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Título : Simulación y modelado del sistema de producción en el campo Singue
Autor : Chugchilán Tipán, Stalin Manolo
Rodríguez Sierra, Fabrizio Paúl
Palabras clave : PRODUCCION
RESERVORIOS
Fecha de publicación : 18-nov-2016
Editorial : Quito, 2016.
Citación : Chugchilán Tipán, S. M., & Rodríguez Sierra, F. P. (2016). Simulación y modelado del sistema de producción en el campo Singue. 144 hojas. Quito : EPN.
Resumen : Singue field is located in the northeastern part of Ecuador corresponding to Block 53, near Colombia. Tendering for exploration and exploitation hydrocarbons contracts are commonly granted for a long period of time. Upon its signature, contractors are liable for expenses, labor force, equipment, technology, and required funding for the performance of petroleum activities. Therefore, it is essential to make a comprehensive annual development plan, where the main challenge is to detect bottlenecks in the production system. The project assesses the production system include wells and surface facilities according to the reservoir dynamics; by simulating the reservoir, performing present and future nodal analysis, and sizing surface equipment. Furthermore, it lets you select the best development case related to the cumulative oil, recovery factor, and economic evaluation.
Descripción : El campo Singue se localiza en la parte noreste de Ecuador correspondiente al Bloque 53, cerca de Colombia. La licitación de contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos regularmente se realizan para un largo periodo de tiempo. A partir de su firma, los contratistas son responsables de cubrir todos los costos, personal, materia prima, tecnología y financiamiento necesarios para la ejecución de las actividades petroleras. Por aquello, es fundamental realizar un plan anual integral de desarrollo del campo, donde el principal desafío es encontrar cuellos de botella en el sistema de producción. Dicho proyecto incorpora la evaluación del sistema de producción desde los pozos y las facilidades de superficie de acuerdo al comportamiento dinámico del reservorio; para lo cual, es necesario simular el reservorio, realizar análisis nodal presente y futuro y dimensionar los equipos de superficie. Adicionalmente permite seleccionar el mejor caso de desarrollo de acuerdo al petróleo acumulado, factor de recobro y evaluación económica.
URI : http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/16919
Aparece en las colecciones: Tesis Ingeniería en Petróleos (IPET)

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