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dc.contributor.advisorMayorga Zambrano, Christopher Jonathan-
dc.contributor.authorHerrera Galarraga, Wilson Eduardo-
dc.contributor.authorSantana Rojas, Gonzalo Rodrigo-
dc.date.accessioned2024-12-10T13:35:22Z-
dc.date.available2024-12-10T13:35:22Z-
dc.date.issued2024-09-
dc.identifier.citationHerrera, W., Santana, G.(2024). Aplicación de un diluyente como reductor de viscosidad para optimizar la producción de los pozos del Well Pad SHSO del campo Shushufindi sur oeste. Trabajo de titulación previo a la obtención del Título en Magister Tecnológico en Extracción, Levantamiento y Tratamiento de Crudos Pesados. Sangolquí, Instituto Tecnológico Superior Rumiñahuies_ES
dc.identifier.other00133 MT-ELTCP-09-
dc.identifier.urihttps://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/403-
dc.descriptionIn the Well Pad SHSO there are pressurization problems in the production manifold and in flow lines reaching 240psi, there is heavy crude from eight producing wells (UI Sand - Electro Submersible Pumping), API composed of 16° to 2,837 (cP). The wells are aligned to the manifold and distributed to the flow lines, displacing flow rates between 25,000 BFPD, distance of 1.5km. The solution is to lower the viscosity by applying solvents directly to the collector system with continuous injection. For this purpose, the best dilution between the mixture and solvents in different percentages is determined, resulting in the best option between 90% of crude oil and 10% with diesel or Jp1. For this treatment, diesel will be used due to immediate availability, and since the facilities exist, continuous injection to the manifold and discharge lines (85gls/day) was carried out. According to PipeSim analysis there are two scenarios; with pressures of 240psi without solvent injection (2,837 cP) and with 100psi with solvent injection (2,682 cP), all the fluid directed to the three production lines. The simulator results are obtained the productions without solvent of 2,426 BPPD, and with solvent 2,680 BPPD, depending on the continuous solvent injection have a gain of 268 BPPD.es_ES
dc.description.abstractEn el Well Pad SHSO se tiene problemas de presurización en el manifold de producción y en líneas de flujo llegando a 240psi, se tiene crudo pesado de ocho pozos productores (Arena “UI” – Bombeo Electro Sumergible), API compuesto de 16° a 2.837 (cP). Los pozos están alineados al colector y distribuidos a las líneas de flujo, desplazando caudales entre los 25.000 BFPD, distancia de 1,5km. La solución es bajar la viscosidad aplicando solventes directamente al sistema colector con inyección continua. Para ello se determina la mejor dilución entre la mezcla y solventes en diferentes porcentajes resultando la mejor opción entre 90% de crudo y 10% con diésel o Jp1. Para este tratamiento se utilizará diésel por disponibilidad inmediata, y al existir las facilidades se ejecutó la inyección continua al manifold y líneas de descarga (85gls/día). De acuerdo a los análisis de PipeSim existen dos escenarios; con presiones de 240psi sin inyección de solvente (2.837 cP) y con 100psi con inyección de solvente (2.682 cP), todo el fluido direccionado a las tres líneas de producción. Se obtiene los resultados del simulador las producciones sin solvente de 2.426 BPPD, y con solvente 2.680 BPPD, en función a la inyección continua de solvente se tienen una ganancia de 268 BPPD.es_ES
dc.language.isospaes_ES
dc.publisherInstituto Superior Tecnológico Rumiñahuies_ES
dc.rightsAtribución-NoComercial-SinDerivadas 3.0 Ecuador*
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/ec/*
dc.subjectPetróleoes_ES
dc.subjectViscosidades_ES
dc.subjectProducciónes_ES
dc.subjectSolventees_ES
dc.subjectPresiónes_ES
dc.titleAplicación de un diluyente como reductor de viscosidad para optimizar la producción de los pozos del Well Pad SHSO del campo Shushufindi sur oestees_ES
dc.typemasterThesises_ES
Aparece en las colecciones: Maestría Tecnológica en Extracción, Levantamiento y Tratamiento de Crudos Pesados

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