000 05129 paaa2200349 4500
001 BC-43111
003 ecquepn
005 20200921144844.0
007 ta
008 160200s2016 ec abd||rm||| 00| 0 spa d
040 _aEC-EPN
_bspa
_cEC-BC
043 _aec
084 _aT-GMP/
_b0633/CD 6713
100 1 _aCenteno Carrasco, Angel Andrés
245 1 0 _aEstudio técnico - económico para optimizar la producción en el campo Sacha Norte 1 mediante el cambio de sistema de levantamiento artificial de bombeo hidraúlico a bombeo electrosumergible /
_cAngel Andrés Centeno Carrasco
260 _aQuito :
_bEPN,
_c2016.
264 1 _aQuito :
_bEscuela Politécnica Nacional (EPN),
_c2016.
300 _a233 hojas:
_bilustraciones, mapas, gráficas
_c29 x 21 cm
_eCD-ROM 6713
502 _aFACULTAD DE GEOLOGIA Y PETROLEOS
_cTesis (Ingeniero de Petróleos). -- Escuela Politécnica Nacional.
_d2016
504 _aIncluye referencias bibliográficas hojas 115 - 116.
505 _aLA BIBLIOTECA CENTRAL DISPONE DE ESTA TESIS EN FORMATO FÍSICO Y DIGITAL 16/02/2016
520 2 0 _aResumen .- El presente proyecto describe una aplicación práctica de un cambio de sistema de levantamiento artificial de bombeo hidráulico a bombeo electrosumergible, en el campo Sacha Norte 1, mediante el análisis de distintos parámetros para dicho cambio como: variación de producción, producción en el punto de burbuja, incremento del corte de agua, reservas remanentes, relación gas – petróleo, índice actual y futuro de productividad, densidad, viscosidad y consideraciones actuales de la estación Sacha Norte 1. O.F.M. es un programa cuyas siglas significan Oil Field Manager, este software ayuda a manejar y mejorar el funcionamiento del petróleo y gas en todas las partes del ciclo de vida del activo. La principal aplicación de este programa es analizar y pronosticar las producciones de un pozo o todo un campo. En este estudio se ha corrido el programa para cada uno de los pozos seleccionados, indicando la cantidad de reservas y las curvas de declinación de producción para cada uno de ellos. PIPESIM, es un simulador de flujo polifásico, el cual permite la optimización de producción en pozos con bombeo electrosumergible y sobre el ciclo de vida completo de uno o varios pozos que se estudien. Los sistemas de producción modernos, requieren diseños que aseguren la exploración, explotación y transporte rentable de fluidos. Es por ello que la producción óptima es crítica al maximizar el potencial económico. Este programa muestra la producción óptima para cada uno de los pozos. De esta manera se ha realizado la propuesta de cambio de sistema de levantamiento artificial y después de analizar la producción actual y la nueva producción en cada uno de los nueve pozos candidatos, es recomendable aplicarla únicamente en el pozo Sacha 14, debido a su alto potencial que podría incrementar la tasa de fluido de 547 BFPD a 1,160 BFPD.
520 2 0 _aAbstract .- This project describes a practical application of a change in the artificial lift hydraulic pump system to an electric submersible pump, at Sacha Camp North 1, through the analysis of distinct parameters for said change, such as: variation of production, production at bubble point, increased water cut, remaining reserves, gas - petroleum relationship, indices of productivity present and future, density, viscosity and current considerations of Sacha North 1 station. The Oil Field Manager (O.F.M.) software helps to manage and improve the functionality of petroleum and gas throughout the lifecycle of the active. The main purpose of this software is to analyze and forecast productions of a well or an entire camp. In this particular analysis, the software was programmed to run for the selected wells, indicating the quantity of reserves and the production decline curves for each one of them. PIPESIM is a multiphase fluid simulator, which allows for production optimization of wells that use electric submersible pumps and for the lifecycle of one or more wells studied. The modern production systems require designs that ensure exploration, exploitation and profitable transportation of fluids. This is why the optimal productivity level is critical in maximizing the economic potential. Moreover, this software shows the optimal productivity for each of the wells. After applying the above mentioned changes to the artificial lifting system and analyzing the current and new productivity levels at 9 different wells, it is recommended that these changes be applied only to Sacha 14. This is due to the high potential of being able to increase the fluid rate from 547 BFPD to 1,160 BFPD.
541 1 _aAngel Andrés Centeno Carrasco
_cCedido
_d2016/01/20
_e43111
_h$ 0.20
_nEj. 1
_oBiblioteca Central
650 1 4 _aLevantamiento artificial
650 1 4 _aPozos petroleros
650 1 4 _aCampo Sacha
650 1 4 _aBombeo electrosumergible
700 1 _eDirector
_aMelo Gordillo, Vinicio René
856 _zTexto completo
_uhttp://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/13588
942 _2z
_cTE
_omjb/pny- pz
_p2016/01/20 - 2020/09/21
999 _c43111
_d43111