Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo

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Alternativas para la producción óptima de pozos con alto GOR
(Universidad Nacional de Piura, 2016) Cueva Requena, Jorge Cesar; Ayala Orihuela, Ricardo
El trabajo de Tesis ha sido elaborado teniendo en cuenta que la Industria Petrolera en el noroeste tiene más de 100 años de producción, desde el descubrimiento del Petróleo. Desde entonces más de 100 campos han sido colocados en operación y aún se encuentran en producción. Estos campos presentan pozos con un perfil de producción declinante y con alto GOR. El objetivo principal del presente estudio es aprovechar el gas en los pozos de alto GOR, utilizando el Levantamiento Artificial por gas, que es uno de los métodos más utilizados a nivel mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros, teniendo en cuenta la eficiencia del Sistema de Gas Lift Intermitente como alternativa para la producción optima de pozos con características de producción de alto GOR y baja Presión de Reservorio. A medida que los pozos producen y el empuje natural del reservorio disminuye en función a la producción acumulada en el tiempo, la presión del fondo del pozo también se reduce al punto que los pozos deben producir mediante bombeo artificial, siendo el bombeo de varillas de succión el más común. La producción de pozos con alto GOR y con sistema de levantamiento por bombeo mecánico es deficiente, siendo el bloqueo pos GAS de la bomba del subsuelo y la reducción de aportes del fluido de las formaciones productivas por el incremento de la contrapresión en cabeza de pozo, la principal causa. Este trabajo de Tesis involucra investigación aplicada a la Optimización de la producción en pozos que producen en alto GOR, promoviendo la aplicación del sistema Gas Lift Intermitente a manera de aprovechar al máximo el gas producido por las formaciones productivas.
Análisis de curva de declinación de pozos del noroeste del Perú con herramientas de inteligencia de negocios
(Universidad Nacional de Piura, 2024) Alban Medina, Fiorella Mireyna; Timaná Jaramillo, Pedro Bienvenido
La industria petrolera enfrenta desafíos en la optimización de la producción, destacando la carencia de software especializado accesible. Los programas existentes son costosos y limitan la eficiencia en el análisis de declinación, careciendo de métodos automáticos para operar en múltiples pozos. Este estudio aborda la necesidad de una herramienta asequible y eficiente, desarrollando un programa en Python que automatiza el análisis de declinación en varios pozos y la visualización de resultados en la Herramienta de Inteligencia de Negocios Power BI. El objetivo de la investigación incluye el desarrollo de un algoritmo basado en la teoría de Arps para ajustar curvas de declinación con precisión. La herramienta permitirá el análisis simultáneo de múltiples pozos, integrando el historial de producción, mecanismo de impulsión y variabilidad espacial para mejorar la comprensión de los factores que influyen en la producción. Además, se busca generar pronósticos que identifiquen patrones y tendencias. La metodología aplicada implica investigación, recopilación y procesamiento de datos para desarrollar un software en el lenguaje de programación Python y visualización de resultados en los reportes dinámicos generados en la Herramienta de Inteligencia de Negocios Power BI. La validación y comparación de resultados ampliarán el conocimiento científico en el Análisis de Curvas de Declinación. Los resultados indican que la herramienta automatizada en Python es eficaz al emplear ecuaciones de Arps, proporcionando pronósticos precisos visualizados en reportes de Power BI. El algoritmo demuestra eficiencia y precisión, ofreciendo una alternativa comercial viable y accesible. La herramienta se implementa con éxito en 107 pozos seleccionados, facilitando el análisis conjunto y mejorando la gestión de recursos. La integración del mecanismo de impulsión muestra eficacia práctica, brindando una ventaja en la toma de decisiones estratégicas a nivel de campo. La herramienta de generación de pronósticos identifica patrones y tendencias considerando la variabilidad espacial en los pozos seleccionados. En resumen, esta investigación llena una brecha en el Análisis de Curvas de Declinación en la Industria Petrolera, ofreciendo una alternativa asequible y eficiente a los softwares comerciales. La herramienta automatizada busca impulsar la productividad y rentabilidad en la producción de petróleo, contribuyendo al avance en el sector.
Análisis de fallas en las herramientas direccionales para mejorar la perforación de pozos en el noroeste del Perú
(Universidad Nacional de Piura, 2022) Cuchicho Álvarez, Karen Fiorela; Tantaruna Ocsas, Juan Carlos Ignacio
La ubicación natural de los yacimientos petroleros es, por su origen, generalmente con alto nivel de incertidumbre (Mendoza y Pichardo, 2000). Debido a que los yacimientos se encuentran en áreas inaccesibles verticalmente (zonas urbanas o zonas restringidas ecológicamente, como lagunas, ríos, pantanos o montañas) se desarrolló la perforación de pozos direccionales para llegar al yacimiento desde una localización a cientos de metros, teniendo en cuenta que, resultaría costoso perforar varios pozos direccionales sino fuera desde una misma plataforma, más aún, la perforación direccional permite solucionar problemas mecánicos presentados al perforar (pescados, colapsos de tuberías de revestimiento, etc.), así como la reubicación de objetivos. En el presente trabajo de investigación se destaca la importancia que tiene el análisis de fallas en las herramientas direccionales para mejorar la perforación de pozos en el Noroeste del Perú, como es el caso de la perforación de pozos de desarrollo, los cuales se realizan mayormente como perforación dirigida. El uso de estas herramientas de registro direccional en la construcción de pozos, MWD y LWD, permite conocer la medida de la inclinación y la dirección en el fondo del pozo, obtener posiciones precisas del pozo para evitar colisiones con otros pozos, todo ello en tiempo real, especialmente al perforar desde una plataforma. Con el análisis de fallas en las herramientas direccionales en tiempo real se pueden detectar errores del personal de pozo (sin interferir con sus operaciones), así como en la trayectoria del pozo, u otros, de modo que, las acciones a tomar son inmediatas, facilitando el monitoreo de la perforación del pozo direccional. Otra de las aplicaciones importantes en caso exista una falla en el proceso constructivo de la perforación direccional es distinguir si el fallo proviene del personal de perforación o del operador de las herramientas de registro direccional, estableciéndose la responsabilidad económica respectiva.
Análisis de los contratos petroleros en el Perú, su incidencia en los conflictos sociales y en el incremento de reservas de hidrocarburos
(Universidad Nacional de Piura, 2019) Alzamora Guerrero, Jesús Jericó; Tantaruna Ocsas, Juan Carlos Ignacio
El presente trabajo de investigación busca brindar aportes a los contratos petroleros en el Perú que coadyuven a vincular armoniosamente al desarrollo de las actividades de hidrocarburos en un clima de estabilidad jurídica justa que favorezca el incremento de reservas de hidrocarburos y en un clima social de equidad de oportunidades para los actores sociales (empresa y comunidad), en búsqueda de la mejora de la calidad de vida. De manera que se estudian la incidencia de los contratos en los conflictos sociales y el incremento de reservas de hidrocarburos. Así mismo, considera oportuno aclarar lo que no está precisado en la ley orgánica de hidrocarburos, ley 26221, dado que esta ley crea a PERUPETRO S. A. para firmar los contratos de licencia a nombre del estado peruano, cuya vigencia data de más de veinte años, su actualización debería incorporar entre otros puntos la mejora de la supervisión de los contratos de concesión por parte de PERUPETRO S. A. para lograr el incremento de reservas probadas en un país como el nuestro que es deficitario en hidrocarburos para cubrir nuestro consumo energético; además, ya que dicha norma está orientada al ámbito social y ambiental, debe estar acorde a la gestión de negocios que propone la preocupación de las empresas modernas por generar valor en la comunidad donde se desarrollan, debería precisar explícitamente el cumplimiento de los compromisos de responsabilidad social empresarial como complemento normativo a la ley general del ambiente, ley 28611, donde sí se menciona el concepto de responsabilidad social empresarial.
Análisis de refracturas en multicapas objetivo del Lote X, Cuenca Talara
(Universidad Nacional de Piura, 2022) Silva Facundo, Edwin Fernando; Mechato Quintana, Gregorio
Los trabajos de refractura en el Lote X de la Cuenca Talara se ejecutaron en su mayoría de los casos por problemas operativos propios de la fractura hidráulica, el arenamiento prematuro ocasionado por incrementos súbitos de presión que imposibilito el ingreso de toda la arena propuesta, ocasionaron una deficiente conexión hidráulica y estimulación del intervalo. Para su remediación y mejor conductividad y concentración areal, se optó por la refractura utilizando técnicas que permitan generar una buena conexión en el sistema fractura – formación, el uso de Slug de arena, incremento de caudal, clúster de intervalos selectivos con entrada limitada y menor espaciamiento, fueron parte de los criterios tomados en cuenta en los trabajos de refractura, además del análisis e interpretación del comportamiento de presión dada durante el MInifrac y en el tratamiento. Este estudio permitió optimizar con herramientas técnicas sencillas los trabajos de refractura, dejando buenas prácticas y lecciones que podría ser replicados en futuros trabajos.
Análisis de riesgos en actividades de swab durante la extracción de petróleo en reservorios de baja energía en el noroeste del Perú
(Universidad Nacional de Piura, 2017) Villegas Vegas, Yovana Lisbet; Ramirez Castañeda, Carlos
El presente trabajo estudia las características del campo petrolero donde se encuentra la Cuenca Talara ubicada en la parte Nor-Oeste del Perú, su extensión es de 15,000 KM2 de los cuales un tercio se encuentra costa adentro. Esta definida como una Cuenca de Antearco, limitada por el norte con el levantamiento estructural de Zorritos, por el este con el levantamiento de la cadena montañosa Los Amotapes, por el oeste con la zona de subducción del Pacifico y la Placa Sudamericana. La operación de producción no convencional por pistoneo o swab, consiste en el levantamiento de una columna de fluido (petróleo y agua), mediante un pistón tipo copa que se baja a una profundidad determinada y luego se levanta hasta la superficie dentro de la tubería de producción o dentro del casing de un pozo. Estas operaciones de producción están sujetas a continuos riesgos, que pueden generar emergencias que afecten vidas humanas, el medio ambiente o la infraestructura asociada debido a los peligros existentes. Ante esta situación, es necesario realizar un análisis de riesgos para identificar peligros, evaluar riesgos y tomar medidas de control de seguridad, durante la extracción de Petróleo en Reservorios de baja energía en el noroeste del Perú, con la finalidad de reducir daños para la salud de los trabajadores, la comunidad y el medio ambiente, proponiendo medidas para controlar estos riesgos hasta niveles aceptados en las políticas corporativas empresariales y la legislación nacional vigente, siendo este el objetivo principal del presente estudio. Sino se conoce y comprende esto, no se pueden controlar los accidentes o daños al ambiente y tampoco se podrá realizar una mejora continua con el objetivo de minimizar los riegos de manera aceptable y segura.
Análisis de riesgos en operaciones de completación de pozos perforados en el yacimiento de Corrientes, Lote 8 de la Selva Peruana
(Universidad Nacional de Piura, 2017) Lachira Sernaque, Cesar Paul; Mechato Quintana, Gregorio
Este trabajo ha sido elaborado teniendo en cuenta la explotación industrial en el Perú que se remonta al 03 de noviembre de 1863, con el descubrimiento del primer yacimiento en la cuenca Tumbes, ubicado al sur de la bahía de La Cruz, después de un tiempo se perforaría un segundo pozo en Pariñas - Piura, iniciándose la industrialización del Petróleo Peruano. Cien años después se descubriría el yacimiento Corrientes que se encuentra en los yacimientos del Lote 8. Durante el desarrollo de las actividades realizadas para perforar pozos en el Lote 8, los equipos de perforación son movilizados hasta las plataformas, que son áreas previamente preparadas. Luego el equipo de perforación es izado y se realizan operaciones para iniciar la perforación, durante las actividades llevadas a cabo para completar el pozo existen riesgos desde la cementación del casing de producción, toma de registros eléctricos, baleo del pozo, operaciones de suaveo y bajada de las herramientas de completación de acuerdo al diseño. Es indispensable aplicar una metodología para identificar los peligros y evaluar el nivel de los riesgos para la salud y la vida de los trabajadores, la comunidad y el medio ambiente, para las distintas operaciones y actividades de completación de pozos con la finalidad de proponer medidas para minimizar estos riesgos hasta niveles aceptados por las políticas corporativas y la legislación nacional vigente. El presente proyecto esta enfocado en proponer una metodología para la administración de riesgos en la completación de pozos, donde se realiza una descripción general del objeto, los alcances del proyecto donde se indica su ubicación y las actividades realizadas, teniendo en cuenta las características ambientales relevantes del área del proyecto, analizando los riesgos y relacionándolos con las medidas de contingencia y las del análisis de riesgo.
Análisis del estudio de mermas de diesel B5 por variación de temperatura para el abastecimiento de combustible por cisternas en establecimientos para consumidor directo-Cajamarca
(Universidad Nacional de Piura, 2018) Oyola Bayona, Luis Eriberto; Tantaruna Ocsas, Juan Carlos Ignacio
El presente trabajo de investigación de Tesis ha sido desarrollado con la finalidad de recopilar información sobre el estudio de mermas de Diesel, habiéndose realizado una exhaustiva revisión de las investigaciones más importantes desde el punto de vista de su actualidad y valor teórico del tema, que nos permita crear criterios para ubicar, enjuiciar e interpretar la investigación que se plantea. Luego de realizar un análisis del estudio de mermas por variación de temperaturas para el abastecimiento de combustible por cisternas para consumidores directos con instalaciones fijas se advierte que las empresas mineras GOLDFIELD, LAZANJA y COIMOLACHE que operan en la Región Cajamarca presentan pérdidas de combustible (DIESEL BS) en las operaciones de carga y descarga. Las mismas que inciden negativamente en contra de las empresas afectando sus resultados, al realizarse mayores pagos tributarios sin considerar las mermas, lo cual implica que es pertinente contar con una guía que derive en un informe técnico que permita que el porcentaje de mermas sea aceptado como gasto tributario ante la Superintendencia de Administración Tributaria (SUNAT).
Análisis del factor de recuperación de petróleo en áreas de menor acreaje en los reservorios del Lote X de la Cuenca Talara
(Universidad Nacional de Piura, 2022) Farías García, Daniel Jesús; Timaná Jaramillo, Pedro Bienvenido
El estudio se centra en la Zona Este del lote X, situado en la Cuenca Talara, cuya denominación es “ETANESTE”, en esta zona, se encuentra explotando 4 formaciones productivas entre las que se encuentran: OSTREA, ECHINOCYAMUS, HELICO Y BRECHAS TALARA. Debido a la heterogeneidad y compartimentalización de la Cuenca, estas formaciones presentan variabilidad en su comportamiento productivo en función de procesos estructurales y sedimentarios, razón por la cual el estudio se divide por grupos sectorizados en función de propiedades roca – fluido. A su intensa actividad y respuesta inmediata de producción genera mayor inquietud en expandir su desarrollo a pesar de su historia madura de producción e implementación de proyectos DE RECUPERACION MEJORADA, tales como los procesos de inyección de agua centralizado en la formación Verdún. Esa variabilidad de producción genera mayor beneficio en conocer que factores causan estos cambios en su comportamiento productivo que acortan la brecha entre el volumen planificado versus volumen producido, interpretado por uno de los indicadores productivo como es el factor de recuperación. En síntesis, nuestro estudio despierta interés en optimizar el factor de recuperación, a partir de analizar el comportamiento estático – dinámico de los fluidos producidos en las formaciones objetivo ya mencionados, esta optimización va acompañado con un análisis de sensibilidad para reducir la incertidumbre en la obtención del área de drenaje y aquellos factores que afectan su rendimiento productivo.
Análisis económico de los problemas de emulsión con respecto a la productividad de sus pozos en el lote VIII
(Universidad Nacional de Piura, 2021) Adrianzén Gutiérrez, Milagros Viviana; Aliaga Rodríguez, Juan Carlos
Las emulsiones se encuentran a lo largo de la cadena productiva de los hidrocarburos. Una emulsión puede tener un impacto positivo o negativo sobre la producción y sobre los costos asociados a su tratamiento con el propósito de cumplirlos requerimientos de entrega, los cuales son exigidos por los dueños de oleoductos. Las emulsiones apretadas se caracterizan por su dificultad de separación de fases, dada la interacción íntima entre el crudo y el agua en la interfase. La presente investigación se centra en el análisis del comportamiento de las emulsiones, de acuerdo con la naturaleza del agente emulsificante que determina la interacción entre las fases. Se ha identificado que la unión del petróleo y el aguase debe a múltiples fenómenos fisicoquímicos en función de las características de los tensoactivos, de los cuales se destacan los asfáltenos, las resinas, las ceras y los sólidos finos. Igualmente, el pH, la salinidad y la edad de la emulsión son algunosfactores que influyen en su estabilidad. Dado que el desarrollo tecnológico se ha aplicado recientemente a los procesos de desemulsificación, se plantea una metodología sencilla que busca ubicar al lector en el estudio de las alternativas de tratamiento en función de su ubicación en la cadena de producción de hidrocarburos.
Análisis económico del desempeño del bombeo mecánico por medio del diagnóstico de mediciones físicas en el Lote III
(Universidad Nacional de Piura, 2022) Ramírez Córdova, Felipe Alfonso; Aliaga Rodríguez, Juan Carlos
La presente investigación tiene por finalidad mostrar las condiciones de los pozos del lote III y su respectivo mecanismo de producción, en este lote tenemos por bombeo mecánico, gas lift siendo el predominante el UBM. Sabiendo las condiciones de los pozos se propone realizar mediciones físicas a una muestra de 10 pozos mediante registros dinamométricos en el cual se indicó como se realiza la toma de medición a estos pozos y a su vez los resultados que tuvieron como por ejemplo golpe de gas, taponamiento, válvulas desgastas, bombas inoperativas entre otras. Una vez establecidos los problemas o deficiencias se procedió a dar la recomendación al departamento de producción quienes son los encargados de ejecutar en este caso puede ser mediante un servicio de pozo es decir un reacondicionamiento o mantenimiento del pozo. El proyecto muestra los costos de realizar las mediciones físicas solo a un pequeño grupo para poder tener la idea de cuánto cuesta hacer este tipo de operación que en los últimos años es mal pagada y en algunos casos no se hace un correcto procedimiento. El lote III tiene buenos aportes en lo que respeta su producción, pero necesita de reacondicionamientos o mantenimientos para hacer este tipo de operación es rentable por el costo y al realizar las mejoras en base a sus recomendaciones generará buenos ingresos, pero esto dependerá del precio del crudo.
Análisis y medidas de mitigación de los impactos ambientales sobre la contaminación de suelos por el derramamiento de hidrocarburos en el lote VIII
(Universidad Nacional de Piura, 2019) Michilot Calvay, Carlos Alberto; Valenzuela Pelayo, Percy Manuel
La contaminación del área cercano a la batería por descarga de petróleo y agua de formación por más de treinta años ha producido un inmenso volumen de borra petróleo y sedimentos, para mitigar esta problemática se han estudiado alternativas sostenibles, altamente efectivas y amigables con el medio ambiente. Dentro de estas alternativas se probó la incineración con resultados poco satisfactorios, acumulación en pozos impermeabilizadas, la cantidad de material a mover, la topografía del suelo plano, zona pantanosa de lluvias torrenciales permanentes no es recomendable porque se estaría contaminando una nueva zona. Se aplicó la biorremediación la cual es considerada una tecnología económica que logra altas tasas de remoción de Hidrocarburos Totales del Petróleo. El objetivo de esta investigación se centró en evaluar la aplicación de agentes surfactantes y estimulantes en un tratamiento de biorremediación aerobio para tratar un suelo contaminado con petróleo. La presente investigación se llevó a cabo en tres etapas; la primera desarrollada a escala de laboratorio, la segunda a escala piloto y la tercera a nivel del suelo contaminado. Así, en la primera etapa se procedió a evaluar esta técnica de biorremediación utilizando estimuladores orgánicos en la microbiota autóctona del suelo a escala de laboratorio en condiciones aerobias, para propiciar una descomposición acelerada de los hidrocarburos petrogénicos con los que estaba contaminado este suelo. De esta manera, se aplicaron 4 tratamientos de bioestimulación variando la concentración de los estimuladores y manteniendo constante los nutrientes. Además, se estableció un tratamiento de atenuación natural y uno de control. Para la determinación de la eficiencia de la biodegradación de los hidrocarburos, se utilizó el espectrofotómetro de infrarrojo FTIR marcador AGILENT La eficiencia de la biodegradación se midió simultáneamente por la determinación de las variables: producción de CO2 microbiano (respirometría), cuantificación de hidrocarburos totales del petróleo (HTP) remanentes por cromatografía de gases, Unidades Formadoras de Colonia (UFC/g) de bacterias heterótrofas e hidrocarburoclastas y pH durante 80 días. Adicionalmente para establecer las bacterias dominantes en el proceso, se realizaron una serie de aislados de bacterias heterótrofas e hidrocarburoclastas en los microcosmos, para posteriormente ser sometidos a estudios de identificación molecular.
Análisis y mejora en el desempeño del bombeo mecánico del Lote IX Talara
(Universidad Nacional de Piura, 2024) Arrieta Estela, Cristhian Hermes; Aliaga Rodríguez, Juan Carlos
El conjunto de bombeo mecánico es afectado por el mal diseño producto del suministro de información inadecuada, en las propiedades de fluidos producidos, parafinas, incrustaciones, profundidad del horizonte productivo, propiedades de roca reservorio; las consecuencias es un deficiente trabajo operacional del equipo de subsuelo como ruptura de varillas, fallas mecánicas por corrosión, pistones pegados por incrustaciones, hueco en tuberías etc. Estos problemas aumentan los costos de mantenimiento y operación; para superar estos problemas es necesario plantear acciones preventivas, rápidas y efectivas de identificación de las causas que ocasionan la fallas y los métodos de solución de los problemas o su minimización. El tener un programa de control de análisis de fallas permite al responsable del área de producción identificar en forma certera, las causas de los problemas existentes en los pozos del campo del lote IX. En la empresa no existe un registro unificado de estas fallas. El objetivo de este proyecto es analizar los factores que inciden negativamente en el trabajo del sistema de extracción por bombeo mecánico en los pozos del lote IX, con la finalidad de identificar las causas y frecuencias con que se presentan las fallas que generan los problemas, con esta información se planteara acciones preventivas para mejorar la eficiencia de trabajo del sistema de bombeo mecánico.
Aplicación de gas caliente para eliminar la formación de hidratos en el sistema Gas Lift en el Lote Z1
(Universidad Nacional de Piura, 2022) Culquicondor Huacchillo, Elden Armel; Mechato Quintana, Gregorio
El presente estudio tiene por fin proponer como solución al problema de formación de hidratos en las líneas de flujo que afectan al proceso de transporte del petróleo, tomando como referencia los casos donde se ha realizado este trabajo en el Perú y analizando los resultados obtenidos. En este estudio, se hablará sobre el sistema de compresión de gas del lote Z1 y establece que el uso de gas caliente sería la solución más apropiada para combatir la formación de hidratos de gas en las líneas de flujo. Se define que por cuestión de facilidades y costos está muy por encima de alguna otra técnica. Se estudiará a fondo el trabajo de aplicación de gas caliente realizado en el lote Z1 en el Perú. Se empezará describiendo la geología del campo y su caracterización del yacimiento para tener en cuenta que características tuvo dicho yacimiento para que la compañía a cargo del lote haya visto viabilidad en la aplicación de gas caliente. Después se explicará la secuencia de pasos que realizó la compañía para analizar las plataformas que fueron objeto de estudio, con ayuda de herramientas de diagnóstico como registros de pozos y graficas de producción, para saber qué es lo que se necesita para aplicar la inyección de gas caliente y si cumple con las condiciones adecuadas para realizar este trabajo. Finalmente se evaluará los resultados obtenidos en las plataformas donde se aplicó la inyección de gas caliente, con ayuda de data de producción posteriores al trabajo realizado se podrá definir la eficiencia de éste, se evaluará si efectivamente se logró eliminar la formación de hidratos sin afectar la producción de petróleo.
Aplicación de la microscopía electrónica de barrido y prueba de hinchamiento lineal para mejorar la estabilización de las lutitas durante la perforación de pozos en el Lote VI
(Universidad Nacional de Piura, 2022) Silupú Castillo, Jason David; Timaná Jaramillo, Pedro Bienvenido
Trate de imaginar una amenaza capaz de dejar pegada la sarta de perforación con una posibilidad extrema de que sea casi imposible poder recuperarla. La hidratación excesiva e inestabilidad de las paredes del hoyo por las lutitas puede generar exactamente eso y según experiencias obtenidas en campos petroleros de Colombia, esto puede generar un aumento del 10 al 15% en costos del presupuesto inicial. Diferentes pruebas de laboratorio y productos químicos utilizados para estabilizar he inhibir formaciones con contenidos de lutitas permite a los ingenieros de perforación controlar las mismas, de forma que se pueda prevenir el desarrollo de condiciones operativas adversas que afectan nuestros costos presupuestados inicialmente La presente tesis de investigación fue desarrollada con la finalidad de determinar las concentraciones óptimas del inhibidor químico, encapsulador mecánico y estabilizador de lutitas en el fluido de perforación base agua utilizado para perforar los pozos de desarrollo en el yacimiento Leones del Lote VI, ubicado en noroeste de la cuenca Talara. Para lograr lo mencionado líneas arriba se realizó el análisis SEM (Microscopía electrónica de barrido) y la prueba LSM (Medición de hinchamiento lineal), los cuales buscan hallar la composición elemental - mineralógica de las lutitas y su tendencia de hidratarse al entrar en contacto con diferentes concentraciones del fluido de perforación respectivamente. Se estudiará el caso de 2 pozos perforados en el yacimiento Leones, los cuales presentaron problemas de restricción de tubería. Se empezará analizando los intervalos litológicos atravesados, las condiciones direccionales, así como la reología del fluido que se manejó al atravesar dichas zonas. Finalmente, se detallarán los procedimientos de las pruebas realizadas, así como la interpretación de los resultados obtenidos.
Aplicación de tecnología Tubing Conveyed Perforating - TCP, bajo balance para incrementar la productividad en pozos del norte del Perú
(Universidad Nacional de Piura, 2019) Mauricio Infante, José Arturo; Arévalo Nima, Wilmer
Un pozo de petróleo se perfora para establecer una comunicación entre la superficie y el yacimiento, esta comunicación se efectiviza al perforar la tubería de revestimiento de acero utilizando los cañones o escopetas y los sistemas de levantamiento. Durante el proceso de cañoneo el daño de formación que se genera, es uno de los principales problemas, este es originado por la presión del impacto del disparo que traspasa el acero, cemento, formación y fluidos dentro de esta. Como resultado de dicho impacto se presentan escombros sueltos en los huecos de los perforados generándose una obstrucción y taponamiento de los canales impidiendo la salida de los fluidos y generando una alta caída de presión , por tanto, el daño debido al cañoneo es un considerable limitante tanto para la productividad como para la inyectividad de un pozo. Actualmente los campos del Norte son campos de baja presión, por eso es necesario optimizar todo los parámetros que intervienen en la productividad de los pozos. El presente estudio estuvo dirigido a demostrar la factibilidad de aplicar la nueva técnica de Tubing Conveyed Perforating - TCP, a bajo balance con el objetivo de extraer los residuos de los baleos y mejorar la productividad del pozo reduciendo la caída de presión. La adecuada selección del sistema que se va a utilizar, toma en consideración varios parámetros para que la operación de baleo sea efectiva, como son: resistencia a la compresión de las formaciones, grado de desviación del pozo, presión y temperatura del reservorio, espesor de la zona de interés, la litología de la zona productiva, propiedades petrofísicas de la roca como porosidad, permeabilidad, el daño y el tipo de fluido a producir. La nueva tecnología TCP, nos permite bajar los cañones con tubería de producción y se puede bajar una sarta de cañones para punzar dos o mas zonas. Incorporando Packers que permiten aislar zonas y bajar sartas de producción selectiva. El sistema TCP, también permite liberar cañones y dejarlos caer, sentar packers y abrir y cerrar válvulas. Esta técnica se aplicó el Nor- Oeste al fracturar un reservorio en la formación Amotape de baja permeabilidad produciendo un incremento en la productividad equivalente al 100% . El beneficio económico del uso del sistema TCP está en punzonar de un mismo pozo en forma selectiva varias zonas. Todo con la finalidad de obtener perforaciones óptimas que nos permitan incrementar la producción de nuestros campos maduros del Nor-oeste del Perú.
Aplicación de un esquema de evaluación de productividad a pozos con problemas en condiciones de flujo en el Lote VI
(Universidad Nacional de Piura, 2019) Merino Vega, Cristian Ricardo; Valenzuela Pelayo, Percy Manuel
En el presente proyecto se aplicará un esquema de evaluación integral para poder mejorar la producción de los pozos del Lote VI que presenten problemas con caída de producción drástica. En este proceso, se realizará un estudio concreto respecto a los problemas los cuales pueden varias dependiendo sea el caso, ya sea por problemas con el gas dentro del pozo; problemas con las bombas o incluso daños en la formación, sus efectos negativos serán identificados rápidamente, las posibles soluciones que se presentaran al momento de concluir con tales estudios. Después de tener la solución exacta para este problema se aplicarán mejoras entre las cuales están incluidas los métodos de estimulación ya conocidos los cuales comprenden desde Fracturamiento Hidráulico, Acidificación y las mediciones físicas que posteriormente nos permitirán elegir la optimización como método de mejora de producción. Cuando se haya concluido la aplicación de estas mejoras dentro del pozo podremos observar una mejora en la producción, en los ingresos e incluso en la rentabilidad de la empresa, obteniendo un Valor Actual Neto (VAN) en el año “0” con un interés del 23 por ciento(23%) de aproximadamente 14.5 millones de dólares, y a su vez se obtuvo una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 129 por ciento(129%), podemos identificar que siendo la Tasa Interna de Retorno mayor al Interés del Valor Actual Neto con lo cual definiremos el proyecto como RENTABLE en su totalidad.
Aprovechamiento eficiente del gas natural y su sinergia sostenible en el sector eléctrico hacia la central termoeléctrica Kallpa S.A
(Universidad Nacional de Piura, 2023) Morocho Córdova, Jorge Antonio; Aliaga Rodríguez, Juan Carlos
Para lograr que el gas estudiado este en especificaciones admitidas para gasoducto, se estudiaron varias posibilidades de esquemas de procesos donde los parámetros más importantes que se tuvieron en cuenta para la elección de esquema de procesos fueron: remoción de H2S (200ppm), ajuste de cantidad de agua (gas saturado en agua) y presión de operación. Para la adecuación a términos comerciales de los parámetros antes mencionados se tuvieron en cuentas los siguientes procesos: endulzamiento, compresión y Deshidratación. El proceso de endulzamiento se llevó a cabo por medio de lechos solidos no regenerativos (Sulfatreat), debido a que esta tecnología de procesamiento nos permite trabajar la remoción de H2S a bajas presiones de operación. El proceso de compresión se utiliza para lograr las presiones de operación adecuadas, debido a la compresión se aumenta la temperatura del gas a tratar por lo cual es necesario realizar una etapa de enfriamiento para ingresar el gas a temperaturas adecuada para el proceso de deshidratación, el cual lleva el contenido de agua a condiciones aptas de operación en gasoducto (65 mg/m3). Antes de enviarlo a gasoducto se realiza un último proceso de separación de glicol y gases de arrastres. Debido a las características del gas en estudio y pensando en obtener mayor provecho económico estudiamos la posibilidad de no realizar el envío de gas por medio de gasoducto y aprovechar dicha energía para la generación de energía eléctrica por medio de un sistema de ciclo combinado para una termo eléctrica y líneas de alta tensión.
Aseguramiento de la calidad en el armado de prefabricado y montaje de tuberías en las unidades HTN-RCA, HTD, FCK y TGL-RG2 para el proyecto de modernización refinería Talara (PMRT)
(Universidad Nacional de Piura, 2019) Durand Estrada, Abel Bruno Aldair; Mechato Quintana, Gregorio
La Refinería fue pionera en el país, con un esquema de refinación de mediana conversión, propio de la década de los setenta, que a pesar de administrarse muy eficientemente, requiere con urgencia incrementar su capacidad y complejidad para mejorar su economía y lograr producir combustibles limpios con menor contenido de azufre. La Refinería de Talara desarrolla hoy actividades de refinación y comercialización de hidrocarburos en el mercado nacional e internacional. Produce gas doméstico GLP, gasolina para motores, solventes, turbo A-1, diésel 2, petróleos industriales y asfaltos de calidad de exportación. Para este megaproyecto se utilizaron ENDs (Ensayos no destructivos), con la finalidad de disminuir los riesgos de accidentes y preservar la seguridad de todos los trabajadores, ejemplos de ENDs son: Ultrasonido Industrial, Radiografías, Tintes Penetrantes, Inspección Visual, entre otros. El principal objetivo fue tratar de entregar gran parte de los trabajos antes de la fecha estimada, así obtuvimos la satisfacción de nuestro cliente. En este proyecto de tesis se podrá entender los conceptos e instrumentos que se utilizan en diferentes construcciones, modernizaciones y ampliaciones de Plantas Industriales, como refinerías, minerías, agroindustriales, entre otros. Se detalla paso a paso la historia de la Refinería Talara y por qué la actual implementación, puesto que se pretende tener una planta de competencia mundial, con mayor producción, menos contenido de azufre, menos contaminación ambiental, y sobre todo mayores ingresos para el beneficio de nuestro país. Durante todos los procesos de trabajo se dieron muchos problemas desde el movimiento de tierras hasta el último montaje de spools para completar las líneas, se generaron re trabajos y pérdidas de dinero por parte de la subcontratista. Como prioridad, se pretende que con la presente, se pueda comprender cómo va avanzando la situación actual del megaproyecto de modernización de la Refinería Talara.
Automatización de unidades de bombeo mecánico con sistema Pump Off en el Lote VI
(Universidad Nacional de Piura, 2022) Sernaqué Montero, Lizbeth del Rosario; Valenzuela Pelayo, Percy Manuel
En el presente estudio se busca implementar el sistema Pump Off para poder mejorar la producción de los pozos del Lote VI que presenten problemas con caída de producción drástica. En este proceso, se realizará un estudio respecto a los problemas los cuales pueden variar dependiendo sea el caso, ya sea por problemas con el gas dentro del pozo; problemas con las bombas o incluso daños en la formación, sus efectos negativos serán identificados rápidamente, Y así disminuir la condición de golpe de fluido bajo el cual trabaja la mayoría de pozos el cual al no ser controlado causan daños tanto en el equipo de superficie como en el equipo de subsuelo. Lo problemas mencionados ocasionan que el sistema no funcione de manera eficiente, aumentando costo de operación y producción por tiempos fuera de servicio por mantenimiento. En este proceso, se realizará un estudio concreto de seleccionar pozos, se tomaron inicialmente niveles de fluido y dinagramas con el pozo trabajando y de la misma forma en condiciones que deje de operar la unidad de bombeo para conocer el nivel estático. Cuando se haya determinado las condiciones dinámicas a las que debe trabajar el equipo de superficie podremos optimizar la producción del pozo, es decir, extraer lo máximo que la formación productiva entrega al pozo. La automatización en la unidad de bombeo mecánico permitirá atenuar o disminuir en gran aparte los problemas asociados al golpe de fluido, logrando ahorro en mantenimiento, consumo de energía eléctrica, disminución de gastos de la bomba, motor y unidad de superficie. La automatización permite optimizar la producción y recursos humanos. Los beneficios que permite la automatización es la contratación de personal calificado, lograr una mayor productividad y mantener la calidad. La automatización del sistema Pump Off en el lote VI nos enseña que los niveles de fluido son determinantes para establecer la sumergencia y así lograr optimizar la producción, así mismo nos beneficia pues permite ahondar en las ventajas y desventajas de este controlador, dado que es muy susceptible a los niveles de fluido con los que se trabaja para así poder evitar daños en los equipos ocasionados por el golpe de fluido y esto se ve reflejado en el incremento de producción de BFPD, en la optimización de energía eléctrica así como en el servicio de mantenimiento de pozos. Todo esto al ser monetizados resulta beneficioso para la rentabilidad de la empresa. Cuando se haya concluido la instalación del Sistemas Pump Off dentro del pozo podremos observar una mejora en la producción, en los ingresos e incluso en la rentabilidad de la empresa, obteniendo un Valor Actual Neto (VAN) en el año “0” con un interés del 23 por ciento(23%) de aproximadamente 14.5 millones de dólares, y a su vez se obtuvo una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 129 por ciento(129%), podemos identificar que siendo la Tasa Interna de Retorno mayor al Interés del Valor Actual Neto con lo cual definiremos el proyecto como RENTABLE en su totalidad.

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