoja, O. Morales, C. Llerena, P. Cornejo
      Pages: 35 - 52
      Abstract: El campo Shushufindi descubierto en 1968, está ubicado en el noreste de la cuenca Oriente en Ecuador, vecino a las cuencas de Marañón y Putumayo en Perú y Colombia, respectivamente. El campo pertenece al Bloque 57, inició la producción en 1972 y está desarrollado con 165 pozos activos. La producción proviene de dos de los principales reservorios del Cretácico: Napo Ti y Ui, con Ts, Us y BT como objetivos secundarios. El desafío de obtener una producción incremental de los reservorios principales se convierte en una ardua tarea. El énfasis en la producción de los reservorios secundarios se convierte en un objetivo crucial para cumplir con las expectativas de producción en los pozos de baja producción o abandonados. Los principales desafíos en los reservorios secundarios son las bajas propiedades petrofísicas, la variabilidad estratigráfica, el bajo pago, la discontinuidad lateral y las intercalaciones de lutitas. Sin embargo, existe un volumen importante de reservas recuperables asociados en estas arenas que las convierte en un objetivo atractivo para la mejora de la producción. Realizar operaciones convencionales en reservorios secundarios tiene un amplio margen de riesgo en términos de producción incremental, donde la producción promedio de petróleo es de ~ 120 BOPD. Una estrategia para mejorar la conductividad en estos reservorios marginales es la fracturación hidráulica. Las fracturas inducidas mejoran enormemente la permeabilidad al conectar los poros entre sí; con esto, la fracturación hidráulica se convierte en una tecnología crítica para incrementar la producción. La efectividad de la fracturación hidráulica está determinada por la conductividad y la geometría apuntalada, la altura de la fractura y su longitud. El volumen del tratamiento y la concentración de apuntalante también juegan un papel importante en el diseño de fracturas porque determinan la penetración y conductividad final. Una buena comprensión de las características del yacimiento, junto con un diseño de fractura adaptado al propósito, llevó a una implementación exitosa de los diseños de fractura TSO y HiWAY en el campo Shushufindi, con resultados sobresalientes. Durante la campaña WO 2018-2019, nueve (9) intervenciones de pozos involucraron fracturación hidráulica en objetivos secundarios y dos (2) en objetivos principales. La ejecución de estos trabajos superó las expectativas generando una producción de petróleo de 7000 BOPD (790 BOPD / pozo) luego de los trabajos e ingresos del proyecto, lo que se traduce en un estimado de 6,9MM Bbls de reservas recuperables.  
      PubDate: 2021-12-24
      Issue No: Vol. 19, No. 2 (2021)
       
  • Estimación de reservas y recursos prospectivos de Coalbed Methane
           (CBM) en Perú

    • Authors: Juan Carlos Santivañez H., Walter Erick Cano T.
      Pages: 53 - 68
      Abstract: El metano y el carbón se forman juntos durante la carbonificación, un proceso en el que la biomasa es convertida por fuerzas biológicas y geológicas en carbón. El metano es adsorbido por la estructura molecular del carbón y se libera por un proceso simple de desorción cuando el agua presente en las fisuras de la formación de carbón es desalojada. Aunque el desarrollo de estos yacimientos no convencionales de Metano en Capas de Carbón (CBM) no comienza en Perú, existe una buena perspectiva de desarrollo de CBM en las formaciones de Goyllarisquizga y Jatunhuasi.
      Las técnicas de estimación de la reserva incluyen el balance de material volumétrico, el análisis de la curva de disminución, los estudios de simulación y las técnicas geofísicas. Las entradas para la estimación inicialmente en su lugar (CIIP) incluyen parámetros geológicos, parámetros específicos del metano de la capa de carbón(CBM) y el historial de producción. El carbón bituminoso de las cuencas de Goyllarisquizga y Jatunhuasi es muy adecuado para la exploración de CBM en términos de su profundidad de ocurrencia, grosor de formación de carbón, reserva de carbón y extensión de área. En consecuencia, el gas total que puede llegar a producirse es de 3 TSCF.
      PubDate: 2021-12-24
      DOI: 10.18273/revfue.v19n2-2021004
      Issue No: Vol. 19, No. 2 (2021)
       
  • Alternativas del uso de la cascarilla de arroz como fuente energética

    • Authors: Angie Tatiana Ortega-Ramírez, María Isabel Quispe- Trinidad
      Pages: 69 - 81
      Abstract: Los combustibles fósiles son la mayor fuente energética en el mundo y Colombia no es la excepción a la regla, es por esta razón que el presente artículo plantea estudiar alternativas del uso de cascarilla de arroz como fuenteenergética en Colombia. Para la investigación se realiza una revisión de información científica obtenida debases de datos como Scopus, Science Direct, Redalyc, entre otros, además de indagaciones extraídas de reportes gubernamentales, casos de estudio en otros países y estudios experimentales, esto con el fin de realizar una revisión con información verídica que pueda dar lugar a un análisis general del uso de energías alternativas y su aporte en la matriz energética, para finalmente dar como resultado un estudio detallado del potencial del uso de cascarilla de arroz en Colombia.
      PubDate: 2021-12-24
      Issue No: Vol. 19, No. 2 (2021)
       
  • Diseño conceptual de concentrador solar de disco parabólico para generar
           energía térmica de alta temperatura

    • Authors: Wuilber Clemente, Carlos Martinez
      Pages: 83 - 94
      Abstract: La energía solar es la fuente de energía más abundante que debe utilizarse para afrontar la crisis energética mundial y reducir la acumulación de gases de efecto invernadero que influyen en el cambio climático. En esta investigación se diseña, de manera conceptual, un concentrador solar de disco parabólico para generar calor en el punto focal con una temperatura superior a los 400°C para aplicaciones múltiples como, generación de vapor, calentamiento de agua, cocción de alimentos o almacenamiento de calor. La metodología empleada se desarrolla en tres etapas: Definición del problema mediante la identificación de necesidades de los usuarios; determinación del concepto de solución mediante la evaluación de combinación de portadores de función de los componentes; y elección de la configuración, las dimensiones y los materiales, mediante la simulación del elemento esencial que es el disco parabólico con el software SolTrace.
      PubDate: 2021-12-10
      DOI: 10.18273/revfue.v19n2-2021006
      Issue No: Vol. 19, No. 2 (2021)
       
  • Estudio piloto para la inyección de bactericidas en arenas con problemas
           de actividad microbiana en el Campo Libertador, Bloque-57

    • Authors: Hayliz Sánchez-Bernal, Paola Pucha-Ortega, Danilo Arcentales-Bastidas, Kenny Escobar-Segovia, Jorge Lliguizaca-Dávila, Fernando Sagnay-Sares, Rolando Garcia-Villalba
      Pages: 95 - 103
      Abstract: La actividad microbiana puede provocar problemas como la corrosión de las tuberías, el taponamiento en las formaciones y la disminución de la efectiva permeabilidad, especialmente las bacterias reductoras de sulfatos que se encuentran en el agua como medio de formación donde se permite su proliferación. Estas se adhieren a los canales conductores de la arena productora y forman una biomasa que restringe el flujo de fluidos. Este trabajo se llevó a cabo para diseñar una estimulación de matriz no reactiva mediante la inyección de biocidas que limpien la cara de la arena para aumentar la permeabilidad, reducir el daño de la formación, controlar los ambientes corrosivos y asi aumentar la producción diaria de petróleo. Mediante el análisis de la concentración total de hierro, sulfato, dióxido de carbono y sulfuro en el gas y el agua, se identificaron los pozos con actividad microbiana, mientras que el comportamiento de las bacterias se caracterizó mediante la evaluación de cultivos bacterianos y cupones de corrosión. Utilizando criterios de rentabilidad económica, se seleccionaron los pozos TTT A 011 y TAP 09 como los más prospectivos del campo Libertador, ya que, de los 94 pozos analizados, estos presentaron el mayor índice de actividad microbiana y de recuperación de barriles de petróleo. La actividad microbiana en los pozos de la estación Tetete es más agresiva, puesto que se reproducen en menos tiempo, obstruyendo los canales porosos a mayor velocidad. Los bactericidas THPS y GLH tuvieron mejor funcionalidad contra las bacterias y el medio ambiente, por lo que fueron considerados en este diseño de estimulación de matriz no reactiva generando 907.976,10 dólares como ganancia para la empresa en la proyección de 12 meses.
      PubDate: 2021-12-24
      DOI: 10.18273/revfue.v19n2-2021007
      Issue No: Vol. 19, No. 2 (2021)
       
 
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