Ingeniería en Petróleo
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- ÍtemAnálisis de la eficiencia en el uso de los equipos de Pulling en Santa Cruz(Universidad Nacional Arturo Jauretche, 2019) Díaz Morales, Richard Leonardo
- ÍtemEvaluación reológica de soluciones poliméricas y aplicación en medios porosos artificiales(Universidad Nacional Arturo Jauretche, 2020) Morinigo, Luis Ezequiel
- ÍtemIntegridad de oleoductos y gasoductos(Universidad Nacional Arturo Jauretche, 2020) Hannoch, Emmanuel MartinLas tuberías que componen las redes de transporte de petróleo y gas son una parte primordial en la industria, puesto que permiten la conexión entre el punto de extracción de la materia prima (gas / petróleo), su transporte a plantas de tratamiento, donde se lo procesará para generar valor agregado y/o su posterior entrega a puntos de venta local, o para exportación. Muchos análisis efectuados a través del tiempo por operadores y transportistas han concluido en que la corrosión es una de las principales amenazas a la integridad de las tuberías, pudiendo ésta manifestarse de manera interna (afectando la cara interna de la pared de la tubería), como externa (afectando la cara externa de la pared de la tubería). Para evitar el desarrollo de áreas de corrosión externa, se suele revestir las tuberías. Sin embargo, en distintos puntos de su trayecto pueden tener contacto con elementos capaces tanto de dañar este revestimiento como de provocar corrosión en sí, pudiendo provocar problemas capaces, a su vez, de extenderse a lo largo de toda la tubería. Además de sufrir abolladuras de distintos grados, entre otros escenarios perjudiciales. Las abolladuras, y principalmente las provocadas por acciones de terceros (en construcciones próximas al emplazamiento de las tuberías, por ejemplo) constituyen otra seria amenaza a la integridad de la tubería. Si estas anomalías se prolongan en tiempo y distancia, pueden provocar daños mayores en la red de transporte de petróleo / gas, debido al debilitamiento que sufre la estructura, con los riesgos de falla / explosión que esto conlleva. Por estas razones se deben realizar controles (inspecciones) y, sobre todo, tomar medidas preventivas en estas instalaciones.
- ÍtemCalibración de simulador de fracturas : análisis de geomecánica y microsísmica(Universidad Nacional Arturo Jauretche, 2021) Miret Herrera, Jaime FacundoLa simulación de fracturas hidráulicas se realiza con software específicos desarrollados por las distintas compañías de servicio o incluso por empresas dedicadas exclusivamente a proveer soporte informático relacionado a la industria del petróleo y gas. Existe una amplia gama de simuladores que implican diferencias no sólo en el data input solicitado por cada uno, sino también en la forma de interpretarlos (2D, 3D, modelos isótropos o anisótropos). Al mismo tiempo, sucede que las distintas compañías de servicio no poseen un criterio unificado para definir las constantes elásticas y propiedades geomecánicas que aplican a las formaciones de Cerro Dragón, en la Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ). Dichas propiedades y constantes elásticas son calculadas a partir de las velocidades de onda Principal (Vp) y de Corte (Vs), que viajan a través de las formaciones. Éstas se obtienen directamente del Perfil Sónico Dipolar que mide los tiempos de tránsito (inversa de la velocidad) o, en su ausencia, a partir de correlaciones de modelos geomecánicos de distintas litologías y formaciones que no aplican al campo de estudio. Es decir, correlaciones desarrolladas por distintos autores que basaron sus estudios en yacimientos de otras partes del mundo, que no están ajustadas a la CGSJ. Todo esto deriva en un desacuerdo entre la empresa operadora de la cuenca (PAE) y las contratistas a la hora de definir las simulaciones de fracturas que aportan datos valiosos como la propagación, dimensión y conductividad que impactan directamente en la estimación de productividad. Finalmente, teniendo en cuenta la visión integrada del negocio, la cual busca mejorar los estándares de vida de la población de forma segura, accesible, sostenible y ambientalmente amigable; una motivación de este trabajo es generar un impacto favorable en la gestión económica y de recursos utilizados durante la fractura hidráulica.
- ÍtemIdentificación de unidades de flujo(Universidad Nacional Arturo Jauretche, 2021) Cavalotto, Matias EzequielEl método de unidades hidráulicas de flujo es una técnica (Amaefule et al: 1988) utilizada para estimar un modelo de permeabilidad en intervalos de pozos sin testigos corona; y como modelo predictivo para la caracterización petrofísica, basado en datos disponibles, que sirvan para nuevas perforaciones y reparaciones. Resulta práctica para correlacionar unidades de pozos aledaños, relacionando la porosidad calculada a partir de perfiles de pozo con la permeabilidad estimada en las unidades de flujo. Dado que la única manera de medir directamente la permeabilidad sin recurrir a ensayos de pozo es a través de muestras de roca analizadas en laboratorio, este método cobra especial relevancia y presenta una alternativa confiable, económica y expeditiva para calcular dicho parámetro crítico a partir de correlaciones, y tener así una primera estimación de la permeabilidad del sistema, estableciendo un modelo de ajuste. El presente trabajo, realizado en el laboratorio INLAB S.A, aplica este método en un set de testigos corona (2 carreras de coronas, muestreado de manera equidistante a lo largo de toda la corona) correspondiente a un pozo extraído en la Cuenca Neuquina, detallando la secuencia de trabajo realizada en el laboratorio y los pasos necesarios para identificar las unidades de flujo existentes en este reservorio. Fueron identificadas seis unidades de flujo en la zona, las cuales se someten a un proceso de validación interna a través de gráficos de ajuste y mediante el cálculo de la permeabilidad a través de un perfil del pozo. Finalmente, se realiza una caracterización geológica a las unidades para asignarles rasgos texturales, mineralógicos y sedimentológicos que expliquen su comportamiento hidráulico.
- ÍtemAnálisis de los parámetros eléctricos de la roca y su importancia en la evaluación de proyectos de petróleo y gas(Universidad Nacional Arturo Jauretche, 2022) Di Pietro, María BelénEn el presente trabajo, se lleva a cabo el análisis de las propiedades eléctricas de la roca, y su importancia en la evaluación de proyectos de petróleo y gas, presentes en el miembro Troncoso, perteneciente a la formación Huitrín de la cuenca Neuquina, a partir de las ecuaciones características del Factor de Formación "FF", Índice de Resistividad "IR" y sus aplicaciones en la Ecuación de Archie. La evaluación de las propiedades eléctricas de las formaciones está determinada desde un punto de vista tanto físico como experimental, a partir de la porosidad, factores de cementación, resistividades y la saturación del agua (Sw) de formación, entre otros. Los valores obtenidos en el FF, IR y sus aplicaciones en la Ecuación de Archie, resultan de gran importancia, ya que relacionan la resistividad de la formación con la porosidad de la misma y el grado de cementación, y permite conocer la saturación de agua pudiendo así inferirse de forma indirecta la saturación de hidrocarburos debido a que asumimos que en la formación coexisten agua e hidrocarburos líquidos y gaseosos y que la suma de ellos es igual al 100% del fluido presente. De esta manera, y a través de estudios petrofísicos, se analizan estos parámetros, y se evalúan las propiedades de las rocas presentes en los yacimientos. También permite obtener el factor de recobro, el cual se define como el cociente entre la cantidad de hidrocarburo, que es posible extraer de la formación y la cantidad de hidrocarburo existente, es decir el Petróleo Original in situ. (OOIP) Dichas ecuaciones han sido utilizadas en trabajos que se citan en la bibliografía de este informe, para así lograr una caracterización de la roca en función de su calidad como reservorio y posible roca productora. Cabe destacar que la ecuación de Archie, sólo es recomendable para una cierta clase de rocas petrofísicamente simples, las cuales deben ser en su mayoría arenas limpias o con escasos contenido de arcillas. En las rocas con minerales conductores, tales como las arenas arcillosas, el análisis es más complejo, y excede al proyecto. Para la realización de este informe se analizaron diferentes muestras pertenecientes al miembro (Mb). Troncoso, cuyas profundidades varían entre los 1000 mbbp1 y los 1500 mbbp con porosidades promedio de 15,6%, calculadas por el método de Boyle. Se obtuvieron los datos del factor de cementación " m", el cual nos indica cuán consolidada se encuentra la roca, con un valor cercano a 2; la resistividad de agua de formación Rw y de la formación Rt , siendo el valor aproximado de Rw=0,064 Ω. m, evaluadas a 18°C y de Rt=100 Ω. m.
- ÍtemMejoras en proyecto Estaciones de separación de sólidos : Yacimientos no convencionales(Universidad Nacional Arturo Jauretche. Instituto de Ingeniería y Agronomía, 2022-09-19) Tapia, Christian AdriánEl objetivo del proyecto “Mejoras en proyecto Estaciones de separación de sólidos” en yacimientos no convencionales, consiste en prolongar la vida útil de los activos de la operadora, reduciendo de esta forma los costos de mantenimiento y evitando problemas operativos mediante el diseño de nuevas estaciones de desarenado modulares para aplicar en locaciones y por otro lado mejorar la disponibilidad del pozo en estado productivo. Este nuevo diseño está basado en dos alternativas principales: una para ser operada manualmente (Bajo CAPEX) y otra de forma automática (Alto CAPEX), las cuales servirán luego para tomar decisiones en etapas futuras. Parte del alcance es analizar la necesidad de elaborar especificaciones técnicas, las cuales basadas en nuevas tecnologías y materiales, sirvan como definición más precisa de este y otros proyectos a ejecutar.