Pub Date : 2021-12-24DOI: 10.18273/revfue.v19n2-2021005
Angie Tatiana Ortega-Ramírez, María Isabel Quispe- Trinidad
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.
{"title":"Alternativas del uso de la cascarilla de arroz como fuente energética","authors":"Angie Tatiana Ortega-Ramírez, María Isabel Quispe- Trinidad","doi":"10.18273/revfue.v19n2-2021005","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v19n2-2021005","url":null,"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.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2021-12-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"46472140","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2021-12-24DOI: 10.18273/revfue.v19n2-202100x
W. Paredes, J. Bustos, J. Carrion, R. León, C. Freire, G. Soria, L. Bravo, J. Vega, C. Giol, J. Freire, V. Capcelea, F. Salazar, J. Pantoja, O. Morales, C. Llerena, P. Cornejo
The giant Shushufindi field, discovered in 1968, is located in the North-East of the Orient basin in Ecuador, neighboring Maranon and Putumayo basins in Peru and Colombia, respectively. The field belongs to Block 57, it started production in 1972 and is sparsely developed with 165 active wells. The production comes from two of the main cretaceous reservoirs: Ti and Ui, with Ts, Us and BT as secondary targets. The challenge to obtain incremental production from the main reservoirs becomes a tough task. The emphasis on producing from the secondary reservoirs turns into a crucial target for meeting the production expectations in the low production or abandoned wells. The main challenges in the secondary reservoirs are intermediate petrophysical properties, stratigraphic variability, low pay, lateral discontinuity, and shale intercalations. However, there is an important volume of recoverable volumes associated in these sands that makes them an attractive target for production enhancement. Performing conventional operation in secondary reservoirs has a wide margin of risk in terms of incremental production, where the average oil production is ~120 BOPD. A strategy to improve conductivity in these marginal reservoirs is hydraulic fracturing. Induced fractures enhance permeability greatly by connecting pores together; with this, hydraulic fracturing becomes a critical technology to increase production. The effectiveness of hydraulic fracturing is determined by the propped conductivity and geometry,the fracture height, and half-length. Pad volume and proppant concentration also play an important role in the fracture-treatment design because they determine final propped fracture penetration and conductivity. A good understanding of the reservoir characteristics, together with a fit-to-purpose fracture design, led to a successful implementation of TSO and HiWAY fracture designs in the Shushufindi field, with outstanding results. During the 2018-2019 WO campaign, nine (9) well interventions involved hydraulic fracturing in secondary targets and two (2) in main targets. The execution of these jobs exceeded expectations generating oil production of 7000 BOPD (790 BOPD/well) after the jobs and revenue to the project, which translates to an estimated 6.9MM Bbls of recoverable reserves.
{"title":"Generating revenue from non-profitable targets. Successful Implementation of HiWAY & TSO fracture techniques in Shushufindi Field","authors":"W. Paredes, J. Bustos, J. Carrion, R. León, C. Freire, G. Soria, L. Bravo, J. Vega, C. Giol, J. Freire, V. Capcelea, F. Salazar, J. Pantoja, O. Morales, C. Llerena, P. Cornejo","doi":"10.18273/revfue.v19n2-202100x","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v19n2-202100x","url":null,"abstract":"The giant Shushufindi field, discovered in 1968, is located in the North-East of the Orient basin in Ecuador, neighboring Maranon and Putumayo basins in Peru and Colombia, respectively. The field belongs to Block 57, it started production in 1972 and is sparsely developed with 165 active wells. The production comes from two of the main cretaceous reservoirs: Ti and Ui, with Ts, Us and BT as secondary targets. The challenge to obtain incremental production from the main reservoirs becomes a tough task. The emphasis on producing from the secondary reservoirs turns into a crucial target for meeting the production expectations in the low production or abandoned wells. The main challenges in the secondary reservoirs are intermediate petrophysical properties, stratigraphic variability, low pay, lateral discontinuity, and shale intercalations. However, there is an important volume of recoverable volumes associated in these sands that makes them an attractive target for production enhancement. Performing conventional operation in secondary reservoirs has a wide margin of risk in terms of incremental production, where the average oil production is ~120 BOPD. A strategy to improve conductivity in these marginal reservoirs is hydraulic fracturing. Induced fractures enhance permeability greatly by connecting pores together; with this, hydraulic fracturing becomes a critical technology to increase production. The effectiveness of hydraulic fracturing is determined by the propped conductivity and geometry,the fracture height, and half-length. Pad volume and proppant concentration also play an important role in the fracture-treatment design because they determine final propped fracture penetration and conductivity. A good understanding of the reservoir characteristics, together with a fit-to-purpose fracture design, led to a successful implementation of TSO and HiWAY fracture designs in the Shushufindi field, with outstanding results. During the 2018-2019 WO campaign, nine (9) well interventions involved hydraulic fracturing in secondary targets and two (2) in main targets. The execution of these jobs exceeded expectations generating oil production of 7000 BOPD (790 BOPD/well) after the jobs and revenue to the project, which translates to an estimated 6.9MM Bbls of recoverable reserves.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2021-12-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"44605241","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2021-12-24DOI: 10.18273/revfue.v19n2-2021003
T. Marín-Velásquez
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.
{"title":"Pronóstico de estabilidad de asfaltenos en petróleo crudo con base en análisis SARA mediante redes neuronales artificiales","authors":"T. Marín-Velásquez","doi":"10.18273/revfue.v19n2-2021003","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v19n2-2021003","url":null,"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.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2021-12-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"44346024","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2021-12-24DOI: 10.18273/revfue.v19n2-2021004
Juan Carlos Santivañez H., Walter Erick Cano T.
Methane and coal form together during carbonification, a process in which the biomass is converted by biological and geological forces into coal. Methane is adsorbed by the molecular structure of coal and is released by a simple desorption process when the water present in the fissures of the coal formation is dislodged. Although the development of these unconventional deposits of Coalbed Methane (CBM) has not been applied in Peru, there is a good prospect of CBM development in the Goyllarisquizga and Jatunhuasi formations. Reserve estimation techniques include volumetric material balance, decrease curve analysis, simulation studies, and geophysical techniques. Entries for initially estimation of original gas in place (OGIP include geological parameters, specific parameters of carbon layer methane (CBM), and production history. Bituminous coal from the Goyllarisquizga and Jatunhuasi basins is very suitable for the exploration of CBM in terms of its depth of occurrence, the thickness of coal formation, coal reserve, and area extension. Consequently, the total gas that can be produced is 3 TSCF.
{"title":"Estimation of reserves and prospective resources of Coalbed methane (CBM) in Peru","authors":"Juan Carlos Santivañez H., Walter Erick Cano T.","doi":"10.18273/revfue.v19n2-2021004","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v19n2-2021004","url":null,"abstract":"Methane and coal form together during carbonification, a process in which the biomass is converted by biological and geological forces into coal. Methane is adsorbed by the molecular structure of coal and is released by a simple desorption process when the water present in the fissures of the coal formation is dislodged. Although the development of these unconventional deposits of Coalbed Methane (CBM) has not been applied in Peru, there is a good prospect of CBM development in the Goyllarisquizga and Jatunhuasi formations. Reserve estimation techniques include volumetric material balance, decrease curve analysis, simulation studies, and geophysical techniques. Entries for initially estimation of original gas in place (OGIP include geological parameters, specific parameters of carbon layer methane (CBM), and production history. Bituminous coal from the Goyllarisquizga and Jatunhuasi basins is very suitable for the exploration of CBM in terms of its depth of occurrence, the thickness of coal formation, coal reserve, and area extension. Consequently, the total gas that can be produced is 3 TSCF.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2021-12-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"48896967","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Microbial activity can lead to problems such as corroded tubing, formation plugging, and decreased effective permeability, especially the sulfate-reducing bacteria that have the formation water as a medium that allows their proliferation. These adhere to the conductive channels of the producing sand and form biomass that restricts the flow of fluids. This work was carried out to design a non-reactive matrix stimulation by injecting biocides that clean the sand face to increase permeability, reduce formation damage, control corrosive environments, and increase daily oil production. By analyzing the total concentration of iron, sulfate, carbon dioxide, sulfide in gas and water, wells with microbial activity were identified, while the behavior of the bacteria was characterized by evaluating bacterial cultures and corrosion coupons. Using economic profitability criteria, the TTT A 011 and TAP 09 wells were selected as the most prospective in the Libertador field since, out of the 94 wells analyzed, they presented the highest index of microbial activity and recovery of oil barrels. The microbial activity in the wells of the Tetete station is more aggressive, since they reproduce in less time, clogging the porous channels at a faster rate. The THPS and GLH bactericides had better functionality against bacteria and the environment, so they were considered in this design of non-reactive matrix stimulation generating $907,976.10 as profit for the company in the 12-month projection.
微生物活性会导致油管腐蚀、地层堵塞和有效渗透率降低等问题，尤其是以地层水为介质的硫酸盐还原菌。这些附着在生产沙子的导电通道上，形成限制流体流动的生物质。开展这项工作是为了设计一种非反应性基质增产措施，通过注入清洁沙面的杀生物剂来提高渗透率，减少地层损害，控制腐蚀性环境，并增加日产油量。通过分析气体和水中铁、硫酸盐、二氧化碳、硫化物的总浓度，确定了具有微生物活性的井，并通过评估细菌培养物和腐蚀试样来表征细菌的行为。根据经济盈利能力标准，TTT A 011和TAP 09井被选为Libertador油田最有前景的井，因为在分析的94口井中，它们的微生物活性和油桶回收率指数最高。Tetete站井中的微生物活性更具攻击性，因为它们在更短的时间内繁殖，以更快的速度堵塞多孔通道。THPS和GLH杀菌剂对细菌和环境具有更好的功能，因此在非反应性基质刺激的设计中考虑了它们，在12个月的预测中为公司带来了907976.10美元的利润。
{"title":"Pilot study for the Injection of Bactericides in Sands with Microbial Activity Problems in the Libertador Field, Block-57","authors":"Hayliz Sánchez-Bernal, Paola Pucha-Ortega, Danilo Arcentales-Bastidas, Kenny Escobar-Segovia, Jorge Lliguizaca-Dávila, Fernando Sagnay-Sares, Rolando Garcia-Villalba","doi":"10.18273/revfue.v19n2-2021007","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v19n2-2021007","url":null,"abstract":"Microbial activity can lead to problems such as corroded tubing, formation plugging, and decreased effective permeability, especially the sulfate-reducing bacteria that have the formation water as a medium that allows their proliferation. These adhere to the conductive channels of the producing sand and form biomass that restricts the flow of fluids. This work was carried out to design a non-reactive matrix stimulation by injecting biocides that clean the sand face to increase permeability, reduce formation damage, control corrosive environments, and increase daily oil production. By analyzing the total concentration of iron, sulfate, carbon dioxide, sulfide in gas and water, wells with microbial activity were identified, while the behavior of the bacteria was characterized by evaluating bacterial cultures and corrosion coupons. Using economic profitability criteria, the TTT A 011 and TAP 09 wells were selected as the most prospective in the Libertador field since, out of the 94 wells analyzed, they presented the highest index of microbial activity and recovery of oil barrels. The microbial activity in the wells of the Tetete station is more aggressive, since they reproduce in less time, clogging the porous channels at a faster rate. The THPS and GLH bactericides had better functionality against bacteria and the environment, so they were considered in this design of non-reactive matrix stimulation generating $907,976.10 as profit for the company in the 12-month projection.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2021-12-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"49598984","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2021-12-24DOI: 10.18273/revfue.v19n2-2021006
Wuilber Clemente, Carlos Martínez
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.
{"title":"Diseño conceptual de concentrador solar de disco parabólico para generar energía térmica de alta temperatura","authors":"Wuilber Clemente, Carlos Martínez","doi":"10.18273/revfue.v19n2-2021006","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v19n2-2021006","url":null,"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.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":"1 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2021-12-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"41758669","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2021-12-24DOI: 10.18273/revfue.v19n2-2021002
Oscar Daniel Santos-G, Juan Diego Barraza-G, Emiliano Ariza-León, Jairo Humberto Cabrera-T
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.
{"title":"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","doi":"10.18273/revfue.v19n2-2021002","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v19n2-2021002","url":null,"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.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2021-12-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"49292684","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2021-06-28DOI: 10.18273/revfue.v19n1-2021007
Jaime Felipe Moreno-Mendoza, J. F. Santa-Marín, Robison Buitrago-Sierra, Karen Cacua
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.
{"title":"Estudio experimental de la estabilidad y propiedades termofísicas de los nanolubricantes PEG 400-CuO, PEG 400-Grafeno y PEG 400-CuO/Grafeno","authors":"Jaime Felipe Moreno-Mendoza, J. F. Santa-Marín, Robison Buitrago-Sierra, Karen Cacua","doi":"10.18273/revfue.v19n1-2021007","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v19n1-2021007","url":null,"abstract":"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.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2021-06-28","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"43645485","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2021-06-28DOI: 10.18273/revfue.v19n1-2021005
A. Montes-Humánez, C. Sarmiento, J. Tovar, W. Carreño
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.
{"title":"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","authors":"A. Montes-Humánez, C. Sarmiento, J. Tovar, W. Carreño","doi":"10.18273/revfue.v19n1-2021005","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v19n1-2021005","url":null,"abstract":"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.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2021-06-28","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"42501856","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2021-06-28DOI: 10.18273/revfue.v19n1-2021006
Elizaveta Mikhedova, Uzorina Maria
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.
{"title":"Aspectos ecológicos del uso de sorbentes para mejorar la eficiencia de bioremediación de suelos contaminados por petróleo","authors":"Elizaveta Mikhedova, Uzorina Maria","doi":"10.18273/revfue.v19n1-2021006","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v19n1-2021006","url":null,"abstract":"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.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2021-06-28","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"44605772","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
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