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

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.

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

The water-cut or ratio of water to oil is about 92% or higher per day in Colombia. In some oil basins like Los Llanos or Putumayo, the water is extracted with relatively high temperatures that are 115 °C, a potential geothermal resource of low-to-medium enthalpy. Usually, this hot water is wasted instead of being used as a resource to generate electricity by the Organic Rankine Cycle (ORC) technology. In this paper, an ORC power plant’s technical and economic feasibility analysis is carried out for an oil field with the characteristics mentioned above. The base case for the technical simulation compiles the characteristics and optimal conditions that allow the ORC plant’s proper performance. A sensitivity analysis of mass flow and temperature allows the best working fluid and optimum mass flows to obtain the ORC plant’s best efficiency. As a result, an ORC module with a geothermal fluid input of 30 kg/s and a power output of 1.5 MW is technically feasible. Economically, this module presents an IRR higher than 17% over 8 years. The production of efficient, favorable, and sustainable energy through the development of co-generation projects such as ORC geothermal plants can contribute to an oil field’s energy demand with positive impacts in a noon carbon tax causation. In addition, this type of project also has social impacts facilitating remote communities to access electricity and clean energy.

Aquí hablamos de fuentes energéticas

La llegada de nuestra revista a la base de datos principal de Scopus ha representado una enorme alegría para nuestro equipo de trabajo, una motivación para seguir aportando a la difusión del conocimiento científico y un aliciente en la búsqueda de la indexación por parte del Ministerio de Ciencia y Tecnología de nuestro país. Hemos recibido con gran entusiasmo la trascendencia que ha alcanzado “Fuentes el reventón energético” en el ámbito energético internacional. Tradicionalmente, recibíamos una enorme cantidad de artículos provenientes de investigadores nacionales, especialmente del sector hidrocarburos. Pero ahora, nos complace recibir propuestas de todas las latitudes: Colombia, Ecuador, Perú, Venezuela, Brasil, Argentina, Nicaragua, Estados Unidos, Argelia, India y Rusia, son sólo algunos de los países desde los cuales nos llegan trabajos de investigación que desean estar publicados en nuestras páginas. Además, ver la diversidad de temas que se abordan en esos trabajos es muy interesante. Como mencionaba, la revista de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la UIS siempre ha sido un espacio para encontrar una gran cantidad de artículos en temas de ingeniería de yacimientos, análisis petrofísicos, operaciones de perforación, producción, recobro mejorado, entre otros. Y aunque estos temas siguen presentes, la transición energética también se aprecia en el contenido de los manuscritos que recibimos en la actualidad. Es motivo de alegría recibir textos relacionados con las energías renovables como la solar o la eólica, estudios de los impactos ambientales generados por procesos industriales, análisis de la coexistencia entre la ingeniería de petróleos y la geotermia, propuestas para el aprovechamiento de residuos como fuente energética, discusiones sobre el planeamiento energético, entre otros. Cuando hace más de dos décadas surgía esta revista, recibió el nombre de “Fuentes el reventón energético” y ahora estamos viendo cada vez más el reflejo de ese título en el contenido que publicamos. Seguimos en el camino de ser un espacio para el análisis científico orientado a la transición energética, gracias al aporte de investigadores de todo el mundo, que confían en nosotros.

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

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.

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

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

Nowadays, polluted soils are one of the primary environmental problems. Due to a large number of oil-contaminated lands, new methods are being developed more and more actively, as well as a combination of various existing methods for disposing of oil spills. In this paper, bioremediation with the use of adsorption is considered to reduce toxicity and accelerate the processes of microbial destruction of hydrocarbons. There is a large selection of sorbents based on carbon, mineral, and natural materials. The effectiveness of a particular sorbent will vary depending on the application region, weather and climate conditions, soil type, and the type and properties of the oil. In this work, peat was tested as an organic sorbent (S1), vermiculite as a mineral sorbent (S2), and sorbent based on carbon (S3). The sorbents were added to the soils contaminated by oil, evaluating the pH, humidity, and phytotoxicity of the soils. The results showed that the soils treated with sorbents maintained the neutral pH, increased the humidity, and decreased the phytotoxicity of the soil. The sorbent efficiency was 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

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

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.

Geoestadística aplicada a la distribución de arcillas, Yacimiento Inferior, edad Eoceno, al Occidente de Venezuela

El estudio se desarrolló en la Unidad de Producción Lagomar, en el Campo Urdaneta Lama, yacimiento C-5-X-18. El trabajo de investigación es de tipo proyectiva y está dividido en seis fases, que permitió recopilar, analizar e interpretar información de la propiedad petrofísica denominada volumen de arcillosidad (Vsh), mediante la aplicación de métodos geoestadísticos, para generar un modelo de distribución en el área. Esta investigación se ejecutó a través del estudio del análisis de laboratorio de Difracción de Rayos X (DRX) sobre las muestras de canal (muestras de zanja) de los 13 pozos seleccionados, permitiendo interpretar los datos de los mismos, para la determinación del porcentaje correspondiente a los minerales de arcillas más comunes que conforman el Vsh presente en el yacimiento, obteniendo cuatro tipos de arcilla, tales como: Caolinita como mayor aporte, seguidamente Ilita + Esmectita, después la Ilita y por último la Clorita. A su vez, se identificaron los 25 pozos que atravesaron el yacimiento y poseen registros convencionales y un pozo que posee registros especiales, permitiendo interpretar los mismos mediante las cartas litológicas de perfiles, arrojando un predominio de arcilla como la montmorillonita, Clorita, Ilita y mezcla de arcillas. A su vez, se generaron los variogramas experimentales de cada uno de los tipos de arcilla de los datos de DRX, ajustando todas las curvas con el variograma teórico potencial, con el fin de aplicar el método de estimación de Kriging, para realizar la distribución espacial de los contenidos de minerales de arcillas en zonas donde no existen datos de pozos (DRX). Por último, se generaron los mapas que representan la distribución de los tipos de arcilla del yacimiento C-5-X-18.

Metodología para la optimización del consumo energético bajo el análisis de eficiencia financiera con un alto impacto en la reducción de emisiones de GEI. Caso exitoso de aplicación en el campo más grande de Colombia

El calentamiento global es una de las más serias amenazas ambientales, sociales y económicas que actualmente enfrenta el planeta, por lo que muchas empresas y organizaciones han generado un enfoque decisivo para combatirlo. Una de las estrategias de mayor eficiencia, es la reducción del consumo energético, la cual presenta varias ventajas como lo son la disminución directa del consumo de combustible, y la inclusión de tecnología de mayor eficiencia, lo que se refleja en beneficios financieros. Este proyecto permitió crear una metodología aplicable en la industria del petróleo y gas, en cuyo proceso de análisis, se detectaron alternativas importantes de optimización del consumo energético, que aportan a los balances de Emisión de Gases Efecto Invernadero (GEI), principalmente Dióxido de Carbono, Metano, y Óxidos Nitrosos, un tema fundamental de sostenibilidad a nivel mundial. Esta metodología fue aplicada en el campo Rubiales, siendo este el de mayor producción de hidrocarburos en los diez últimos años en Colombia, y cuyo consumo energético es elevado. La misma incluyó actividades de medición del requerimiento de energía por pozo, sumado a un riguroso análisis financiero que permitió evaluar y seleccionar pozos candidatos a optimización. Como resultado se obtuvieron diversas acciones, posteriormente clasificadas bajo la implementación del análisis de valor presente neto esperado y eficiencia de la inversión.