Fuentes, el reventón energético

SELECCIÓN DE MARTILLOS DIÉSEL PARA EL HINCADO DE TUBERÍA CONDUCTORA MEDIANTE EL USO DE LA FÓRMULA ENR

Mauricio Adrián Bustos Moreno — 2024-10-16

En ciertos países de Latinoamérica como Ecuador, Colombia, Perú y México; la sección inicial de perforación de un pozo corresponde a la sección de 26 pulgadas, la cual es revestida con tubería conductora de 20 pulgadas. Actualmente esta sección inicial del pozo se lleva a cabo con taladros de perforación, pero también se está optando por el uso de un martillo diésel para realizar el hincado de la tubería conductora. El uso de la fórmula ENR es uno de los métodos más sencillos y más utilizados pare determinar la capacidad de carga permitida y la resistencia de la tubería hincada por cada golpe aplicado debido a su simplicidad, ya que solamente es necesario conocer las especificaciones técnicas de la tubería conductora a hincar y el modelo del martillo diésel a utilizar. Además, se debe considerar que no todos los modelos de martillos diésel pueden emplearse para realizar los trabajos de hincado de la tubería conductora y que exceder el punto de rechazo en el último pie hincado podría ocasionar el colapso de la tubería conductora. El uso de un martillo diésel para el hincado de tubería conductora puede ofrecer un ahorro del 50 % en comparación con los costos asociados a los taladros de perforación. Este ahorro convierte al martillo diésel en una opción muy atractiva para llevar a cabo la sección inicial de un pozo.

DETERMINACIÓN DE PERFILES HIDRODINÁMICOS Y TÉRMICOS DENTRO DE UN REACTOR PIROLÍTICO CARGADO CON CÁSCARA DE PALMA UTILIZANDO DINÁMICA DE FLUIDOS COMPUTACIONAL

Mariapaz Moreno-Pinilla — 2024-11-02

En esta investigación se realizó el modelamiento y simulación de un reactor pirolítico a escala de laboratorio con geometría tubular cargado con palmiste, utilizando el software COMSOL Multiphysics® V5.6; para el modelamiento se utilizaron las propiedades fisicoquímicas de la cáscara de palma encontradas en diferentes fuentes bibliográficas, así como las condiciones iniciales de flujo y concentraciones para estimar los perfiles hidrodinámicos, térmicos y cinéticos presentes en la absorción de la biomasa ingresada en el lecho fijo, contemplando condiciones isotérmicas y no isotérmicas. Los resultados indican que la formación de alquitrán se favorece a una temperatura de 723,15 a 773,15 K, con un tiempo de reacción de 10 a 12 min y la relación del cambio de geometría respecto a los perfiles térmicos e hidrodinámicos, estos concuerdan con las referencias consultadas y pueden ser utilizados como punto de partida para futuras investigaciones para comprender los fenómenos presentados dentro de un reactor de pirólisis.

CARACTERIZACIÓN DE LA ARENISCA “LU” Y ANÁLISIS DE SU CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE CO2 EN LA CUENCA ORIENTE

Diego Roberto Ayala Trujillo — 2024-11-30

El objetivo de este trabajo es determinar la capacidad de almacenamiento de CO₂del yacimiento “U Inferior (LU)” e identificar una formación en el tope del reservorio de baja permeabilidad que sea sello para no comprometer la integridad del campo PRH en la Cuenca Oriente.
La información obtenida de pozos perforados, análisis de núcleos, registros, análisis de secciones delgadas y análisis de presiones transitorias, fue empleada para evaluar las propiedades petrofísicas, la calidad del yacimiento y los fluidos del yacimiento. Además, las propiedades petrofísicas se determinaron por diferentes métodos para disminuir la incertidumbre en las mediciones. Todas estas propiedades analizadas se utilizarán posteriormente en el modelo estático y dinámico para comprender el comportamiento del yacimiento “LU” bajo la inyección del CO₂, el cual será utilizado como un mecanismo para aumentar el factor de recobro (es decir, recuperación mejorada de petróleo (EOR) a través de la inyección de CO₂). Se demostró la continuidad y la capacidad adecuada de almacenamiento de CO₂del yacimiento LU, así como la presencia de una formación de sellado de permeabilidad/porosidad ultrabaja (lutita, caliza) sobre el yacimiento LU lo que proporciona un sistema de almacenamiento geológico seguro para gases de efecto invernadero (GEI). La zona central del campo PRH presenta las mejores características para la inyección de CO₂debido a las bajas presiones del yacimiento. Adicionalmente, se determinó el azimut que brinda mayor estabilidad al proceso de inyección del gas, evitando la generación de microfracturas en el reservorio y la comunicación de la arenisca con otras formaciones.
El estudio incorporó información existente de la exploración petrolera del campo PRH y se aplicaron diversas metodologías para determinar parámetros petrofísicos. La caracterización de LU proporcionó detalles cruciales sobre el yacimiento, los fluidos y la litología. El volumen teórico de almacenamiento para el yacimiento LU fue de 9,13 millones de toneladas de CO₂. Este trabajo es uno de los primeros en evaluar la captura y almacenamiento de carbono (CCS) en la Cuenca Oriente para reducir el impacto ambiental de las emisiones de GEI.

INFRAESTRUCTURAS CRÍTICAS Y PROGNOSIS DEL REDIRECCIONAMIENTO DE LAS INVERSIONES EN I+D+I: TRANSICIÓN ENERGÉTICA Y SEGURIDAD SANITARIA

Franco David Hessling Herrera — 2024-11-29

Tres hitos recientes a nivel global y con implicaciones transescalares pusieron de relieve algunas cuestiones que podrían reconfigurar el rumbo de las inversiones en investigación científica, desarrollos tecnológicos e innovaciones. En este ensayo se los explica cronológicamente: del Covid-19 a la caída del Silicon Valley Bank pasando por la guerra en Ucrania. Partiendo de esa explicación se aventura la hipótesis de que las inversiones en I+D+i podrían virar hacia la infraestructura de seguridad sanitaria y de transición energética, consideradas infraestructuras críticas. Ello se toma como supuesto para proyectar escenarios y líneas de acción, especialmente explorando articulaciones multilaterales en el cono sur latinoamericano.

SIMULACIÓN NUMÉRICA DE UN PROCESO DE RECOBRO MEJORADO USANDO NANOHÍBRIDOS DE POLÍMERO EN UN CAMPO DE CRUDO PESADO COLOMBIANO

Jose Alfredo Fernandez Puerta — 2024-11-29

En Colombia existe la necesidad de incorporar nuevas reservas de hidrocarburos, y se visualiza una gran oportunidad en la explotación de campos de crudo pesado y extrapesado, debido a que éstos representan el mayor porcentaje del petróleo original en sitio (OOIP) y de producción del país. En ese sentido, para este estudio se seleccionó el campo Chichimene de la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, el cual ejecuta un proceso de inyección de agua desde 2013 en las arenas T2 de la formación San Fernando crudo extrapesado de 9 °API, con viscosidades entre 500 y 1200 cP.
De acuerdo con la revisión de literatura, la formación T2 es heterogénea, con permeabilidades entre 500 y 1600 mD, con un espesor neto de 320 ft, temperatura de yacimiento entre 185 y 210 °F, y una profundidad de las arenas productoras a 6000 ft aproximadamente. Debido a la alta viscosidad de petróleo y heterogeneidad de las arenas T2, en 2015 se inició un piloto de inyección de polímero con el objetivo de mejorar la relación de movilidad agua/ petróleo y por ende el factor de recobro del sector piloto. Los resultados del piloto de inyección de polímero fueron exitosos y se demostró que los polímeros sulfonados disponibles en el mercado son competitivos para obtener un efecto positivo de recobro.
Con el objetivo de estudiar el mejoramiento de la relación de movilidad agua/petróleo, junto a otros mecanismos importantes del reservorio y del fluido inyectado, como lo son la mojabilidad, la tensión interfacial, y la estabilidad del polímero ante efectos degradativos de tipo mecánico, químico y/o térmico, en este artículo se analizó el estudio experimental (fluido-fluido y roca-fluido) y se evaluó mediante simulación numérica, un proceso de inyección de nanohíbridos de polímero y de solución polimérica sulfonada, comparándolos con un proceso de inyección de agua en la formación T2 del campo Chichimene. Por lo tanto, se construyó un modelo conceptual de simulación numérica estocástico, en donde se incorporó un modelo de reacción química alimentado con rangos de parámetros como la concentración, la viscosidad, y parámetros roca–fluido como el volumen poroso inaccesible (IPV), la adsorción, el factor de resistencia (RF) y el factor de resistencia residual (RRF) de las soluciones poliméricas y de los nanohíbridos de polímero, que junto con parámetros operativos de caudal de inyección y del tamaño de bache de las soluciones poliméricas (obtenidos a través de la referencia bibliográfica existente) permitió realizar un análisis de sensibilidad con el fin de identificar los parámetros que tienen un mayor impacto en el desempeño de la inyección de nanohíbridos de polímero sobre el incremento del factor de recobro del campo.
Los resultados de simulación numérica presentan una producción incremental de 3,46 millones de barriles de petróleo para la solución con nanohíbridos de polímero y de 2,16 millones de barriles de petróleo para la solución de polímero sulfonado, en comparación la línea base realizada con el proceso de inyección de agua. Esto representa un factor de recuperación incremental del 1,8 % para la solución con nanohíbridos de polímero y de un 2,9 % para la solución de polímero sulfonado. El análisis de sensibilidad realizado refleja que la principal diferencia, para obtener un mayor factor de recobro, corresponde al efecto de la reducción de la movilidad a través del poder viscosificante de los nanohíbridos de polímero junto con los beneficios de la nanotecnología. De acuerdo con los resultados de la simulación numérica, la inyección de nanohíbridos de polímero es una alternativa en procesos de recobro, a la inyección de polímero sulfonado, para propiciar el incremento en la recuperación de hidrocarburos en yacimientos de crudo pesado a alta temperatura y alta profundidad.

EFECTO CASCADA EN UNA TURBINA EÓLICA DE EJE HORIZONTAL MULTIPALA

David Lohan Pereira Sousa — 2024-11-30

A pesar de su uso generalizado, los aerogeneradores de eje horizontal enfrentan desafíos significativos, especialmente con el efecto cascada, un fenómeno que impacta directamente en su eficiencia. El efecto cascada surge debido a la proximidad de las palas del aerogenerador, lo que resulta en una desviación en las líneas de corriente del viento y altera la distribución de presión en las secciones de las palas. Comprender el efecto cascada es crucial para evitar sobreestimar la velocidad angular del aerogenerador y prevenir evaluaciones inexactas de su eficiencia; sin embargo, existe una falta de modelos predictivos confiables en la literatura existente. El objetivo principal de este estudio es desarrollar un modelo novedoso para prever el efecto cascada en aerogeneradores de eje horizontal con múltiples palas, utilizando la Teoría del Momento del Elemento de Pala (BEMT, por sus siglas en inglés). El modelo propuesto se centra en las alteraciones de la corriente para corregir el efecto cascada, incorporando cuatro fenómenos delineados por Selig et al. (1995): flotabilidad, bloqueo sólido, bloqueo de estela y curvatura de las líneas de corriente. Las ecuaciones en el estudio representan desarrollos específicos para corregir el ángulo de ataque (αc), resultando en coeficientes de sustentación (CLc) y resistencia (CDc) corregidos. Este enfoque mejora la precisión de los parámetros aerodinámicos en aerogeneradores de múltiples palas, teniendo en cuenta la influencia del efecto cascada. La validación del modelo BEMT propuesto implicó compararlo con datos experimentales de John, Vaz & Wood (2020). Los experimentos utilizaron palas rectas con un perfil aerodinámico curvado, común en aerogeneradores de múltiples palas. Los datos de Bruining (1979) se incorporaron al modelo BEMT para determinar los coeficientes de potencia para rotores de múltiples palas (N = 3, 6, 12 y 24), validando la efectividad del código. Los resultados demostraron la eficacia del modelo en corregir el efecto cascada, destacando su relevancia para mejorar la eficiencia de los aerogeneradores en el contexto global de la producción de energía renovable.

ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PARA LA SEPARACIÓN DE AGUA Y SALES DEL PETRÓLEO CRUDO EN LA SECCIÓN DE DESALINIZACIÓN DE UNA REFINERÍA COLOMBIANA

Juliana Parra Avendaño — 2024-12-11

El objetivo de este artículo es presentar una propuesta para optimizar el desempeño del crudo desalado y deshidratado en una refinería colombiana, mejorando la separación de las fases presentes y asegurando que los niveles de sal y agua en el crudo saliente se mantengan constantes y dentro de las especificaciones. En primer lugar, se realiza un diagnóstico del estado actual del proceso. Luego, para evaluar el impacto de las variables relevantes sobre la eficiencia de desalación, se desarrolló un modelo matemático que permite reproducir, con un nivel razonable de precisión, los valores reales del proceso. A partir de este modelo, se determinaron las condiciones óptimas de operación. Se concluye que la principal limitante de la desalinización actual radica en la inadecuada caracterización de la carga de crudo, la baja eficiencia del tratamiento químico para el rompimiento de emulsiones y el alto contenido de sales e hidrocarburos en las aguas de lavado. Por tanto, se recomienda rediseñar los procedimientos de caracterización, inyección del tratamiento químico y manejo de las aguas de lavado para mejorar el rompimiento de las emulsiones y favorecer la coalescencia en las plantas desalinizadoras.

CAPTURANDO EL CARBONO

Erik Giovany Montes Páez — 2024-12-11