Revista Fuentes, el reventón energético

Aquí hablamos de fuentes energéticas

Erik Giovany Montes-Páez — 2020-12-10

Utilización de algoritmos genéticos para la optimización en el cálculo de variogramas basadas en celdas para la simulación de un yacimiento

Carlos Portilla — 2020-12-10

La importancia de analizar la continuidad y regularidad de las características de un yacimiento está en desarrollar una mejor predicción de reservas de petróleo in situ, por lo tanto, es necesario conocer como estos parámetros van a estar dispersos. Incorporando la totalidad de la información de la que se dispone de la zona de estudio, realizamos el proceso de caracterización del reservorio que tiene como objetivo simular un modelo del yacimiento lo más cercano a la realidad posible. Para esto se aplica el análisis de los variogramas como técnica geoestadística, que permite analizar el comportamiento espacial de las variables regionalizadas o propiedades del reservorio. Para dicho cálculo se deben definir algunos parámetros como datos de entrada para el modelamiento.

En el presente trabajo se desarrolló un algoritmo que permita automatizar el cálculo de variogramas para la optimización de la selección de los parámetros que se necesitan para su ajuste en el modelamiento geoestadístico. Esta técnica consiste en la implementación de Algoritmos Genéticos (AG), probados por medio de la experimentación, que pueden ser utilizados para la optimización del cálculo de variograma basadas en celdas o malla.

La técnica de Algoritmos Genéticos (AG) explota la información histórica (memoria implícita) del reservorio, para considerar nuevas zonas de interés con alto potencial de almacenamiento de hidrocarburo, para lo cual se ha ido construyendo el algoritmo para que mejore el cálculo y el ajuste variográfico.

Generación de energía eléctrica en sistemas de generación distribuida de pequeña escala usando bioenergía en Nicaragua

Napoleón Vicente Blanco-Orozco — 2020-12-10

En este artículo se presentan los resultados de un estudio que indagó sobre la posibilidad de generar electricidad en sistemas de generación distribuida utilizando los residuos agrícolas a pequeña escala en la región del oeste de Nicaragua; se utilizaron sistemas de información geográfica (SIG) para evaluar el potencial de energía eléctrica de la biomasa realizando un análisis espacial que permitió determinar la cantidad de residuos disponibles. Además, se obtuvo un modelo conceptual de localización de biocentrales de generación y se calculó el potencial energético teórico disponible. Se utilizó el programa HOMER para simular la generación de energía eléctrica, considerando el potencial energético determinado de las regiones en estudio, y se determinó su posibiliad técnica; no obstante, se comprobó que el costo nivelado de la generación usando biomasa residual tiene un valor mayor al de la red, y, por lo tanto, su empleo para la generación de electricidad no es rentable en las condiciones actuales del mercado energético nicaraguense.

Feasibility analysis of the implementation of geothermal energy in waters associated for the production of hydrocarbons

Andrea Bohórquez-Araque — 2020-12-10

Diariamente en Colombia por cada barril de petróleo se producen 12.02 barriles de agua, este subproducto de las operaciones del petróleo es un recurso geotermal de baja entalpía que se ha desaprovechado, porque con este se puede generar energía eléctrica mediante el uso de un Ciclo Orgánico de Rankine. El objetivo de este proyecto es analizar la viabilidad técnica y económica de implementar un ORC para la generación de electricidad en un caso de estudio que representa las condiciones habituales de un campo petrolero apoyado en el simulador de procesos Aspen Hysys con licencia de la Universidad Industrial de Santander. Se inicia con una revisión literaria que recopila las características y condiciones óptimas que permiten el buen funcionamiento de un ORC, siguiente se simulan los distintos procesos del ORC en Aspen Hysys con el fin de realizar una sensibilidad al flujo másico y a la temperatura que permite establecer el mejor fluido de trabajo y los caudales másicos óptimos para el fluido geotérmico y el fluido de trabajo para finalmente obtener un desarrollo eficiente del ciclo a las características del caso de estudio. Se concluye que es viable técnicamente implementar un modulo ORC para la generación de energía eléctrica en el caso de estudio realizado alcanzando una capacidad de generación para cada pozo de petroleo de 1500 kW a un flujo másico de fluido geotérmico de 30kg/s.

Producir energía eficiente, favorable y sostenible mediante el desarrollo de este proyecto de cogeneración puede contribuir en el ámbito económico en las necesidades energéticas de un campo petrolero, en el ambiental con la no causación al impuesto del carbono y en un ámbito social al desarrollo de las comunidades no conectadas a la red nacional de energía.

Retos y soluciones de ingeniería en el diseño de un re-entry exploratorio desde el revestimiento intermedio en la cuenca sub-andina colombiana: caso de estudio

A. Montes-Humánez — 2021-06-28

Las formaciones y estructuras en Niscota, campo en exploración en la cuenca sub-andina Colombiana, se caracterizan por su alta complejidad tectónica-geomecánica y sedimentológica, al igual que sus vecinos del sur, Pauto y Floreña. Esto conlleva a que los proyectos de exploración (y especialmente la perforación de pozos) sean costosos, demorados y con estructuras de riesgos con impactos elevados (evaluados en términos de tiempo y costo). Una solución para la reducción de costos en proyectos de exploración, es la re-utilización de pozos existentes mediante proyectos de reacceso con desplazamientos significativos, apuntando a direcciones distintas de la estructura en exploración. No obstante, este tipo de prospectos, conllevan a afrontar retos técnicos, operacionales y organizacionales, para los cuales se requiere un detalle de ingeniería y madurez organizacional importante.
En este artículo, presentamos un caso de estudio, en el cual se dio soluciones para los siguientes retos: Evaluación del punto de asentamiento de la cuchara de desviación y los riesgos asociados; evaluación del riesgo de fatiga de la sarta durante las operaciones de molienda y posteriores; manejo de recortes de metal de la ventana en revestimiento de 11.75 in.; mapa de parámetros de perforación de ventana en revestimiento de 11.75 in.; perforación en dirección ortogonal al buzamiento en zona fallada; perforación en 10.625 in. Con curvaturas mayores a 4.5°/100 ft en roca dura e intercalada y manejo de incertidumbre geológica en zonas de baja resolución sísmica. Adicionalmente, se presentan los factores de éxito, desde el punto de vista de gerencia de proyecto y seguridad de procesos, que permitieron un valor ganado satisfactorio. Finalmente, las soluciones propuestas a los retos mencionados y la gestión eficiente del proyecto, permitieron lograr el menor tiempo no productivo (NPT) del campo incluso comparado con proyectos similares en los campos análogos del sur (hasta un 7% menos), y ahorros de 1.7 millones de dólares.

Aspectos ecológicos del uso de sorbentes para mejorar la eficiencia de bioremediación de suelos contaminados por petróleo

Elizaveta Mikhedova — 2021-06-28

Hoy, los suelos contaminados son uno de los principales problemas ambientales. Debido a la gran cantidad de tierras contaminadas con petróleo, se están desarrollando nuevos métodos más activamente, así como una combinación de diversos métodos existentes para la eliminación de derrames de petróleo. En este documento, se considera que la biorremediación con el uso de adsorción, reduce la toxicidad y acelera los procesos de destrucción microbiana de hidrocarburos. Hay una gran selección de sorbentes a base de carbono, minerales y materiales naturales. La efectividad de un sorbente en particular variará dependiendo de la región de aplicación, las condiciones climáticas y climáticas, el tipo de suelo y el tipo y propiedades del petróleo. En este trabajo, una turba fue probada como sorbente orgánico (S1), una vermiculita como sorbente mineral (S2) y un sorbente a base de carbono (S3). Los sorbentes fueron agregaron a los suelos contaminados por aceite evaluando el pH, la humedad y la fitotoxicidad de los suelos. Los resultados mostraron que los suelos tratados con sorbentes mantuvieron el pH neutro, aumentaron la humedad y disminuyeron la fitotoxicidad del suelo. La eficiencia del sorbente fue S3> S2> S1.

Estudio experimental de la estabilidad y propiedades termofísicas de los nanolubricantes PEG 400-CuO, PEG 400-Grafeno y PEG 400-CuO/Grafeno

Jaime Felipe Moreno-Mendoza — 2021-06-28

La adición de nanomateriales a los lubricantes convencionales se ha presentado como una alternativa para modificar sus propiedades termofísicas y tribológicas, buscando incrementar su rendimiento. Este estudio presenta los resultados de la evaluación experimental de estabilidad, conductividad térmica y viscosidad dinámica de los nanolubricantes PEG400-CuO, PEG400-Grafeno y PEG400-CuO/Grafeno. Los nanolubricantes se prepararon por el método de dos pasos y se utilizaron dos concentraciones 0.1 y 0.5 % p/p de cada tipo de nanomaterial. Los resultados experimentales mostraron que las dispersiones con menor aglomeración y sedimentación durante el tiempo de evaluación fueron las preparadas con 0.1 % p/p de grafeno. La conductividad térmica de la dispersión PEG400-CuO no presentó diferencias significativas con respecto a la conductividad del PEG400. Sin embargo, la conductividad para las dispersiones PEG400-Grafeno y PEG400-CuO/Grafeno (0.5 % p/p), incrementó hasta un 13.5 % y 5.2 %, respectivamente. La viscosidad dinámica de las dispersiones con una concentración de 0.1 % p/p no presentó cambios significativos con respecto al PEG400, mientras que la viscosidad de la dispersión G-PEG para la concentración de 0.5 % p/p fue superior que la del PEG400 para todas las temperaturas evaluadas.

Exitosa aplicación de un proyecto de inyección de agua en un campo de crudo pesado con pozos altamente desviados, relación de movilidad desfavorable y patronamiento irregular en Colombia

S. Arango — 2021-06-28

Este trabajo presenta algunas prácticas claves implementadas en un proyecto de inyección de agua, en un yacimiento de crudo pesado, con alta heterogeneidad vertical y complejidad estructural; patrones irregulares con pozos ubicados a diferentes espaciamientos y arquitectura combinada que incluye pozos horizontales, geonavegados, altamente desviados y verticales, heredados del desarrollo primario y una relación de viscosidades (μo/μw) entre 200 y 600, lo que representa un desafío técnico y operacional.

El éxito del proyecto de inyección de agua, en estas condiciones desfavorables y complejas, ha sido el resultado de un efectivo proceso de diseño, implementación, control y monitoreo. Previo al diseño del proceso, se realizó screening de tecnología, con el fin de seleccionar el proceso de recobro más adecuado para el yacimiento sujeto de estudio; posteriormente, se realizaron pruebas de laboratorio que verificaron aspectos claves como compatibilidad de fluidos y tasas críticas de flujo; con esta información se construyó un modelo numérico 3D donde se simuló el proceso de inyección de agua y fue la base para el diseño del piloto de inyección. En el 2015 se puso en marcha un piloto compuesto de 13 patrones de inyección, que fue factor clave para probar el proceso, observar sus beneficios y corregir los comportamientos anómalos de cara a la expansión. Las lecciones aprendidas del piloto fueron: (1) la necesidad de una caracterización más detallada del yacimiento para optimizar la ubicación de los nuevos patrones y sus predicciones volumétricas; (2) un permanente manejo de la heterogeneidad vertical, mediante el uso de sartas selectivas; y (3) un muy riguroso proceso de balanceo de los patrones, mediante el seguimiento y monitoreo de las tasas de inyección a nivel de arenas, presiones de flujo y caudales de producción, para minimizar la canalización del agua y maximizar la recuperación de petróleo.

En la actualidad, se avanza en la fase de expansión de este proyecto cerrando al año 2019 con 20 patrones. Entre los años 2020-2023 se tendrá la expansión total del proyecto con alrededor de 93 patrones y en el 2021 se planea el inicio del piloto de inyección de agua mejorada (polímeros), para evaluar sus beneficios. En este proceso de expansión, el control y monitoreo de las variables como tasa y perfiles de inyección/producción, presión de inyección, calidad de agua, entre otras, han sido factores clave para anticipar desvíos en el plan y ajustarlos a condiciones más favorables que permitan tener una mejor eficiencia del proceso.

El incremento actual en el factor de recobro de algunos patrones es del orden de 2 % y la expectativa es llevarlo cerca del 6 % mediante la inyección de un volumen poroso en 20 años. Ya se han incorporado cerca de 90 MM de barriles de reservas 3P asociadas a este proyecto. Los resultados de desempeño han sido evaluados y comparados con modelamiento analítico y numérico, evidenciando un comportamiento mejor al esperado.

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Lennix Vega — 2021-06-28

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Lennix Vega — 2021-08-18