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Almeida Campana, David Esteban
2017-09-26T19:19:22Z
2017-09-26T19:19:22Z
2017-09-26
Almeida Campana, D. E. (2017). Disminución de la probabilidad de ocurrencia de pega diferencial en la Arenisca M1 de la plataforma Tiputini C mediante el uso de diésel. 34 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0601/CD 8183
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/18794
El 28 de marzo de 2016, inició la perforación en el campo Tiputini de la Cuenca Oriente, plataforma Tiputini C, con un pozo exploratorio. Los puntos de presión de la Arenisca M1 de la formación Napo determinaron que la presión de reservorio (Pr) era de 1921 lpc en promedio, con una densidad equivalente (DE) de 8.11 lpg. Sin embargo, para enero de 2017, las Pr se presentaban en valores cercanos a 846 lpc, con DE de alrededor de 3.55 lpg. Esto incrementó la probabilidad de ocurrencia de pega diferencial, evento que ocurrió en el pozo TPTC-016. La solución planteada implicó el uso de la metodología Laso Corbata, o “Bow-Tie”, utilizada como una herramienta predictiva, que evita factores causales de escalamiento con el uso de barreras, evitando la materialización de un evento crítico (en este caso pega diferencial), considerando sus causas, controles y consecuencias. A partir del primer diagrama construido, y sobre la base de estudios preliminares que describen el fenómeno, se planteó como solución posible una barrera adicional, al incorporar diésel al fluido base agua para alargar el “tiempo medio de pega”, y reducir el coeficiente de fricción entre la costra y la tubería. La hipótesis planteada estableció que: “El uso de diésel en el fluido de perforación de la sección productora, se constituirá en una barrera que permitirá la reducción de la probabilidad de ocurrencia de pega diferencial en la Arenisca M1 de la plataforma Tiputini C” .Hechas las pruebas experimentales, y refiriéndose a la metodología “Bow-Tie”, se concluyó la validez de la hipótesis.
Drilling on Tiputini Field, located on the Oriente Basin, started on March 28th, 2016, with the first exploratory well drilled. Pressure tests performed on M1 sandstone on Napo Formation, determined that the average reservoir pressure (Pr) was 1921 psi, which matches an equivalent density (DE) of 8.11 ppg. However, by January, 2017, Pr averaged 846 psi, with DE surrounding 3.55 ppg. This increased the probability of occurrence of differential sticking; event that occurred while drilling the well TPTC-016. The first approach to a solution implied the use of the “Bow-Tie” methodology, as a predictive tool that describes danger, risk, the critical event (differential sticking), its causes, barriers, controls and consequences. Using this diagram, and taking into account preliminary studies that describe the phenomena, a solution of stablishing an additional barrier with the use of diesel on the drilling fluid was found. Diesel was used in order to extend the “half sticking time” value and for lowering the friction coefficient between mud cake and pipe. The hypothesis of this work stated: “The use of diesel on drilling mud, will constitute a barrier that will allow the reduction of the probability of occurrence of differential sticking on M1 sandstone, at Tiputini C platform.” Once experimental testing was performed, and references were made to the “Bow-Tie” diagram, the hypothesis was proved valid, while effective reduction on probability of occurrence was determined.
Submitted by María José Bravo (maria.bravor@epn.edu.ec) on 2017-09-26T19:19:17Z
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Previous issue date: 2017-09-26
Loaiza Córdova, Marco Vinicio, director
spa
Quito, 2017.
openAccess
PERFORACION DE POZOS
METODOLOGIA LAZO CORBATA
Disminución de la probabilidad de ocurrencia de pega diferencial en la Arenisca M1 de la plataforma Tiputini C mediante el uso de diésel.
masterThesis
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Prieto Rigaud, Washington Patricio
2017-10-03T22:03:24Z
2017-10-03T22:03:24Z
2017-10-03
Prieto Rigaud, W. P. (2017). Modelo integrado de gestión de la información para interpretación de comportamiento de reservorios de gas natural; caso de estudio: pozo Amistad XY. 80 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0603/CD 8198
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/18811
El presente documento cumplió como objetivo desarrollar un modelo integrado de gestión de la información para contribuir a la interpretación de comportamiento de reservorios de gas natural, estudio de caso Amistad XY, como práctica del activo Amistad de Petromazonas EP, dentro de lo cual se determinó cuantitativamente a través del uso de pruebas de presión y análisis de curvas de declinación, las variables que afectan la producción y provocan su declinación. Con lo anteriormente expuesto, se planteó un cuadro de mando integral que correlacione las variables de producción, daños de producción, permeabilidades que facilite la toma de decisiones; compilando la interpretación cuantitativa y sus resultados mostrados en un cuadro de mando integral, estableciendo el flujo de trabajo desde la adquisición de datos, interpretación y resultados. Lo descrito anteriormente, se integró en un modelo que estableció, el flujo de trabajo desde la adquisición de datos, tabulación e interpretación, hasta la presentación final de resultados, para lo cual se desarrolló dicho modelo en base a la teoría de procesos, como lo establecido en la cadena de valor de Michel Porter, combinado con los métodos de análisis e interpretación de pruebas de presión y curvas de declinación, con lo cual principalmente se concluyó que el incremento de daño, y la consecuente disminución de permeabilidad de las condiciones iniciales establecidas en la completación y pruebas iniciales, se debe principalmente a los efectos de turbulencia, sumado al aporte de finos, como las principales causas para la declinación de producción, coadyuvado a la declinación de presión. La presente investigación desarrollo los cómputos y análisis en hojas de cálculo que es un recurso de acceso universal, en vista de la actual coyuntura del mercado hidrocarburífero que ve muy limitado la adquisición de licencias o la contratación de servicios de interpretación.
The present document aimed to develop an integrated model of information management to contribute to the interpretation of behavior of natural gas reservoirs, XY Amistad case study, as a practice of the active Friendship of Petromazonas EP, within which it was determined quantitatively through the use of pressure tests and analysis of declination curves, the variables that affect the production and cause its decline. With the above, a balanced scorecard was proposed that correlates the variables of production, production damages, permeabilities that facilitates the decision making; compiling the quantitative interpretation and its results shown in an integral scorecard, establishing the workflow from data acquisition, interpretation and results. The above described, was integrated in a model that established, the workflow from the acquisition of data, tabulation and interpretation, until the final presentation of results, for which this model was developed based on the theory of processes, as it established in the value chain of Michel Porter, combined with methods of analysis and interpretation of pressure tests and declination curves, which mainly concluded that the increase in damage, and the consequent decrease in permeability of the initial conditions established in the completion and initial tests, is mainly due to the effects of turbulence, added to the contribution of fines, as the main causes for the decline of production, contributed to the decline of pressure. The present research developed computations and analysis in spreadsheets that is a resource of universal access, in view of the current conjuncture of the hydrocarbon market that sees very limited the acquisition of licenses or the contracting of interpretation services.
Submitted by María José Bravo (maria.bravor@epn.edu.ec) on 2017-10-03T22:03:18Z
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Previous issue date: 2017-10-03
Cerón Guerra, Ignacio Bladimir, director
spa
Quito, 2017.
openAccess
POZOS PETROLEROS
POZOS DE GAS
PRODUCCION
Modelo integrado de gestión de la información para interpretación de comportamiento de reservorios de gas natural; caso de estudio: pozo Amistad XY
masterThesis
ORIGINAL
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oai:bibdigital.epn.edu.ec:15000/18811
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Repositorio Digital - EPN
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Huilca Buenaño, Freddy Giovanny
2017-10-26T17:06:45Z
2017-10-26T17:06:45Z
2017-10-26
Huilca Buenaño, F. G. (2017). Sistematización de indicadores de gestión en la completación de pozos para la compañía “Sinopec Services Ecuador S.A.” . 37 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0611/CD 8262
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/18871
En marzo del 2016 Sinopec Services Ecuador S.A. abre la línea de servicios “Completions Engineering” para desarrollos de producción, implementación de nuevas tecnologías, optimización de costos, para la completación de pozos. Los servicios/productos son dirigidas para operaciones en locaciones remotas, previo la entrega de los mismos se realiza un exhaustivo control de calidad (normas internacionales) de los accesorios. Los procesos internos/externos regulan la provisión a través de órdenes de compra y/u órdenes de servicio (previamente se analiza la ingeniería requerida de cada pozo). Previo la ejecución de los trabajos se planifican los costos de productos/servicios; y, una vez concluidos se puede determinar las diferencias entre: costos presupuestos, costos operativos y pago a proveedores teniendo como resultado ingresos, egresos y utilidad por pozo. Para la administración de la información se desarrolló un programa informático (en leguaje JAVA) y un gestor de base de datos que permiten: cargar información de los pozos, realizar cálculos de los algoritmos (inicializar los indicadores de gestión), leer datos de los pozos y ejecutar gráficas. Los resultados para la compañía son: estadísticas, curva de aprendizaje, económicos, estrategias para manejo de los productos/servicios enfocados al cumplimiento de objetivos personales, departamentales y gerenciales para un adecuado crecimiento corporativo.
In March 2016 Sinopec Services Ecuador S.A., opened the “Completions Engineering” service line related to: production developments, new technologies, optimize costs in order to invest in well completions. Service and Products has been introduced thinking forward in remote location operations. Regarding to the final delivery (services or products) the company applies an exhaustive quality control in every accessory considering international standards. For regularizing the final dispatch, the company follows internal and external procedures through purchase and service orders which previously were analyzed with the Client. Before well execution, a job is planned (well’s engineering) taking into consideration budget for services & tools in order to determine the differences among budget, real costs and providers payment. Once the job is concluded the results’ income is analyzed (incomes, expenses and utility per well/project). For managing data information it was developed a software (java language) and a database manager to facilitate as follow: upload well information, perform calculations (management indicators), reading data from the database and get graphs (management indicators). The goal is having for Sinopec Services Ecuador S.A. statistics, learning curves, financial results, strategies to have an appropriate Managing of the Corporation (focused on the fulfillment personal, departmental and managerial objectives).
Submitted by María José Bravo (maria.bravor@epn.edu.ec) on 2017-10-26T17:06:40Z
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Previous issue date: 2017-10-26
Valencia Tapia, Raúl Armando, director
spa
Quito, 2017.
openAccess
PETROLEO
POZOS PETROLEROS
GESTION DE PROYECTOS
Sistematización de indicadores de gestión en la completación de pozos para la compañía “Sinopec Services Ecuador S.A.”
masterThesis
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Paz Villarroel José Francisco
2018-01-16T18:05:46Z
2018-01-16T18:05:46Z
2018-01-16
Paz Villarroel J. F. (2018). Estudio para el incremento de la producción en yacimientos depletados de baja permeabilidad del bloque Gustavo Galindo Velasco mediante fracturamiento hidráulico. 167 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0638/CD 8483
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/19082
El proyecto se desarrolló con el objetivo de realizar un estudio técnico-económico para el incremento de la producción de petróleo del Bloque Gustavo Galindo Velasco aplicando la tecnología de Fracturamiento Hidráulico en pozos existentes. Los principales reservorios son Atlanta, Santo Tomás y Socorro, que se caracterizan por su baja permeabilidad (menor a 1 md), y debido a su extensa vida productiva la presión ha declinado a valores mínimos. Para esta investigación se analizaron las últimas campañas de fracturas realizadas que resultaron no exitosas, se determinó que las causas principales son: pobres condiciones en el estado mecánico de los pozos, mala calidad de la cementación primaria, baja presión de los yacimientos, presencia de capas depletadas cercanas a las zonas fracturadas, información técnica incompleta de los pozos candidatos, sobreestimación de la productividad inicial de los pozos y declinación de producción subestimada en las proyecciones, por lo cual se decidió buscar zonas donde implementar perforaciones de pozos de relleno y nuevas áreas de desarrollo. Se seleccionó el área de Certeza en la cual se ubicaron 13 pozos nuevos que contienen entre otros los yacimientos Atlanta y Santo Tomás, el fracturamiento hidráulico inmediato después de la perforación, permitirá que el potencial real de los pozos sea logrado.
The project was developed with the objective of carrying out a technical-economic study to increase the oil production from the Gustavo Galindo Velasco Block by applying the Hydraulic Fracturing technology in existing wells. The main reservoirs are Atlanta, Santo Tomas and Socorro, which are characterized by their low permeability (less than 1 md), and due to their extensive productive life, pressure has declined to minimum values. For this research we analyzed the last fractures campaigns that were not successful, it was determined that the main causes are: poor conditions in the wells mechanical state, cement poor quality, low reservoir pressure, presence of depleted layers near fractured areas, incomplete technical information on candidate wells, initial wells productivity overestimation, production decline in forecast were underestimated, for which reasons it was decided to look for zones where to implement infill wells and new areas for development. The Certeza area was selected where 13 new wells containing, among others, the Atlanta and Santo Tomas reservoirs were located, immediate hydraulic fracturing after drilling will allow the real potential of the wells to be achieved.
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Previous issue date: 2018-01-16
Zambrano Carranza, Johnny Robinson, director
spa
Quito, 2018.
openAccess
RESERVORIOS
POZOS PETROLEROS
Estudio para el incremento de la producción en yacimientos depletados de baja permeabilidad del bloque Gustavo Galindo Velasco mediante fracturamiento hidráulico
masterThesis
ORIGINAL
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15000/19082
oai:bibdigital.epn.edu.ec:15000/19082
2019-04-07 08:29:18.239
Repositorio Digital - EPN
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Nieto Miño, María de Lourdes
2018-04-11T22:40:25Z
2018-04-11T22:40:25Z
2018-04-11
Nieto Miño, M. L. (2018). Factibilidad técnico-económica para implementación de una completación inteligente de flujo cruzado en el yacimiento “A” del campo Renacer.. 131 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0662/CD 8719
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/19343
Este tipo de completación está diseñada para captar agua de un reservorio con alta presión e inyectarla en un reservorio depletado sin necesidad de llevar el agua a superficie, tratarla e inyectarla nuevamente; evitando costos relacionados a tratamiento y facilidades de superficie (tanques, bombas, etc). El estudio técnico consistió en la generación de un modelo estático sectorial que incluye un modelo estructural, sedimentológico, petrofísico y población de propiedades de facies y petrofísicas en malla geocelular. En el estudio se corroboró que las propiedades estáticas del reservorio permiten la admisión y flujo del agua inyectada para incrementar presión y la producción. También se trabajó en la elaboración de un modelo dinámico que permitió identificar el escenario de inyección (caudal y presión óptimos) para obtener el mayor factor de recobro del reservorio. Se realizó un análisis de laboratorio para verificar la compatibilidad de agua de las formaciones A y D, a partir del cual se sugirió inyectar químico anti escala en cabeza y fondo de pozo. El estudio económico comprendió la definición de parámetros como tiempo de pago de inversión, tasa interna de retorno, y valor actual neto, mediante estos valores se estimó que el proyecto es económicamente rentable. El estudio de gestión de proyecto consta de plan de gestión de alcance, plan de gestión de tiempo, plan de gestión de calidad, plan de gestión de recursos humanos, y el plan de gestión de costos.
This project is a technical - economic study to define the feasibility of applying a dump flood completion in reservoir A in Renacer field. This type of completion is designed to capture water from a reservoir with high pressure and inject it into a depleted reservoir without the need to take the water to the surface, treat it and inject it again. Avoiding costs related to treatment and surface facilities (tanks, pumps, etc.). The technical study consisted on a sectorial static model generation that included structural, sedimentological, petrophysical model and population of facies and petrophysical properties in geocellular 3D grid. This study corroborated that the static properties of the reservoir will allow the admission and flow of the injected water to increase pressure and production. This study also covered the dynamic model to identify the injection scenario (optimal flow and pressure) to obtain the highest recovery factor of the reservoir. A laboratory analysis was performed to verify the water compatibility of formations A and D and suggest chemicals that can be injected to avoid problems. The economic study included the definition of parameters such as time of repayment, internal rate of return, and net present value, through these values it was estimated the profitability of the project. The project management study consists of the scope management plan, the time management plan, the quality management plan, the human resources management plan, and the cost management plan.
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Previous issue date: 2018-04-11
Zambrano Carranza, Johnny Robinson, director
spa
Quito, 2018.
openAccess
GESTION DE PROYECTOS
YACIMIENTOS
Factibilidad técnico-económica para implementación de una completación inteligente de flujo cruzado en el yacimiento “A” del campo Renacer.
bachelorThesis
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Sarango Sánchez, Mauro Geovanny
2018-09-28T17:36:24Z
2018-09-28T17:36:24Z
2018-09-28
Sarango Sánchez, M. G. (2018). Modelo Integrado de Gestión para Mejorar la Producción de pozos con Fracturamiento Hidráulico en el campo Lago Agrio. 120 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0708/CD 9170
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/19763
El presente estudio analiza tendencias de los parámetros de monitoreo de subsuelo y de producción del comportamiento de los pozos, que diagnosticaran pérdidas de producción, que serán abordados con el cuadro de mando de gestión integral para mejorar la producción mediante fracturas hidráulicas en el campo Lago Agrio. .El estudio consta de cinco capítulos. El capítulo uno describe características del yacimiento y la estimulación por fracturamiento hidráulico. El capítulo dos trata del análisis de tendencias de variables de operación para preseleccionar pozos a intervenir, la metodología de selección de pozos para realizar un reacondicionamiento, y el cuadro de mando integral para seleccionar pozos a intervenir. Los cálculos del diseño de fractura, el incremento de producción, y el análisis económico, se muestran en el capítulo tres. El capítulo cuatro indica un cuadro de mando de gestión para mejorar la producción, que reúne, la pre selección y selección de pozo a intervenir con fracturamiento hidráulico en pozos que cumplan condiciones de implementación, lo cual lleva a plantear el flujo de trabajo del modelo de gestión que llevará a cabo la fractura. Finalmente el capítulo cinco consta de conclusiones y recomendaciones para mejorar la producción mediante el modelo de gestión propuesto.
This study analyzes the parameters of subsurface monitoring equipment and production parameters in order to get the oil wells performance that allows to diagnose the low production, which is treated by Integrated Management Workflow by hydraulic fractures in the Lago Agrio field. This study has five chapters. First Chapter, Describe the characteristics of the reservoirs and the stimulation by hydraulic fracturing. Second Chapter, Analyze the operating conditions to preselect wells, in addition this chapter considers, the methodology of selection of wells to carry out a workover, and the Integral Workflow to decide the wells that will be intervened. Thrid Chapter, it consist of, the calculations of the fracture design, improve production, and economic analysis. Fourth Chapter, Build a management workflow to improve production, which consist of preselection and selection of the well that satisfies the implementation conditions to be intervened, it allows generating the workflow of the management model that leads the execution of the fracture. Finally, in the fifth chapter, conclusions and recommendations in order to improve production with proposed model.
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Previous issue date: 2018-09-28
Valencia Tapia, Raúl Armando, director
spa
Quito, 2018.
openAccess
EVALUACIÓN DE PROYECTOS
GESTIÓN DE PROYECTOS
PRODUCCIÓN DE PETROLEO
Modelo Integrado de Gestión para Mejorar la Producción de pozos con Fracturamiento Hidráulico en el campo Lago Agrio
bachelorThesis
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Ruiz Pozo, Renán Gonzalo
2018-10-09T16:33:34Z
2018-10-09T16:33:34Z
2018-10-09
Ruiz Pozo, R. G. (2018). Aplicación de Cuadro de Mando Integral para evaluar la gestión operativa de la empresa Petroamazonas EP en el campo Cuyabeno-Sansahuari en un escenario de precios bajos del petróleo. 248 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0709/CD 9184
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/19775
Se aplica un procedimiento basado en indicadores financieros del Cuadro de Mando Integral de la empresa Petroamazonas EP para evaluar los resultados obtenidos en el campo Cuyabeno-Sansahuari, con los incrementos de frecuencia en los pozos con bombeo eléctrico sumergible, intervenciones que fueron realizadas en los años 2015 y 2016 con el fin de contrarrestar la caída de producción de petróleo, debido a la restricción de inversiones por la baja de precios del petróleo en el mercado internacional. La metodología aplicada utiliza el Análisis de Curvas de Declinación (DCA) para determinar los pronósticos de producción con y sin intervención al pozo; con esa información se preparan los flujos de caja para cada uno de los escenarios y se determinan sus correspondientes valores actuales netos en el corto y mediano plazos. Con estos resultados se determinan los indicadores de rentabilidad financiera relativa por pozo, que se incluyen es Cuadro de Mando Integral y se utiliza estos indicadores para evaluar los resultados de las medidas tomadas en el campo Cuyabeno-Sansahuari. El análisis realizado, muestra resultados financieros negativos a positivos en el corto plazo, pero los resultados en el mediano plazo indican que en la mayoría de casos, el incremento de frecuencias en pozos con sistema de levantamiento artificial tipo BES afecta negativamente a la rentabilidad de la empresa. Los resultados confirman parcialmente la hipótesis de investigación, de que una subida de frecuencia indiscriminada no contribuye a los objetivos empresariales en el mediano plazo, pero no existe evidencia suficiente para afirmar que la subida de frecuencias permite un incremento de producción en el corto plazo.
A procedure based on financial indicators of the Balanced Scorecard of the company Petroamazonas EP is applied to evaluate the results obtained in the Cuyabeno-Sansahuari field, with the frequency increases in the wells with submersible electric pumping, interventions that were carried out in order to counteract the fall in oil production, due to the restriction of investments caused by the drop in oil prices in the international market. The applied methodology uses Decline Curve Analysis (DCA) to determine production forecasts with and without well intervention. With this information, cash flows are prepared for each of the scenarios and the Net Present Value is determined in the short and medium terms. With these results, the relative financial return indicator is determined, which is included in the Balanced Scorecard and is applied to evaluate the results of interventions in the Cuyabeno-Sansahuari field. The analysis carried out shows variable financial results from negative to positive in the short term, but the results in the medium term indicate that in most cases the increase in frequencies in wells with a ESP artificial lift system, affects negatively the profitability of the company. The results partially confirm the research hypothesis that, an indiscriminate frequency rise, does not contribute to business objectives in the medium term, but there is not enough evidence to affirm that the rise in frequencies allows an increase in production in the short term.
Submitted by María José Bravo (maria.bravor@epn.edu.ec) on 2018-10-09T16:32:16Z
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Previous issue date: 2018-10-09
Gallegos Eras, Álvaro Vinicio, director
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Quito, 2018.
openAccess
PETROLEO
CUADRO DE MANDO INTEGRAL
GESTION DE PROYECTOS
Aplicación de Cuadro de Mando Integral para evaluar la gestión operativa de la empresa Petroamazonas EP en el campo Cuyabeno-Sansahuari en un escenario de precios bajos del petróleo
masterThesis
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Cevallos Piedra, Sheidy Nathalie
2018-10-24T14:58:56Z
2018-10-24T14:58:56Z
2018-10-24
Cevallos Piedra, S. N. (2018). Desafíos de la perforación de pozos geotérmicos en la cordillera Occidental de los Andes ecuatorianos. 65 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0711/CD 9209
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/19799
En Ecuador como parte de la búsqueda de energías alternativas se ha planteado a la energía geotérmica como opción para aportar al cambio de matriz energética del país. En el año 2007, se promovió el aprovechamiento de este importante recurso. Sin embargo, el desarrollo de un proyecto geotérmico implica riesgos en sus fases de exploración, explotación, producción y perforación. Esta última fase, es una de las más representativas por el monto de inversión requiriendo un análisis detallado para su ejecución. Este trabajo, a partir de una metodología descriptiva buscó analizar y definir los desafíos de la perforación de pozos geotérmicos en la Cordillera Occidental de los Andes Ecuatorianos. Como resultado de la investigación se identificaron desafíos técnicos como: la selección del taladro y ejecución de operaciones de perforación con pérdida total de circulación; en el aspecto físico-ambiental se identificaron desafíos como las condiciones de temperatura y uso de agua; en la parte social, la selección del personal, trabajo a gran altitud y áreas remotas además, de la relación con la comunidad. Estos desafíos pueden ser gestionados a partir de una adecuada planificación, tomando como referencia la experiencia y tecnología utilizada en pozos de petróleo y gas en el Ecuador.
In Ecuador, as part of the alternative energies search, geothermal energy has been considered as an option to contribute to the change of the country's energy matrix. In 2007, a government policy was promoted driving the use of this important resource. The development of a geothermal project involves risks in its exploration, exploitation, production and drilling phases. This last phase is one of the most representatives from the investment point of view and requires a detailed analysis for its execution. This work based on a descriptive methodology analyzes and define the challenges of drilling geothermal wells in the Western Cordillera of the Ecuadorian Andes. As a result of the investigation, technical challenges were identified as: rig selection and execution of drilling operations with total loss of circulation; in the physical-environmental aspect, relevant challenges were identified, such as temperature conditions and water use; in the social part, were distinguished, the personnel selection, work at high altitude and remote areas as well as the relationship with the community. The drilling challenges can be adequately managed with an appropriate planning, based on the technical, environmental and social project requirements, taking into account oil and gas drilling experience and technology available in the country.
Submitted by María José Bravo (maria.bravor@epn.edu.ec) on 2018-10-24T14:57:15Z
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Previous issue date: 2018-10-24
Rivera Parra, José Luis, director
spa
Quito, 2018.
openAccess
HIDROCARBUROS
YACIMIENTOS PETROLEROS
PERFORACIÓN DE POZOS
Desafíos de la perforación de pozos geotérmicos en la cordillera Occidental de los Andes ecuatorianos.
bachelorThesis
ORIGINAL
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Gonzalez Maya, Jaime Oswaldo
2019-02-08T14:57:56Z
2019-02-08T14:57:56Z
2019-01-22
Gonzalez Maya, J. O. (2019). Estudio de gestión para la formulación de proyectos de aseguramiento de flujo en sistemas de producción de hidrocarburos costa afuera. 93 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0738/CD 9434
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/19997
Definir la estrategia y proyectos necesarios para asegurar el flujo de las líneas de producción de gas desde el fondo del pozo hasta la estación de procesamiento se ha convertido en un desafío actual dentro de las operaciones de explotación y producción costa afuera, debido a las características complejas del fluido y la hostilidad de del medio circúndate por donde se trasporta el gas, para esto se desarrolló un análisis de gestión de recursos y la formulación proyectos en ingeniería, procura y construcción (IPC), con el fin de garantizar el transporte de la producción sin interrupciones considerando las particularidades de la explotación del gas del Campo Amistad. La metodología del marco lógico fue utilizada como una herramienta para formular los proyectos que permitan garantizar el flujo, definiendo los recursos involucrados, indicadores y medios de verificación, como actores y herramientas que ayudaran a evaluar y medir los resultados del proyecto después de su implementación, así como también las restricciones técnicas y operacionales que se deben considerar al momento de seleccionar la mejor alternativa en este tipo de proyectos. Se obtuvo como resultado el desarrollo de la matriz de marco lógico para proyectos que aseguren el continuo flujo, analizando como caso de estudio el flujo de la producción de gas en el campo Amistad en pozos mayores a 1800 [psia], ésta matriz conceptualiza los objetivos y propósitos del proyecto, definiendo los componentes y actividades a ejecutarse. Se concluyó que el análisis hidrodinámico y térmico de flujo en condición estacionaria es el primer recurso para definir y seleccionar de manera correcta las alternativas de proyectos para asegurar el flujo de la producción de gas.
Define the strategy and necessaries projects to flow assurance of gas production lines from the bottom of the well to the processing station has become a current challenge within the offshore P & E operations, due to the complex characteristics of the flux and the hostility of the zones and surrounding environment where the gas is transported, for this was developed an analysis of resource management and the formulation of engineering, procurement and construction projects (EPC), in order to guarantee the transport of the production without interruptions considering the particularities of the gas exploitation of the "Friendship" field. The methodology of the logical framework was used as a tool to formulate the flow assurance projects, which allowed to define involved resources, indicators and means of verification, as actors and tools that will help to evaluate the results of the project after its implementation, as well as technical and operational restrictions that must be considered when selecting the best alternative in this type of projects. The result was the development of the logical framework of the flow assurance project for the case study of the "Friendship" field in wells greater than 1800 [psia], which conceptualizes the project’s objectives and purposes, defining the components and activities to be executed. It was concluded that hydrodynamic and thermal flow analysis in stationary condition is the first resource to define and correctly select the project alternatives to assurance the flow.
Submitted by Paul Nuñez (paul.nunez@epn.edu.ec) on 2019-02-08T14:22:38Z
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Previous issue date: 2019-01-22
Hidalgo Díaz, Víctor Hugo, director
spa
Quito, 2019.
openAccess
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS
ASEGURAMIENTO DE FLUJO
PROYECTOS
Estudio de gestión para la formulación de proyectos de aseguramiento de flujo en sistemas de producción de hidrocarburos costa afuera
bachelorThesis
ORIGINAL
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Repositorio Digital - EPN
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Herrera Cadena, Gabriela Nathaly
2019-02-27T15:02:24Z
2019-02-27T15:02:24Z
2019-01-23
Herrera Cadena, G. N. (2019). Elaboración de una matriz de criticidad para determinar problemas en fondo de pozo y prever acciones de mejora oportunas en los pozos de los Bloques 52 y 54. 87 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0731/CD 9538
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/20093
Se analiza el estado de los pozos del Bloque 52 – ORION ENERGY OPB y del Bloque 54 ORION OIL ER, integrando en una matriz variables relevantes obtenidas mediante la aplicación de la metodología del Bow Tie. Se tomó una muestra de 10 pozos, 5 de cada bloque.
La elaboración de la matriz de criticidad se fundamenta en jerarquizar variables de los parámetros operacionales de los pozos en función al impacto global sobre la producción, establecer cuáles son las variables más críticas que pueden afectar a la operación; enfocada en tres aspectos fundamentales, análisis del reservorio, análisis de la aplicación del tratamiento químico y el análisis del equipo BES; estos aspectos en conjunto permiten evaluar el riesgo; de esta manera a través del Bow tie se implementan las barreras preventivas que eviten factores causales de escalamiento con el fin de priorizar trabajos preventivos, correctivos e intervención de pozos.
Como parte de las soluciones de ingeniería de producción se buscan varias alternativas que permitan prevenir fallas tempranas, mejorar indicadores de eficiencia como incrementar el tiempo de vida útil de los equipos BES (Average run life), mejorar el MTBF, reducir el Pulling Index y el WO Index.
El análisis se sintetiza en dos cuadros de mando, el primero del análisis de criticidad de pozos y el segundo el cuadro de indicadores de eficiencia; en el que se incluye el plan de mantenimiento de pozos.
The present study analyzes the state of wells in Block 52 - ORION ENERGY OPB and Block 54 ORION OIL ER, with the application of the Bow Tie methodology, integrating the most relevant variables in a matrix. For this a sample of 10 wells was taken, 5 from each block.
The analysis was based on the hierarchy of the variables focusing in the global impact over the production. Three main aspects were considered as critical, reservoir, chemical treatment and electrosumergible pumps analysis; this together allows as evaluating the risk and quantifying it.
Through the Bow Tie methodology we can prioritize preventive and corrective works to avoid the factors that increases risks.
As solutions in Production Engineering, the searching of several alternatives that help us to prevent early failures, improving efficiency indicators as increasing the useful life of ESP equipment, improving the MTBF, reducing Pulling Index and WO Index are priority.
This analysis synthesizes two dashboards, the first one wells analysis and the second one efficiency indicators; in this we included the well maintenance plan as the result of the analysis.
Submitted by Larrea Soledad (soledad.larrea@epn.edu.ec) on 2019-02-27T13:56:19Z
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Previous issue date: 2019-01-23
Loaiza Córdova, Marco Vinicio, director
spa
Quito, 2019.
openAccess
ANÁLISIS DE RIESGOS
BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES
Elaboración de una matriz de criticidad para determinar problemas en fondo de pozo y prever acciones de mejora oportunas en los pozos de los Bloques 52 y 54.
masterThesis
ORIGINAL
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Lara Arias, Santiago Javier
2019-03-21T19:08:43Z
2019-03-21T19:08:43Z
2019-02-05
Lara Arias, S. J. (2019). Análisis de riesgos como herramienta de gestión para prevenir problemas operacionales en la perforación de la sección 12 ¼’’ del bloque 43 plataforma Tiputini C. 66 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0737/CD 9575
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/20128
Este trabajo se desarrolló con el objetivo de realizar un análisis de riesgos para prevenir problemas operacionales en la perforación de la sección 12 ¼’’ del Bloque 43 plataforma Tiputini C.
Para realizarlo se aplicó el Método de Mosler identificando los problemas operacionales que se presentaron durante la perforación de 22 pozos en la Plataforma Tiputini C en los años 2016 y 2017. Después de realizar un análisis de cada uno de los problemas operacionales se procedió a evaluarlos con el fin de determinar el nivel de riesgo inicial, lo que permitió establecer qué medidas de prevención y mitigación se puede aplicar a cada problema operacional con el fin de poder prevenirlos (disminuir la probabilidad) y/o reducirlos (disminuir el carácter de riesgo o severidad) y con su aplicación se determinó el nivel de riesgo residual.
Los resultados del análisis se presentaron en un cuadro de Análisis y Control de Riesgos el mismo que servirá como una herramienta de gestión para el Departamento de Perforación de Petroamazonas EP en el Campo Tiputini.
El análisis de riesgos aplicado en las operaciones de perforación de la sección de 12 ¼’’ en la plataforma Tiputini C, permitió disminuir el riesgo inicial promedio de 434.67 puntos a un riesgo residual promedio de 284.33, minimizando y/o evitando tiempos no productivos.
The current job was developed with the objective to perform a risk analysis to prevent operational problems during drilling 12 ¼'' section of 43 Block, Tiputini C platform.
In order to carry out this analysis, the Mosler Method was applied, which one identified the operational problems happened during drilling of 22 wells in Tiputini C Platform in 2016 and 2017.
After performing an analysis of operational problems, each one were evaluated in order to determine the initial risk level, which allowed to establish which preventive and mitigative measures can be applied to each operational problem in order to be able to prevent them (decrease the likelihood) and / or reduce them (decrease the nature of risk or severity) and with their application the level of residual risk was determined.
The results of this analysis were presented in a Risk Analysis and Control Chart, which will serve as a management tool for Petroamazonas EP's Drilling Department in the Tiputini Field.
The risk analysis applied in the drilling operations of the 12 ¼ "section on the Tiputini C platform allowed to reduce the average initial risk from 434.67 points to an average residual risk of 284.33 points, minimizing and / or avoiding non-productive times.
Submitted by Larrea Soledad (soledad.larrea@epn.edu.ec) on 2019-03-21T18:52:33Z
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Previous issue date: 2019-02-05
Valencia Tapia, Raúl Armando, director
spa
Quito, 2019.
openAccess
MEDIDAS DE CONTROL
ANÁLISIS DE RIESGOS
Análisis de riesgos como herramienta de gestión para prevenir problemas operacionales en la perforación de la sección 12 ¼’’ del bloque 43 plataforma Tiputini C
masterThesis
ORIGINAL
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15000/20128
oai:bibdigital.epn.edu.ec:15000/20128
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Vallejo Culqui, Karina Alexandra
2019-05-30T15:01:26Z
2019-05-30T15:01:26Z
2019-05-27
Vallejo Culqui, K. A. (2019). Optimización de tiempos de reacondicionamiento mediante la gestión por procesos y mejora continua. 96 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0766/CD 9699
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/20238
El estudio consiste en determinar una metodología apropiada para la optimización de tiempos de reacondicionamiento basada en la gestión por procesos y mejora continua que permita una mejor ejecución operativa en la intervención de pozos, generando mayor producción y recursos al menor costo. En el desarrollo de este proyecto se realiza un análisis de los potenciales problemas previos al reacondicionamiento, los cuales definieron el trabajo a realizarse, el tiempo y costo aproximado de ejecución. Las intervenciones conforman operaciones típicas y estandarizadas que pueden ser evaluadas, comparadas y mejoradas de forma oportuna. Este estudio contempla el análisis de costos presupuestados y ejecutados para la intervención, puesto que lo sobre ejecutado será motivo de este estudio. Posteriormente identifica las fases en las que se utilizó un tiempo mayor a lo previsto. Utilizando métodos de mejora continua (diagrama causa – efecto, método de Pareto), se realiza un análisis de las fases del reacondicionamiento en las que se evidencia tiempos no planificados durante la operación y se identifica las causas que lo están generando. Se plantea una metodología de análisis “Technical Limit”, que permitirá identificar fallos no visibles durante la operación y realizar una retroalimentación de lo analizado para tomar acciones futuras. Finalmente, con los resultados obtenidos se plantea un plan de acción en el que se acortan tiempos y reducen costos de intervención.
The study consists of determining an appropriate methodology for the optimization of workover times based on process management and continuous improvement that allows a better operative execution in the intervention of wells, generating greater production and resources at the lowest cost. In the development of this project an analysis of the potential problems prior to the workover is made, which defined the work to be done, the time and approximate cost of execution. The interventions make up typical and standardized operations that can be evaluated, compared and improved in a timely manner. This study contemplates the analysis of budgeted and executed costs for the intervention, since the over-executed will be the reason for this study. Later, it identifies the phases in which a longer time than expected was used. Using methods of continuous improvement (cause - effect diagram, Pareto method), an analysis of the workover phases is carried out in which unplanned times are shown during the operation and the causes that are generating it are identified. An analysis methodology is proposed "Technical Limit", which will make it possible to identify non-visible failures during the operation and perform a feedback of what has been analyzed to take future actions. Finally, with the results obtained, an action plan is proposed in which time is reduced and intervention costs are reduced.
Submitted by Paul Nuñez (paul.nunez@epn.edu.ec) on 2019-05-30T15:01:16Z
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Previous issue date: 2019-05-27
Valencia Tapia, Raúl Armando, director
spa
Quito, 2019.
openAccess
MEJORA CONTINUA
ACONDICIONAMIENTO
GESTIÓN
POZO
Optimización de tiempos de reacondicionamiento mediante la gestión por procesos y mejora continua
masterThesis
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oai:bibdigital.epn.edu.ec:15000/20238
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Lazcano Delgado, Carlos Alberto
2019-09-09T18:47:01Z
2019-09-09T18:47:01Z
2019-06-28
Lazcano Delgado, C. A. (2019). Matriz de toma de decisiones para la gestión de la generación eléctrica a gas en un campo petrolero. 98 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0795/CD 9950
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/20466
Para el desarrollo de la matriz de toma de decisiones en proyectos de generación eléctrica, se realizó evaluaciones geológicas, estructurales, litologías y estratigrafía de cada arena, para estimar la capacidad de producción de petróleo y gas. Los análisis PVT permite verificar la calidad y propiedades del gas en cada arena; luego con el estimado de gas por cada año de producción, se evaluó la capacidad de generación de energía disponible, de esta manera conocer si se cubre los requerimientos del campo a lo largo de su tiempo de operación.
En el estudio se plantearon tres escenarios: el escenario habitual donde el combustible utilizado es el diésel, el segundo escenario con al gas asociado como combustible y finalmente se analiza la ventaja del incremento de producción de gas en los costos de inversión (CAPEX) y operación (OPEX).
Con la metodología Bow Tie - seguridad operativa se definió como Evento Principal el shutdown eléctrico, causado por las variaciones en el suministro de gas.
Finalmente, se desarrolló un análisis de los aspectos administrativos, legales, financieros, ambientales, económicos y de mercado; para conocer si el cambio del combustible muestra índices económicos que generen una rentabilidad suficiente para proporcionar utilidad al proyecto.
For the development of the decision-making matrix in power generation projects in an oil field, it was begin with evaluations of the geology, structures, lithologies and stratigraphy of each of the sands that have been considered in the oil field, next it was estimated the capacity for oil production and therefore gas production. Then, with the PVT analysis of each of of the sands, the gas quality and its properties were verified; with the gas estimate for each year production, the capacity of generation of available energy was evaluated and thus to will know the capacity that this covers of the field requirements throughout its operation time.
In the study, three scenarios were considered: the first, the usual scenario where the fuel used is diesel; the second scenario considered the associated gas as fuel and the third scenario analyzes the advantage that exists in the increase of gas production in costs of investment (CAPEX) and operation (OPEX).
To analyze operational safety, the Bow Tie methodology was used, in which the main event was defined as the electric shutdown, caused by variations in the supply of gas in an oil field.
Finally, a specific analysis of the administrative, legal, financial, environmental, economic and market aspects was included; which will allow to know if the change of the fuel shows economic indexes that generate a profitability sufficient to provide utility to the project
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Previous issue date: 2019-06-28
Gallegos Eras, Álvaro Vinicio, director
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Quito, 2019.
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PETRÓLEO
ENERGÍA ELÉCTRICA
GESTIÓN
Matriz de toma de decisiones para la gestión de la generación eléctrica a gas en un campo petrolero
masterThesis
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15000/20466
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Vergara Cañar, Enrique Daniel
2019-12-10T14:01:18Z
2019-12-10T14:01:18Z
2019-12-04
Vergara Cañar, E. D. (2019). Sistema Integrado de Gestión aplicado al Proceso de Selección de Fluidos en la empresa “Servicios Petroleros”. 85 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0806/CD 10071
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/20575
Durante las operaciones de intervención de pozos, pueden ocurrir varios problemas operacionales relacionados a la utilización de fluidos de control, reduciendo consecuentemente la producción de crudo y a su vez incrementando el número intervenciones para resolver estos problemas.
Por ello, se derivó la importancia de seleccionar un fluido de control óptimo mediante procesos que involucraron el cumplimiento de estándares internacionales. Para esto, mediante la guía PAS 99, la cual considera los requisitos comunes de las normas, se desarrolló un Sistema Integrado de Gestión que aplicó las normas ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001 para el proceso de selección de fluidos de control en la empresa “Servicios Petroleros”.
El concepto de Sistema Integrado de Gestión (SIG) es una alternativa para vincular nuevos sistemas con los ya existentes mitigando los problemas de aislamiento, desconexión y bajo desempeño entre sistemas.
Con la aplicación del SIG, se definió el proceso para seleccionar un fluido de control alineado a los requerimientos de las normas ISO y OHSAS que permitieron aumentar la calidad de los servicios, confiabilidad de parámetros de diseño, satisfacción del cliente, mejora de los procesos, reducción de tiempos y costos de operación y finalmente la obtención de la certificación de la organización.
During the operations of well intervention, several operational problems can occur related to the use of control fluids, causing direct consequences in the production of the well and in also increasing the number interventions to solve these problems.
From this point of view, the importance of selecting an optimal control fluid was derived through processes that involved the compliance of the corresponding standards, so, through the PAS 99 guide, an Integrated Management System was developed that applied the international standards, ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001 for the process of selection of control fluids in the company "Petroleum Services".
The concept of Integrated Management System (SIG) is as an alternative to link new systems with existing ones, mitigating the problems of isolation, disconnection and low performance between systems.
With the application of this SIG, the process was defined to select a control fluid aligned to the requirements of the ISO and OHSAS standards that allowed to increase the quality of the products and services, the reliability of the design parameters, the satisfaction of the client to satisfy the requirements, improve the management of the processes, reduce times and costs of operation and finally obtain the certification of the organization.
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Previous issue date: 2019-12-04
Valencia Tapia, Raúl Armando, director
spa
Quito, 2019.
openAccess
GESTIÓN AMBIENTAL
GESTIÓN DE CALIDAD
FLUIDOS DE CONTROL
Sistema Integrado de Gestión aplicado al Proceso de Selección de Fluidos en la empresa “Servicios Petroleros”
masterThesis
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Vega Herrera, Christian Roberto
2020-07-22T16:27:29Z
2020-07-22T16:27:29Z
2020-07-11
Vega Herrera, C. R. (2020). Modelación de proceso para la estimación de perfiles de producción mediante el uso de modelos estocásticos de simulación numérica: caso de estudio campo Eno Basal Tena. 65 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0850/CD 10500
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/20976
Se realiza una metodología que permite realizar pronósticos de producción y a su vez evaluar la incertidumbre presente que es una herramienta importante en la toma de decisiones.
El modelamiento del proceso de estimación de perfiles de producción mediante el uso de modelos estocásticos de simulación basados en el Ciclo Deming permite realizar mejoras continuas al proceso y ayuda en la evaluación del riesgo.
Determinar las variables con mayor impacto en la estimación de perfiles de producción es de gran ayuda para determinar planes de acción con el fin de realizar estudios que permitan reducir la incertidumbre
Se modeló el proceso y se identificó indicadores que permitieron que el modelo sea medible y evaluable con esto se aseguró que el proceso tenga una mejora continua.
Provide a methodology that allows production forecasts and in turn evaluate the present risk; It is an important tool in decision making
The model of the estimating process production profiles, throughout the use of stochastic simulation models based on the Deming Cycle, allows continuous improvements to the process and aids in risk assessment.
Determining the variables with greatest impact on the production profiles estimation is of great help in determining action plans in order to carry out studies that reduce uncertainty.
The process was modeled and indicators were identified that allowed the model to be measurable and evaluable, ensuring that the process has continuous improvement.
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Previous issue date: 2020-07-11
Valencia Tapia, Raúl Armando, director
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Quito, 2020.
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GEOLOGÍA
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
ANÁLISIS ESTOCÁSTICO
Modelación de proceso para la estimación de perfiles de producción mediante el uso de modelos estocásticos de simulación numérica: caso de estudio campo Eno Basal Tena
masterThesis
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Román Cataña, Alvaro Francisco
2020-07-28T19:55:14Z
2020-07-28T19:55:14Z
2020-07-15
Román Cataña, A. F. (2020). Pruebas tridimensionales de fluorescencia cuantitativa y geoquímica para disminuir el riesgo y mejorar la toma de decisiones, al seleccionar una zona de producción en pozos de la Cuenca Oriente del Ecuador. 65 hojas. Quito : EPN.
T-MVE/0851/CD 10509
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/20985
Falencias en las técnicas convencionales de evaluación de pozos, características de los reservorios, fluidos de varias propiedades, litologías complejas, aditivos, lubricantes, falta de experiencia, exceso de confianza, desconocimiento de la zona; son algunos de los problemas técnicos y riesgos enfrentados por las gerencias de las empresas operadoras de campos hidrocarburíferos, en el momento de gestionar sus compañías, tomar una decisión de poner o no en producción una determinada zona interés y con ello arriesgar un capital económico. Por las mencionadas dificultades que se pueden generar; se empieza definiendo teóricamente las tecnologías de fluorescencia cuantitativa tridimensional y geoquímica de reservorios, luego se procede a la experimentación y pruebas en tres pozos de la Cuenca Oriente. Una vez demostrada la aplicabilidad y resultados positivos de las mencionadas tecnologías, este trabajo finaliza elaborado una herramienta de gestión que contribuye a la toma de decisiones, al seleccionar zonas potenciales de hidrocarburo, demostrando la hipótesis planteada para este trabajo: Los resultados de las pruebas de fluorescencia cuantitativa tridimensional y geoquímica de reservorios, complementan a las técnicas convencionales de evaluación de reservorios y reducen el riesgo en la toma de decisiones, para seleccionar las zonas de producción en los pozos en la Cuenca Oriente del Ecuador.
Failures in conventional oil well evaluation techniques, special characteristics of reservoirs, fluids of various properties, complex lithologies, organic additives, lubricants, lack of personnel experience, the overconfidence of technicians, deficiency knowledge of the area; are some of the technical problems and risks faced by the managers of the operating companies of hydrocarbon fields of Ecuador, at the time of managing their companies, deciding to put or not in production a certain high potential interest zone and thereby risk an economic considerable capital. Due to the aforementioned difficulties and effects that may be generated; This work begins theoretically by defining the novel three-dimensional quantitative fluorescence and geochemical reservoir technologies. Then, the project continues with the experimentation and testing in three wells of the Eastern Basin of Ecuador. Once the applicability and positive results of the aforementioned technologies have been demonstrated, this work concludes elaborating a management tool that contributes to the decision process, when selecting potential hydrocarbon zones, answering affirmatively the hypothesis of this research: Quantitative fluorescence tests Three-dimensional and geochemical reservoirs are tools that complement conventional reservoir evaluation techniques and reduce risk by deciding to select the production areas of wells in the Eastern Basin of Ecuador.
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Previous issue date: 2020-07-15
Valencia Tapia, Raúl Armando, director
spa
Quito, 2020.
openAccess
FLUORESCENCIA
GEOQUÍMICA
POZOS PETROLEROS
Pruebas tridimensionales de fluorescencia cuantitativa y geoquímica para disminuir el riesgo y mejorar la toma de decisiones, al seleccionar una zona de producción en pozos de la Cuenca Oriente del Ecuador
bachelorThesis
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15000/20985
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Repositorio Digital - EPN
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Unapanta Arias, Hugo Mauricio
2021-01-15T21:58:02Z
2021-01-15T21:58:02Z
2020-12-17
Unapanta Arias, H. M. (2020). Gestión de Mantenimiento de los Sistemas de Bombeo Hidráulico tipo JET en una empresa Petrolera usando el ciclo PDCA. 37 hojas. Quito : EPN.
T-MVE 0881/CD 10837
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/21321
Se realizó una mejora de la gestión de mantenimiento preventivo del sistema de levantamiento hidráulico tipo jet, de los pozos petroleros del campo PBHI, basado en protocolos de mantenimiento de equipos con mejora continua mediante el ciclo PDCA.
En primer lugar, se hizo una revisión de la gestión actual de mantenimiento para tomar sus fortalezas e incorporarlas al nuevo esquema de gestión, esto como plan inicial o fase P. Se usó como planta piloto la bomba tipo jet instalada en el pozo PSO-1, se creó el protocolo de mantenimiento y se aplicó a la bomba después de sustituirla por mantenimiento preventivo, luego se incorporó al pozo donde estuvo operativa en el siguiente periodo de operación extendido hasta presentar una falla, como fase D. Se determinó el tiempo hasta que falla (MTTF) y se comparó con la media de periodos anteriores y se observó una pequeña mejora de la fiabilidad operativa.
Se determinó el tiempo de reparación MTTR y se comparó con la media de reparaciones anteriores y se observó una pequeña mejora, fase C. Por otro lado, se hizo un análisis de la aplicación del protocolo de y el resultado obtenido para efectuar cambios al protocolo que mejore la gestión de mantenimiento preventivo de la bomba hidráulica tipo Jet, fase A del ciclo.
Con las pequeñas mejoras de forma continua, de los protocolos de mantenimiento de equipo y las actividades involucradas en el mantenimiento, por cada ciclo PDCA, se busca optimizar la gestión de mantenimiento en el tiempo.
An improvement was made in the management of preventive maintenance of the Jet type hydraulic lift system, for the PBHI field’s oil wells, based on the equipments maintenance protocols with continued improvement through the PDCA cycle.
In first place, a review of the current maintenance management was made in order to take its strengths and include them into the new management scheme; this was made as an initial plan or phase P. The Jet type pump installed in the PSO-1 well was used as a pilot plant; the maintenance protocol was created and applied to the jet pump after replacing it as preventive maintenance then, it was incorporated into the well where it was operational for the next operation period until it failed, this was phase D. The mean time to failure (MTTF) was determined and compared with the average during previous periods and a small improvement of the operational reliability was observed.
The mean time to repair (MTTR) was determined and compared to the mean time of previous repairs where a small improvement was observed, phase C. On the other hand, an analysis of the maintenance protocol application and the result obtained was made to make changes to the protocol that improves the management of preventive maintenance for the Jet type hydraulic pump, phase A of the cycle.
With the small improvements in a regular-continued basis of the equipment maintenance protocols and the activities involved on maintenance, this was for each PDCA, it is sought to optimize the maintenance management.
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Previous issue date: 2020-12-17
Valencia Tapia, Raúl Armando, director
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Quito, 2020.
openAccess
PETRÓLEO
CICLO DE DEMING
INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN
Gestión de Mantenimiento de los Sistemas de Bombeo Hidráulico tipo JET en una empresa Petrolera usando el ciclo PDCA
masterThesis
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oai:bibdigital.epn.edu.ec:15000/21321
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Carrera Noboa, Alex Fabián
2021-02-11T21:06:05Z
2021-02-11T21:06:05Z
2018-12-10
Carrera Noboa, A. F. (2018). Reducción de la incertidumbre en la toma de decisiones usando la metodología FEL, aplicación de la visualización en la exploración geológica de la Cuenca Oriente. 156 hojas. Quito : EPN.
T-MVE 0890/CD 10881
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/21392
Este trabajo fue desarrollado con el objetivo de demostrar la utilidad de una metodología denominada Front End Loading (FEL), también conocida como VCD (Visualización, Conceptualización, Definición), esta herramienta brinda la oportunidad de lograr tener un impacto positivo en el ciclo de vida de un proyecto pero desde etapas tempranas, esta intervención se vuelve más significativa e importante si estamos trabajando para un proyecto que demanda grandes cantidades de tiempo e inversión, mientras más se analice el proyecto en las etapas iniciales de visualización y conceptualización del mismo, estamos logrando una mitigación del riesgo y una reducción de costos.
Para identificar los problemas a tiempo, antes de que provoquen consecuencias irreparables, llevando a desarrollar este ejercicio de intervención en las etapas tempranas de un proyecto de exploración.
Hoy la industria ha podido determinar que las principales pérdidas en los proyectos se dan por no tener una claridad en el alcance del proyecto, en la colaboración interdisciplinaria, en la identificación de los riesgos, en el desconocimiento de los costos asociados, además de que los modelos determinísticos no contribuyen a tener escenarios suficientes para una correcta toma de decisiones.
Para este trabajo siguiendo la metodología FEL-VCD en su primera fase: Visualización, aplicada en exploración de hidrocarburos, se revisó la principal cuenca sedimentaria petrolífera y sus elementos para entender las mejores condiciones de cada uno de los componentes, después de un flujo de 11 pasos se llegó a la selección de un escenario y varias actividades, de esta manera se logró disminuir el riesgo exploratorio con un conocimiento económico de costos tipo Clase V, lo que permite pasar a la siguiente etapa metodológica (Conceptualización) y ubicar prospectos exploratorios para la perforación de futuros pozos. La importancia de un trabajo planificado desde las primeras etapas en un estudio exploratorio nos lleva a disminuir el riesgo e impacto de cambios en las instancias finales de la aplicación metodológica, aprovechando los recursos económicos disponibles de la mejor forma.
This work was developed in order to demonstrate the usefulness of a methodology called Front End Loading (FEL), also known as VCD (visualization, conceptualization, definition), this tool gives us the opportunity to achieve a Positive impact on the life cycle of a project but from early stages, this intervention becomes more significant and important if we are working for a project that demands large amounts of time and investment if we analyze the project in the initial stages of visualization and conceptualization of it, we are achieving a risk mitigation and a cost reduction.
In order to identify the problems in time, before they cause irreparable consequences, it leads us to develop this intervention exercise in the early stages of a exploration project.
Today the industry has been able to determine that the main losses of the projects are due not to have clarity in the scope of the project, in the interdisciplinary collaboration, in the identification of the risks, in the ignorance of the associated costs, in addition to the fact that the deterministic models do not contribute to having sufficient scenarios for correct decision making.
For this work, following the FEL-VCD methodology in its first phase: visualization, applied in hydrocarbon exploration, our oil basins and their systems were revised to identify the best conditions of hydrocarbon generation, after a flow of 11 steps the selection of a scenario was reached and several activities for its achievement, in this way, it was possible to reduce the exploratory risk with an economic knowledge of cost Class V, which allows to move to the next stage and locate exploratory prospects for future exploratory wells. The importance of a planned work from the early stages of an exploratory study leads us to reduce the risk and impact of changes in the final instances of the methodological application, taking advantage of the available economic resources in the best way.
Submitted by Paul Nuñez (paul.nunez@epn.edu.ec) on 2021-02-11T21:05:58Z
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Previous issue date: 2018-12-10
Bernal Carrera, Isabel Carolina, directora
spa
Quito, 2020.
openAccess
GESTIÓN DE PROYECTOS
HIDROCARBUROS
SISTEMA PRETROLÍFERO
Reducción de la incertidumbre en la toma de decisiones usando la metodología FEL, aplicación de la visualización en la exploración geológica de la Cuenca Oriente
masterThesis
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15000/21392
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Bonilla Báez, Oswaldo Santiago
2021-02-25T21:05:31Z
2021-02-25T21:05:31Z
2019-11-06
Bonilla Báez, O. S. (2019). Estudio Prospectivo y de Gestión de los Recursos energéticos para el funcionamiento de las bombas multifásicas del Bloque 31 de Petroamazonas. 32 hojas. Quito : EPN.
T-MVE 0891/CD 10909
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/21419
Este trabajo de Maestría se desarrolló con la intención de mejorar la gestión de recursos mediante un estudio prospectivo en las condiciones de operación y mantenimiento de las bombas multifásicas utilizadas en los campos petroleros del Ecuador. Las bombas multifásicas son utilizadas en campos petroleros donde se requiere minimizar el equipamiento superficial para utilizar la menor área posible, en el Ecuador debido a la ubicación geográfica de los pozos en reservas o áreas protegidas se vuelve una necesidad el realizar un estudio de estas bombas ya que se requiere minimizar el impacto ambiental. Por otro lado, la carencia del fluido eléctrico por la ubicación de los pozos impulsa a realizar el análisis de las bombas multifásicas ya que estas son desarrolladas, fabricadas y probadas en condiciones ideales las cuales difieren de las condiciones particulares o locales de los campos petroleros del Ecuador. Con los resultados de la evaluación en las condiciones de operación y mantenimiento se determinó el mejor punto de operación donde las bombas multifásicas aportan mejor transferencia de energía y su consumo energético es óptimo, este resultado es contrastado con los mantenimientos mayores realizados durante el periodo de evaluación, así mismo se compararon con los datos de vibraciones y temperatura de la bomba y el motor. Finalmente se estableció y proyecto económicamente el punto de operación comparando los resultados con sus respectivos TIR, VAN e IVAN de cada escenario.
This project work was developed with the intention of improving resource management through a prospective study on the operation and maintenance conditions of the multiphase pumps used in the oil fields of Ecuador. Multiphase pumps are used in oil fields for the requirement of minimizing the surface equipment and therefore use the smallest possible area, in Ecuador due to the geographical location of the wells in reserves or protected areas, it becomes a necessity to carry out a study of these pumps since it is required to minimize the environmental impact. On the other hand, the lack of electricity due to the location of these wells prompted us to carry out an analysis of the multiphase pumps, since these pumps are developed, manufactured and tested in ideal conditions which differ from the particular or local conditions of the oil fields of Ecuador. With the results of the evaluation on the operations and maintenance conditions, the best point of operation was determined where multiphase pumps provide a better energy transfer and their optimal energy consumption, this result is contrasted with the major maintenance performed during the evaluation period, likewise they were compared with the vibration and temperature data of the pump and the motor. Finally, the operating point was established and economically comparing the results with their respective IRR, NPV and INPV of each scenario.
Submitted by Paul Nuñez (paul.nunez@epn.edu.ec) on 2021-02-25T21:05:21Z
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Previous issue date: 2019-11-06
Hidalgo Díaz, Víctor Hugo, director
spa
Quito, 2019.
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PETRÓLEO
BOMBAS MULTIFÁSICAS
ECUADOR
Estudio Prospectivo y de Gestión de los Recursos energéticos para el funcionamiento de las bombas multifásicas del Bloque 31 de Petroamazonas
masterThesis
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15000/21419
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Repositorio Digital - EPN
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Alarcón Pico, Blanca Beatriz
2023-08-07T17:36:31Z
2023-08-07T17:36:31Z
2023-05
Alarcón Pico, B.B. (2023). Gestión de información para la caracterización de reservorios complejos en rocas ígneas del Ecuador. 108 páginas. Quito : EPN.
T-MVE 1021 / CD 13408
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/24488
En la caracterización de yacimientos convencionales se utiliza datos validados de los mismos y comparaciones con información de campos vecinos, para reducir la incertidumbre en los resultados. Pero, debido a que cada día hay un mayor descubrimiento de hidrocarburos en yacimientos no convencionales o complejos, se requiere una gestión de la información con diferente metodología permitiendo así, la mejora de los resultados de análisis y la disminución de la incertidumbre. Este proyecto de tesis resalta el proceso de caracterización de reservorios en rocas ígneas o volcánicas, e incluye una ruta de análisis de datos basados en la gestión de proyectos con cadena crítica, donde se destaca los recursos de información disponibles y no disponibles, calidad de datos, tiempos empleados en cada etapa de análisis, variables críticas y nivel de incertidumbre; identificados en la metodología aplicada durante la caracterización de reservorios complejos en rocas ígneas que contienen hidrocarburos basados en la información disponible del área de estudio del Campo Armadillo (Bloque 55). Finalmente, se desarrolla una metodología de gestión para la administración de recursos de la información, que ayudará a los técnicos de las áreas de geociencias a caracterizar reservorios complejos; y, a las gerencias, a la toma de decisión asertiva para la inversión de adquisición de nuevos recursos de información con avances tecnológicos, garantizando el éxito en los resultados económicos del proyecto de explotación y futuro plan contingente de desarrollo de zonas complejas en rocas ígneas del Ecuador.
In the conventional reservoirs characterization, is common to use local data to validated and comparisons with information from neighboring fields are used to reduce uncertainty in the results. But every day there is more hydrocarbons discovery at unconventional or complex deposits, information management with a different methodology is required, thus allowing the improvement of analysis results and the reduction of uncertainty. This thesis project highlights the reservoir characterization process in igneous or volcanic rocks, and includes a step an step for data analysis based on the project management with critical chain, where identify available and unavailable information resources, data quality, time schedule by activity, critical variables, level of uncertainty that can be identify in the methodology applied during the complex reservoir characterization at igneous rocks with hydrocarbons based on the available information from Armadillo Block 55 field study area. Finally, a management methodology guide for information administration resources is developed, which will help technicians in the geosciences areas to characterize complex reservoirs; and, to the managements, making of assertive decision for the investment of acquisition of new information resources with technological advances, guaranteeing the economic success results of the exploitation project and future field development contingent plan of complex zones in igneous rocks from Ecuador.
Submitted by Nelson Giovanny Unapucha Amaguaña (nelson.unapucha@epn.edu.ec) on 2023-08-07T17:36:22Z
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Previous issue date: 2023-05
spa
Quito : EPN, 2023.
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PETRÓLEO
PRODUCCIÓN
CARACTERIZACIÓN DE RESERVORIOS
GESTIÓN DE RECURSOS DE INFORMACIÓN
NO CONVENCIONALES
INCERTIDUMBRE
ROCAS ÍGNEAS
CADENA CRÍTICA
Gestión de información para la caracterización de reservorios complejos en rocas ígneas del Ecuador.
bachelorThesis
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Repositorio Digital - EPN
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