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Título : Estudio para Incrementar la Producción del Campo Cononaco mediante Análisis Nodal
Autor : Moya Mejía, Patricia Andrea
Ormaza Romero, Hanz Daniel
Palabras clave : SISTEMAS DE PRODUCCION
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
SIMULACION DE YACIMIENTOS
INGENIERIA DE YACIMIENTOS
Fecha de publicación : 17-jul-2012
Editorial : QUITO: 2012.
Resumen : El presente proyecto es un análisis del sistema de producción existente en el campo Cononaco, operado por EP PETROECUADOR, el denominado análisis nodal consistirá en detectar pérdidas de energía en forma de presión en cada componente involucrado en el proceso de producción, y de esa manera, se adecua la infraestructura tanto de superficie como de subsuelo, para minimizar la brecha existente entre la producción actual del pozo y la producción que debería exhibir de acuerdo a su potencial daño. Para el modelado, se requiere recopilar información del campo como: Características Petrofísicas, Características de la tubería de producción y líneas de superficie (diámetro, espesor, rugosidad y longitud), Volúmenes de producción de fluido, Temperatura en fondo y en superficie, Presiones del sistema y Parámetros PVT (Pb, ?o, µo ?o, GOR). Dicha información proviene de: Historial de producción, Pruebas de restauración de presión, Diagramas de completación, Surveys de pozos direccionales, Historial de trabajos de reacondicionamiento y Análisis PVT. Adicionalmente, se describen los sistemas de levantamiento artificial y conjuntamente con los parámetros descritos con antelación, se evalúan cuál de ellos interferirán positivamente en el punto de intersección de la curva outflow e inflow, en el diagrama IPR, de esta manera, se consigue simular un incremento de producción, e identificará si dicha producción se encuentra dentro del rango operativo de la bomba. Mediante la aplicación de este análisis por pozo, con la colaboración del Software PIPESIM y PEEP, propiedad de CIA. SCHLUMBERGER, se evalúa la factibilidad técnica y económica, respectivamente; de cada uno de los escenarios planteados, estos consisten en: remoción del daño, rediseño de la bomba, cambio/limpieza de tubería y cementación forzada. Finalmente, se determina que escenario ostenta mayor productividad y rentabilidad por pozo dentro del campo.
URI : http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/4756
Aparece en las colecciones: Tesis Ingeniería en Petróleos (IPET)

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