Fuentes, el reventón energético

VIABILIDAD DE LA IMPLANTACIÓN DE LA ENERGÍA MAREOMOTRIZ EN PLATAFORMAS PETROLÍFERAS MARINAS DE LA CUENCA DE FOZ DO AMAZONAS.

2023-08-02T15:45:47+00:00

Este artículo consiste en evaluar la factibilidad de implementar plantas mareomotrices para abastecer el sistema eléctrico de las plantas petroleras costa afuera en la desembocadura del Amazonas, de manera que ya no requieran la quema de gases obtenidos en la extracción de petróleo, aumentando el espacio en las plataformas, al extinguir los generadores accionados por turbinas de gas; reduciendo así los impactos ambientales causados por la quema de combustibles fósiles. Para este análisis, se utilizó la plataforma de software System Advisor Model para modelar el perfil energético de la planta dentro de la subcapa Mareomotriz, y establecer los parámetros: recursos, energía convertida, la distancia prevista entre la planta y la plataforma petrolera; además de las pérdidas durante y después del proceso de implantación, y la Red de Modelación y Observación Oceanográfica para obtener datos sobre la velocidad de las corrientes en el bloque mostrado en el mapa de bloques exploratorios de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles. Debido a este análisis, la implementación de una planta de energía mareomotriz en el bloque ofrecido FZA-M-759 es factible porque abastece cómodamente a una plataforma en alta mar en esa ubicación e implementa una importante transición energética al evitar la quema de combustibles fósiles mediante la aplicación de energía limpia, la energía mareomotriz.

EFICIENCIA ENERGÉTICA Y RECUPERACIÓN SECUNDARIA: DOS OPCIONES DE GESTIÓN PARA UN YACIMIENTO MADURO DE ECUADOR

2023-08-29T16:20:21+00:00

Las estrategias enfocadas a solucionar los inconvenientes de un campo maduro deben contemplar la declinación de la producción, lo cual es primordial a la hora de considerar futuras inversiones para mantener la competitividad y rentabilidad del campo. B49 es un campo petrolífero con los problemas típicos de un campo maduro, la gestión orientada a aumentar el factor de recuperación y la implantación de un modelo de eficiencia energética fueron los ejes para reducir el OPEX y conseguir un barril con un coste de producción de 5,20 USD. El principal objetivo de la inyección de agua en el yacimiento es potenciar al máximo la recuperación de petróleo. El agua de formación de las zonas norte y sur de B49 se utiliza en la inyección de agua, lo que aumentó el factor de recuperación del 21% al 26%.

En Ecuador, el gas asociado no se explota en su totalidad. Por esta razón, su quema es una práctica aceptada; sin embargo, desde 2009 la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador viene implementando un ambicioso programa de Eficiencia Energética denominado Optimización de la Generación Eléctrica y Eficiencia Energética (OGE&EE), que consiste en un desarrollo integral de la generación, distribución y transmisión de energía eléctrica, así como el desarrollo de instalaciones para la recolección y transporte de gas asociado.

OGE&EE consiste en un grupo de proyectos, que cubren un área de 25.000 km2, 17 bloques petrolíferos, 56 campos petrolíferos y más de 66 instalaciones, hasta la fecha los resultados del programa son:

• Instalación de centrales de generación múltiple con una capacidad combinada de 325MW, 95MW y que pueden utilizar gas asociado como combustible.
• 200 km de instalaciones de transmisión y distribución de energía eléctrica.
• Instalación de 17 km de gasoductos de un total de 100 km, mejora de las instalaciones existentes mediante la implantación de la recuperación del calor residual.
• El Programa OGE&EE también ha interconectado la red eléctrica de la industria petrolera a la red nacional, lo que contribuye a optimizar la energía renovable nacional (hidroeléctrica).

En 2015 la petrolera ecuatoriana se adhirió a la iniciativa del Banco Mundial “ Zero Routine Flaring by 2030”, el Gobierno ecuatoriano también se adhirió a esta iniciativa en 2018, y como parte del programa de Eficiencia Energética de PAM EP desde 2015 trabaja en el desarrollo de proyectos y soluciones financieras para incrementar la generación de energía con gas asociado y disminuir las instalaciones de quema de gas (flare gas).

La producción de 12 pozos se utiliza para la generación de electricidad; la demanda diaria de energía es de una media de 3 MW (72 MWh al día). La generación eléctrica de B49 cumple los objetivos de eficiencia al utilizar gas en generadores de alta eficiencia para cubrir el 100% de las necesidades energéticas; el yacimiento utiliza 194 MMcf de gas al año, deja de emitir 20 MTon CO2 eq/KWH y ahorra 420 M USD/año en gasóleo no consumido. En esta investigación se abordan problemas como el agotamiento de la presión en las arenas productoras, la inyección de agua, el aumento de BSW, la disponibilidad de gas, la limitación de la quema de gas, las instalaciones de mantenimiento de la presión y la distribución de gas.

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS EN SECTORES DEL ECUADOR CON DIFÍCIL ACCESO Y/O DESPROVISTOS DE SERVICIO ELÉCTRICO: UN ESTUDIO DESDE LAS EXPERIENCIAS LATINOAMERICANAS

2023-09-15T20:09:48+00:00

La investigación analizó la implementación de energía solar fotovoltaica en sectores del Ecuador con difícil acceso y/o desprovistos de servicio eléctrico, con énfasis en la amazonia ecuatoriana, basado en experiencias de países Latinoamericanos. La metodología tuvo un nivel de alcance exploratorio y descriptivo, con enfoque cualicuantitativo, no experimental de corte transversal; su enfoque cualitativo respondió a una revisión sistemática y su enfoque cuantitativo a un estudio basado en metaanálisis, de la aplicación de criterios de inclusión se obtuvo un total de 103 trabajos investigativos, cantidad reducida a 56 con la aplicación de criterios de exclusión; clasificada la información, 32 resultaron idóneos para el proceso descriptivo de revisión sistemática y 24 para metaanálisis. Al finalizar la investigación se determinó que la implementación de energía solar fotovoltaica en sectores de difícil acceso y/o desprovistos de servicio eléctrico financieramente no es viable en sectores rurales e incluso urbanos, ya que la vida útil de los paneles solares oscila entre los 10 a 25 años y la recuperación de inversión se proyecta a largo plazo (10 años), implicando con ello elevados costos y un elevado riesgo para inversionistas y el estado; por otro lado, las condiciones geofísicas de la región amazónica del Ecuador es idónea para su implantación; sin embargo, la falta de políticas públicas e incentivos que impulsen el cambio de matriz energética y consecuentemente la implementación de este y otros sistemas de energía renovable no ha sido efectivo. Por otro lado, la evaluación de impacto ambiental refleja resultados positivos, pues su implementación reduciría los niveles de contaminación y alinearía al país eficientemente a los objetivos de desarrollo sostenible (Agenda 2030).

EVALUACIÓN DE UNA UNIDAD HPHT ACOPLADA CON SONDA NIR PARA DETERMINAR EL INICIO DE LA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS BAJO DIFERENTES PRESIONES

2023-09-26T15:36:21+00:00

Los asfaltenos se caracterizan por ser la fracción de petróleo crudo con mayor masa molar y polaridad, preestableciendo principalmente grupos (poli)aromáticos. La floculación y deposición de asfaltenos provoca grandes pérdidas a la industria petrolera. Es importante comprender el comportamiento de fase de los asfaltenos en condiciones más cercanas a las que se encuentran en los yacimientos. Por lo tanto, la LMCP/UFRJ comenzó a operar una unidad de alta presión y alta temperatura (HPHT) acoplada a una sonda de espectrómetro de infrarrojo cercano que puede utilizar diferentes floculantes. Este trabajo describe el desarrollo de un procedimiento, así como la validación de los resultados obtenidos de esta unidad. Debido a la compleja composición del crudo, se prepararon sistemas modelo (MS) con asfaltenos extraídos con n-pentano (C5I) y n-heptano (C7I). Los experimentos se realizaron a presión atmosférica, titulados con n-heptano, ya 100 y 300 bar titulados con propano.
Como era de esperar, los asfaltenos C7I fueron más inestables, presentando un inicio de precipitación más bajo que los asfaltenos C5I en condiciones ambientales y a presiones más altas. Sin embargo, para ambos MS, la estabilidad aumentó con el aumento de la presión al usar propano como solvente. El método propuesto para evaluar el inicio de la precipitación de asfaltenos fue efectivo para MS en tolueno y crudo muerto, y es una alternativa prometedora para la investigación de diferentes tipos de crudo.

METODOLOGÍA DE SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS PARA TRATAMIENTOS DE CONFORMANCE QUÍMICO

2023-11-27T23:23:04+00:00

La canalización generalmente es consecuencia de la heterogeneidad del yacimiento, especialmente por grandes variaciones de permeabilidad, ocasionando reducción en la eficiencia volumétrica como producto de la recirculación del fluido inyectado en procesos de recobro secundario y/o mejorado (EOR). Con el objetivo de mejorar el perfil vertical de inyección y reducir la recirculación de agua inyectada, en Colombia se han implementado, desde el año 2008 a 2020, 33 tratamientos de control de canalización y conformance químico profundo en nueve campos con el objetivo de aumentar la eficiencia de barrido volumétrico para incrementar el factor de recuperación de petróleo. El resultado de los tratamientos reportados es de hasta 3 barriles de petróleo incremental por cada barril de gel rígido inyectado. Sin embargo, la cantidad de tratamientos de conformance es baja en comparación con el número de pozos inyectores en el país de aproximadamente 1400).

Por lo tanto, Ecopetrol adaptó una metodología de selección de pozos candidatos para tratamientos de conformance químico que tiene en cuenta continuidad de los yacimientos, determinación y caracterización de la heterogeneidad, estudio de movimiento de fluidos, determinación de conectividad del patrón de inyección, distribución vertical y areal de los fluidos inyectados y producidos, generación de gráficos diagnósticos en software Sahara para finalmente identificar los pozos candidatos y realizar el diseño del tratamiento de conformance.

La generación de los gráficos diagnóstico base de la metodología tiene como punto de partida la distribución vertical de producción secundaria realizada por el método IWR de alocación de producciones de malla ponderando caudales, en el cual la producción de un pozo es distribuida entre los inyectores que lo afectan, y esta producción es asociada a cada inyector.

Con respecto a la distribución areal se toman elementos de flujo creando mallas dinámicas centradas en inyector y se pondera utilizando la distribución angular. La distribución de producción secundaria tiene en cuenta los ILT/PLT realizados históricamente en los pozos inyectores/ productores, mallado y coeficientes de distribución de los patrones de inyección en el tiempo.

En el presente trabajo se hace una descripción y aplicación de la metodología integrada que permite identificar la producción de petróleo y agua por yacimiento en cada patrón de inyección, así como la eficiencia del agua inyectada para mapear acciones de mejoramiento de la producción de petróleo y disminución de la producción de agua, con el objetivo de identificar los sectores con menor desempeño y que requieren optimización del proceso secundario y/o mejorado. La metodología se validó y complementó con información de trazadores interwell (IWTT) y simulación numérica en líneas de flujo (streamline). En ese sentido, se vienen aplicando tratamientos de conformance desde el año 2021 en 23 nuevos pozos con resultados prometedores de producción incremental de petróleo. La selección de pozos candidatos para tratamientos de conformance químico amplían las expectativas de masificación de estas tecnologías en diferentes campos del país y se convierten en pieza fundamental para apalancar la consecución de reservas y una disminución de la huella de carbono debido principalmente a que con el mismo caudal de fluido inyectado se incrementa la producción de petróleo y en algunos tratamientos puede disminuir la producción de agua, asegurando menor consumo de energía (CO2) por cada barril de petróleo extraído.