http://hdl.handle.net/20.500.14076/39 Wed, 09 Sep 2026 11:25:00 GMT 2026-09-09T11:25:00Z http://hdl.handle.net/20.500.14076/29409 Título : Optimización de la técnica de tratadores térmicos para disminuir el alto corte de agua en los pozos de petróleo en la Selva Peruana Autor : Monago Álvarez, Christian Lionel Resumen : En los pozos de la selva peruana, durante la producción de petróleo desde el yacimiento a través del equipo de levantamiento artificial, el agua de la formación se mezcla con el crudo y al llegar a la planta tiene que pasar por el separador de tres fases (Gas natural, petróleo y agua libre de crudo), sim embargo hay unos fluidos que no se separan tan fácilmente y reciben el nombre de emulsiones los cuales deberán recibir un tratamiento previo para poder separarse , una forma son los tratadores térmicos. En la actualidad la producción del petróleo se obtiene como una emulsión por los métodos que fueron utilizados para su recuperación, esto permite buscar alternativas para un tratamiento optimo que permita obtener un mayor porcentaje de crudo con sus propiedades originales. Para tratar estos crudos emulsionados se requieren unos procesos específicos que a su vez son costosos, en este trabajo se demostrará que la productividad de los tratadores térmicos dependerá de su eficiencia durante la operación, así como del mantenimiento de los equipos tratadores. Los tratadores tienen posibilidad de fallas continuas ya sea por el desgaste normal o por otras fallas donde interviene el manejo especial por parte del personal calificado para esos procedimientos, Para optimizar la selección de los tratadores minimizando los gastos por mantenimiento, se necesita una metodología de costos mínimos y fácil de aplicar, basándose en et conocimiento de la formación de emulsiones definido en la norma técnica API Spec 12L " Especificaciones para tratadores de emulsión verticales y horizontales", para diseñar correctamente cumpliendo los estándares de su fabricación exigidos por la industria, operación y mantenimiento de los equipos teniendo como base las tendencias en los datos reales de campo.; In the wells of the Peruvian jungle, during the production of oil from the reservoir through artificial lift equipment, the water from the formation is mixed with the oil and upon reaching the plant it has to pass through the three-phase separator (Natural gas, oil and water free of oil), however there are sorne fluids that are not separated so easily and are called emulsions which must receive a prior treatment to be able to separate, one way is heat treaters. Currently, oil production is obtained as an emulsion by the methods that were used for its recovery, this allows us to search for alternatives for an optimal treatment that allows obtaining a higher percentage of crude oil with its original properties. To treat these emulsified crude oils, specific processes are required, which in turn are expensive. In this work, it will be demonstrated that the productivity of the heat treaters will depend on their efficiency during operation, as well as the maintenance of the treatment equipment. The treaters have the possibility of continuous failures either due to normal wear or due to other failures that require special handling by qualified personnel for these procedures. To optimize the selection of treaters while minimizing maintenance expenses, a methodology with minimum costs and easy to apply is needed, based on the knowledge of emulsion formation defined in the technical standard API Spec 12L "Specifications for vertical and emulsion treaters." horizontals", to design correctly, meeting the manufacturing standards required by the industry, operation and maintenance of the equipment based on trends in real field data. Wed, 01 Jan 2025 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/20.500.14076/29409 2025-01-01T00:00:00Z http://hdl.handle.net/20.500.14076/29332 Título : Evaluación del plan de compresión de un campo de gas y condensados mediante un modelo integrado de simulación numérica para prolongar la vida productiva del yacimiento Autor : Samanez Vera, Ysaias Resumen : El avance tecnológico y la creciente disponibilidad de mayor poder computacional ha impulsado el uso de modelos integrados para predecir el comportamiento del reservorio y su interacción con la red de superficie. Estos modelos permiten evaluar el desempeño del sistema a lo largo de su vida productiva, proporcionando estimaciones más realistas y facilitando una gestión eficiente de las inversiones en el plan de desarrollo. En campos de gas en fase de agotamiento, la implementación de sistemas de compresión es fundamental para poder mantener los niveles de producción establecidos en los contratos. En este contexto, el presente estudio tiene como objetivo evaluar el plan de compresión de un campo de gas y condensado mediante un modelo integrado de simulación numérica. Para ello, se determinó la potencia de compresión requerida en el desarrollo del campo Alfa; integrando el balance de materia y red de superficie a través de las herramientas de simulación MBAL, GAP, PROSPER y RESOLVE. Se diseñó con la herramienta RESOLVE un algoritmo que permite calcular el diferencial de presión (∆P) necesario para sostener la platea de producción, además de estimar la potencia máxima requerida del compresor. Finalmente; se hizo un análisis económico probabilístico tomando en cuenta la sensibilidad de precios, costos operativos (OPEX), de capital (CAPEX) y abandono (ABEX). Los resultados indican que la potencia máxima requerida para la instalación es de aproximadamente 10,500 BHP y que el proyecto es económicamente viable.; Technological advancement and the availability of greater computational power have driven the use of integrated models to predict the behavior of the reservoir and its interaction with the surface network. These models make it possible to evaluate the performance of the system throughout its productive life, providing more realistic estimations and facilitating efficient management of investments in the development plan. In gas fields, in the depletion phase; the implementation of compression systems is essential to maintain the production levels established in their commercial contracts. In this context, the present study aims to evaluate the compression plan of a gas and condensate field using an integrated numerical simulation model. To this end, the compression power required in the development of the Alpha field was determined, integrating the material balance and the surface network through the simulation tools MBAL, GAP, PROSPER and RESOLVE. An algorithm was designed in RESOLVE that calculates the pressure differential (∆P) needed to sustain the production plateau, as well as the maximum power required for the compressor. Finally, a probabilistic economic analysis was carried out considering the sensitivity to prices, operating cost (OPEX), capital cost (CAPEX) and abandonment cost (ABEX). The results indicate that the maximum power required for the installation is approximately 10,500 BHP and that the project is economically viable. Wed, 01 Jan 2025 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/20.500.14076/29332 2025-01-01T00:00:00Z http://hdl.handle.net/20.500.14076/29331 Título : Evaluación de la tecnología termomecánico de limpieza de cortes de perforación, para habilitar el tratamiento y disposición de los desechos en el Zócalo Continental del Noroeste Peruano Autor : Calderón Gonzales, Héctor Daniel Resumen : Los recortes provenientes de la perforación de pozos en la industria petrolera constituyen un grave problema de contaminación ambiental a nivel mundial, al ser la principal fuente de desechos generados durante las operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos. Estos recortes, compuestos por fluidos base agua o aceite, aditivos químicos y minerales del subsuelo, producen efectos ecológicos negativos al entrar en contacto con el ambiente. Aunque existen diversas tecnologías para el tratamiento de los desechos —biológicas, térmicas o mediante reinyección—, aún no se ha determinado de forma técnico-económica la alternativa más adecuada para el manejo y disposición de los recortes en las operaciones en aguas profundas del Zócalo Continental del Noroeste Peruano. A nivel internacional, los estudios identifican a la tecnología termomecánico TCC-Hammermill como el método más eficiente, ya que permite recuperar componentes reutilizables y minimizar el impacto ambiental. El presente proyecto de tesis tiene como objetivo establecer, de manera preliminar, la mejor alternativa para el tratamiento y disposición de los recortes en dicha zona, evaluando las condiciones técnicas, ambientales y económicas. La metodología contempla la identificación de las tecnologías aplicables, el análisis comparativo de su eficiencia y sostenibilidad, y la aplicación de una Matriz de Consistencia para seleccionar la opción más viable que asegure un impacto ambiental no significativo. Finalmente, se desarrollará un análisis económico de la tecnología más factible y se presentarán conclusiones y recomendaciones que contribuyan a la gestión ambientalmente responsable de los recortes de perforación en aguas profundas del litoral norte del Perú.; The cuttings generated during oil well drilling represent a major source of environmental pollution worldwide, as they constitute the largest amount of waste produced during hydrocarbon exploration and production operations. These cuttings, composed of water- or oil-based fluids, chemical additives, and subsurface minerals, cause negative ecological effects when exposed to the environment. Although several technologies for the treatment of drilling waste—including biological, thermal, and reinjection methods— are available, a technically and economically optimal alternative for the management and disposal of drill cuttings in deepwater operations of the Northwestern Peruvian Continental Shelf has yet to be determined. International studies have identified the thermomechanical technology TCC-Hammermill as the most efficient method, as it enables the recovery of reusable components while minimizing environmental impacts. This thesis project aims to preliminarily establish the best alternative for the treatment and disposal of drill cuttings in the study area, evaluating technical, environmental, and economic conditions. The methodology includes identifying applicable technologies, conducting a comparative analysis of their efficiency and sustainability, and applying a Consistency Matrix to select the most viable option that ensures a non-significant environmental impact. Finally, an economic analysis of the most feasible technology will be developed, followed by conclusions and recommendations that contribute to environmentally responsible management of drilling cuttings in the deepwater areas of Peru’s northern continental shelf. Wed, 01 Jan 2025 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/20.500.14076/29331 2025-01-01T00:00:00Z http://hdl.handle.net/20.500.14076/29328 Título : Caracterización y estimación del potencial de recursos de Shale gas de la Formación Muerto en el afloramiento Corcobado, cuenca Lancones, Noroeste Peruano Autor : Rodriguez Cruzado, José Alfonso Resumen : La formación Muerto se define usualmente como una roca generadora de petróleo en el noroeste peruano. Similarmente a otras rocas generadoras en el mundo, esta podría también actuar como un reservorio no convencional en roca generadora. A diferencia de trabajos previos, en esta investigación se evaluó la distribución estratigráfica de diferentes características de la formación Muerto y se estimó el potencial de recursos prospectivos (en volumen y composición). Se definió como área de estudio a la sección de 278 metros de espesor de la formación Muerto en el afloramiento Corcobado. Se adquirió información geológica de campo y muestras, sobre las cuales se realizaron múltiples análisis de laboratorio (fluorescencia de rayos X (FRX), petrografía, difracción de rayos X (DRX), carbono orgánico total (COT), pirólisis Rock-Eval, y porosidad). Los datos de COT, pirólisis y contenido de carbonatos se encontraron en buena concordancia con los análisis reportados por Petroperú en 1985-86, lo cual evidencia la representatividad de los nuevos datos. La FRX demostró ser confiable para estimar el COT y principales componentes minerales. La formación Muerto en la cuenca Lancones está en la ventana de petróleo en los afloramientos (en promedio, Tmax de 455°C y 1%Ro), y en la ventana de gas en subsuelo, en la mayor parte de la cuenca Lancones (>1.50 %Ro). En el afloramiento Corcobado, la formación Muerto muestra un potencial de generación principalmente de petróleo (45-73% de petróleo). Esta sección se dividió en 3 intervalos, basado en su riqueza y calidad orgánica, mineralogía y porosidad. Los recursos prospectivos de los intervalos inferior, medio y superior se estimaron, respectivamente, en 177-180, 332-540 y 270 mpc/ac-pie, para condiciones típicas de reservorio (3800 psi / 70°C), y en 177-290, 332-760 y 430 mpc/ac-pie, para condiciones de mayor profundidad (8000 psi / 150°C).; The Muerto Formation is generally defined as an oil prone source rock in the Peruvian Northwest. As other worldwide source rocks, it could also act as a self-contained source- reservoir system. Unlike previous works, in this research, it was evaluated the stratigraphic distribution of geochemical and petrophysical characteristics of the Muerto formation and it was estimated the prospective resources (in volume/ac-ft and composition). A 278-meter stratigraphic section of Muerto formation at the Corcobado outcrop was selected as the study area. Geological field information and samples were acquired, on which multiple labs analyzes were performed (X-ray fluorescence (XRF), petrography, X-ray diffraction (XRD), total organic carbon (TOC), Rock-Eval pyrolysis, and porosity). The TOC, pyrolysis and carbonate content data were found to be in good agreement with the analyzes reported by Petroperú in 1985-86, which suggest the representativeness of the new data. The XRF proved to be reliable to estimate the TOC and main mineral components. The Muerto formation in the Lancones basin outcrops is in the oil window (on average, Tmax of 455°C and 1%Ro), and the gas window, in most of the Lancones basin (> 1.50%Ro). In the Corcobado outcrop, the Muerto formation shows a potential to generate mainly oil (45-73% oil). This section was divided into 3 intervals, based on its organic richness and quality, mineralogy, and porosity. The prospective resources of the lower, middle, and upper intervals were estimated, respectively, at 177-180, 332-540 and 270 mcf/ac-ft, for typical reservoir conditions (3800 psi / 70°C), and at 177- 290, 332-760 and 430 mcf/ac-ft, for deeper conditions (8000 psi / 150°C). Sat, 01 Jan 2022 00:00:00 GMT http://hdl.handle.net/20.500.14076/29328 2022-01-01T00:00:00Z