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Title: Estudio de factibilidad para desarrollar la zona sur oeste del campo Pucuna.
Authors: Rodríguez Solis, Belén Maricela
Keywords: YACIMIENTOS
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN
Issue Date: 19-May-2021
Publisher: Quito, 2021
Citation: Rodríguez Solis, B. M. (2021). Estudio de factibilidad para desarrollar la zona sur oeste del campo Pucuna. 84 hojas. Quito : EPN.
Abstract: The objective of this study was to analyze the feasibility of developing the South West zone of the Pucuna field, in order to promote the project to attract national and international investment. In fact, it is necessary to find new hydrocarbon accumulations since increasing production allows extending the useful life of the field, as conventional reservoirs are currently being depleted at an accelerated rate. This research starts with the description of the Palo Azul asset and shows general information about the Pucuna field such as: geophysics, structural geology, lithology of the main reservoirs, as well as its petrophysical properties. As a method to obtain referential data and make calculations for the South West zone, information from producer wells (neighbors) of the Pucuna field was used in an analogical way. This allowed estimating in the structure of interest, the Original Oil in Place (POES) in 22 MMBls, in addition to establishing 3 MMBls of reserves between the Napo "T", Napo "U", Hollin and Basal Tena sands. With the purpose of demonstrating the efficiency of the reservoirs to intervene, the productivity index and the recovery factor were determined, establishing that the Napo "T" and Napo "U" sands are the most productive, so they were chosen as main and secondary objectives, respectively. Therefore, it was established to drill 3 development wells type "S" and 1 advanced well type "J" and as artificial production system was designed for electrosubmersible pumps, incorporating 1920 BPPD of production. The investment required in the 4 proposed wells is $ 13,300,000, with revenues of $ 83,722,599.98 and expenses of $ 15,316,308. Finally, an NPV of $ 33,816,776 was obtained and an IRR of 59.87% for the "S" type wells and 45.43% for the "J" type well, since these values are within the range of acceptability in the economic analysis, it is concluded that the project is profitable.
Description: El presente estudio tuvo como objetivo analizar la factibilidad de desarrollar la zona Sur Oeste del campo Pucuna, con el fin de promover el proyecto para captar la inversión nacional e internacional. De hecho, es necesario encontrar nuevas acumulaciones de hidrocarburos puesto que incrementar la producción permite extender la vida útil del campo, ya que actualmente los reservorios convencionales están siendo depletados a un ritmo acelerado. Esta investigación inicia con la descripción del Activo Palo Azul y se muestra generalidades del campo Pucuna como: geofísica, geología estructural, litología de los reservorios principales, así como sus propiedades petrofísicas. Como método para obtener datos referenciales y efectuar cálculos para la zona Sur Oeste, se utilizó de manera analógica información de los pozos productores (vecinos), del Campo Pucuna. Permitiendo estimar en la estructura de interés, el Petróleo Original en Sitio (POES) en 22 MMBls, además de establecer 3 MMBls de reservas entre las arenas Napo “T”, Napo “U”, Hollín y Basal Tena. Con el propósito de demostrar la eficiencia de los reservorios a intervenir, se determinó el índice de productividad y el factor de recobro, estableciendo que las arenas Napo “T” y Napo “U” son las más productivas, por lo cual se las eligió como objetivos principal y secundario, respectivamente. Por consiguiente, se estableció perforar 3 pozos de desarrollo tipo “S” y 1 pozo de avanzada tipo “J” y como sistema de producción artificial se diseñó para bombas electrosumergibles, incorporando 1920 BPPD de producción. La inversión requerida en los 4 pozos propuestos es de $ 13.300.000, con ingresos de $ 83.722.599,98 y egresos de $ 15.316.308. Finalmente se obtuvo un VAN de $ 33.816.776 y un TIR de 59,87% para los pozos tipo “S” y de 45,43% para el pozo tipo “J”, debido a que estos valores se encuentran en el rango de aceptabilidad en el análisis económico, se concluye que el proyecto es rentable.
URI: http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/21654
Appears in Collections:Tesis Ingeniería en Petróleos (IPET)

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