Alternativas para optimizar el sistema Power Oil en la estación Shushuqui – Activo Libertador

El propósito del presente estudio fue el análisis de dos alternativas de optimización del Sistema Power Oil, únicamente basándose en el cambio de las actuales unidades mecánicas por un sistema de bombeo horizontal multietapa (HPS), debido a que al instalar las nuevas unidades, el sistema obtiene un incremento en su capacidad de inyección (presión y caudal), consiguiendo así un incremento de producción y dando paso a la posibilidad de reincorporar pozos que se encuentran cerrados. Con el fin de conocer la nueva presión de inyección que llegará al cabezal de los pozos, en el software Pipesim, se diseñó la red inyección del sistema Power Oil únicamente en superficie, en el cual se ingresaron todas las distancias que conectan los pozos hasta la estación Shushuqui, posteriormente se corrió el programa y como resultado se obtuvo las presiones de inyección, pero para adaptarlo a la red de inyección real, se calibró el sistema colocando choques a la entrada de cada pozo. Una vez calibrado la red de inyección y con la nueva condición de 4000 PSI de inyección, nuevamente se corrió el programa, obteniendo como resultado las presiones de inyección adaptadas a las condiciones reales. Para realizar el análisis de la primera alternativa fue necesario el uso del software SYAL, para encontrar la nueva producción de fluido que aportaría cada pozo con las nuevas presiones de inyección encontradas anteriormente. Para continuar con la segunda alternativa fue necesario conocer los motivos por el que se cerraron los pozos, así como la producción que mantuvieron antes de cerrarlos. Posteriormente en el software OFM, se determinaron las posibles curvas de declinación que tendrían los pozos seleccionados para determinar el probable escenario de producción. En la primera alternativa se obtuvo un incremento de 60 BPPD de un total de 8 pozos activos conectados al sistema, al incrementar la presión de inyección de 3850 a 4000 PSI. Para la segunda alternativa, los pozos seleccionados aportarían una producción posible y aproximada de 330 BPPD. A partir del análisis económico, se obtuvo que Petroamazonas tendría una ganancia de alrededor de $ 1’300.000 anuales con el cambio de las bombas. El costo de inversión por el cambio de las bombas nuevas los cubrirá Pardaliservices debido al contrato vigente con Petroamazonas (PAM), finalmente los costos de operación y mantenimiento de las mismas estarán a cargo de PAM.

• Autor principal: Jami Jami, Oscar Paúl (author)
• Format: bachelorThesis
• Idioma: spa
• Publicat: 2019
• Matèries: POWER OIL; BOMBAS MECÁNICAS; BOMBAS CENTRIFUGAS; ANÁLISIS ECONÓMICO
• Accés en línia: http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/18317