https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/39 2026-07-02T23:53:41Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/407 Título : Implementación del sistema de bombeo mecánico lineal (lrp) pozo bermejo sur 14 para la producción crudo en el bloque 49 Autor : Zambrano Cevallos, Luis Ney Resumen : El proyecto se basa en la implementación del Sistema de Bombeo Mecánico Lineal (SBLM) en el pozo Bermejo Sur 14, ubicado en el Bloque 49, con el objetivo principal de su implementación del sistema de bombeo mecánico lineal (LRP) al pozo Bermejo Sur 14 para la producción de su crudo en el Bloque 49. Este método es esencial para la extracción de petróleo en pozos que han perdido su presión natural. Consiste en una bomba sumergible conectada a una sarta de varillas que, a su vez, está unida a un motor en la superficie. El movimiento generado por el motor permite elevar el crudo desde el fondo del pozo hasta la superficie. El uso del Sistema de Bombeo Mecánico Lineal es clave para prolongar la vida útil de los equipos y mejorar la eficiencia en la producción del pozo Bermejo Sur 14 en el Bloque 49. En el Capítulo I se detalla la problemática de no contar con esta tecnología, mientras que el Capítulo II aborda los aspectos conceptuales del sistema. Finalmente, se concluye que la implementación del Sistema de Bombeo Mecánico Lineal presenta oportunidades para mejorar la producción de crudo en el Bloque 49. El Cambio de sistema beneficia de forma notoria tanto en la productividad como en tiempos de mantenimiento y en consumo de energía de la planta. Descripción : The project is based on the implementation of the Linear Mechanical Pumping System (LMS) in the Bermejo Sur 14 well, located in Block 49, with the main objective of its implementation of the linear mechanical pumping system (LRP) to the Bermejo Sur 14 well for the production of its crude oil in Block 49. This method is essential for oil extraction from wells that have lost their natural pressure. It consists of a submersible pump connected to a string of rods which, in turn, is attached to a motor on the surface. The movement generated by the engine allows the crude oil to be lifted from the bottom of the well to the surface. The use of the Linear Mechanical Pumping System is key to extending the useful life of the equipment and improving the efficiency in the production of the Bermejo Sur 14 well in Block 49. Chapter I details the problem of not having this technology, while Chapter II addresses the conceptual aspects of the system. Finally, it is concluded that the implementation of the Linear Mechanical Pumping System presents opportunities to improve crude oil production in Block 49. The change of system has a significant benefit in terms of productivity, maintenance times and energy consumption of the plant. 2024-09-01T00:00:00Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/406 Título : Impacto ambiental y solución energética de crudos viscosos en la fase de Midstream en el campo Sacha y Dowstream en la refinería de Esmeraldas Autor : Seis Guevara, Byron Geovanny Resumen : El manejo del crudo pesado del Campo Sacha presenta retos significativos debido a su alta viscosidad de 990 centipoises (cP), lo que complica su bombeo y refinación, aumentando los costos operativos y energéticos. La necesidad de pretratar el crudo con diluyentes incrementa los gastos y la complejidad del proceso, además de elevar el riesgo ambiental por posibles derrames y mayor consumo de energía. Para abordar estos desafíos, se implementó una solución energética en la fase Midstream que mezcla 2000 barriles de crudo con 4667 barriles de Naphta ligera XPS. Esta mezcla reduce la viscosidad del crudo de 990 cP a 320 cP y mejora el grado API de 14.5 a 22.3 a 60°C. Este proceso reduce las emisiones de CO2 de 4918 kg a 3619 kg y de CO de 313.8 kg a 2305 kg durante el transporte de 500 km del oleoducto a la refineria. En la fase Downstream, se utiliza un intercambiador de calor constituido con 193 tubos, que incrementa la temperatura de 60°C a 110°C. Esto reduce la viscosidad a 18.9 cP y eleva el grado API a 26. La combustión del crudo tratado reduce aún más las emisiones de CO2 a 256.9 kg y de CO a 27.2 kg. La instalación de un captador de gases con eficiencia del 75% disminuye las emisiones a 64.22 kg de CO2 y 6.8 kg de CO, mitigando el impacto ambiental. Económicamente, el proyecto incluye costos de solvente y transporte, además de inversiones en un intercambiador de calor ($500,000) y un captador de gases ($300,000). El análisis muestra una sólida rentabilidad con un VAN positivo, una TIR del 33%, y un B/C de 2.25, destacando la eficiencia económica y ambiental del proyecto. Descripción : The handling of heavy crude oil from the Sacha Field presents significant challenges due to its high viscosity of 990 centipoise (cP), which complicates its pumping and refining, increasing operating and energy costs. The need to pretreat crude oil with diluents increases the costs and complexity of the process, in addition to increasing the environmental risk due to possible spills and greater energy consumption. To address these challenges, an energy solution was implemented in the Midstream phase that blends 2,000 barrels of crude oil with 4,667 barrels of XPS light Naphtha. This mixture reduces the crude oil viscosity from 990 cP to 320 cP and improves the API grade from 14.5 to 22.3 at 60°C. This process reduces carbon dioxide (CO2) emissions from 4,918 kg to 3,619 kg and carbon monoxide (CO) emissions from 313.8 kg to 2,305 kg during the 500 km transportation from the pipeline to the refinery. In the Downstream phase, a heat exchanger made up of 193 tubes and a core is used, which increases the temperature from 60°C to 110°C. This reduces the viscosity to 18.9 cP and raises the API grade to 26. Combustion of the treated crude oil further reduces CO2 emissions to 256.9 kg and CO emissions to 27.2 kg. The installation of a gas collector with 75% efficiency reduces emissions to 64.22 kg of CO2 and 6.8 kg of CO, mitigating the environmental impact. Economically, the project includes solvent and transportation costs, as well as investments in a heat exchanger ($500,000) and a gas collector ($300,000). The analysis shows solid profitability with a positive (NPV), (TIR) of 33%, and a Benefit-Cost Ratio (B/C) of 2.25, highlighting economic and environmental efficiency of the project. . 2024-09-01T00:00:00Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/405 Título : Optimización de la movilidad de Huartaracu D mediante la reactivación del Pozo Huataracu 08 para mejorar el desplazamiento del fluido hacia la planta de procesos con la bomba UBH Autor : Paladinez Arrobo, Vismar Alexander; Paladinez Arrobo, Jhimmy Felipe Resumen : El la plataforma Huataracu D está el pozo Huataracu 08 que fue cerrado debido a un alto corte de agua, con una producción de 400 BFPD. En abril, se perforaron los pozos Huataracu 28 y 29, que, al entrar en producción, generaron 900 BFPD con un BSW del 1% y un API de 18.3°. Sin embargo, la bomba UBH no podía desplazar eficientemente el crudo hacia la planta de procesos, debido a la alta viscosidad de 129.8 cP y baja temperatura del crudo. Este problema generó interrupciones, pérdidas de hasta 750 BPPD y afectó el desempeño de las bombas UBH y booster. Para resolver este problema, se propuso reactivar el pozo Huataracu 08, cuyo crudo a 180 °F permitiría reducir la viscosidad del crudo de los pozos Huataracu 28 y 29. La mezcla de crudos en los tanques de almacenamiento, combinada con ajustes operativos en la bomba UBH, optimizó el flujo hacia la planta de procesos. Los ajustes clave incluyeron el aumento en la presión de succión de 30 a 40 psi y la optimización de la presión de descarga a 1025 psi. Estos cambios, junto con la reducción de la viscosidad del crudo a 49.4 cP, incrementaron el caudal de producción de 350 BFPD a 1300 BFPD. Además, las paradas de emergencia de los pozos disminuyeron, mejorando la continuidad operativa y la eficiencia general de la plataforma Huataracu D. Descripción : On the Huataracu D platform there is the Huataracu 08 well, which was shut in due to a high water cut, with a production of 400 BFPD. In April, the Huataracu 28 and 29 wells were drilled, which, upon entering production, generated 900 BFPD with a BSW of 1% and an API of 18.3°. However, the UBH pump could not efficiently move the crude oil to the processing plant, due to the high viscosity of 129.8 cP and low temperature of the crude oil. This problem generated interruptions, losses of up to 750 BPPD and affected the performance of the UBH and booster pumps. To address this issue, it was proposed to reactivate the Huataracu 08 well, whose crude oil at 180°F would allow the viscosity of the crude oil from the Huataracu 28 and 29 wells to be reduced. Blending of crude oil in the storage tanks, combined with operational adjustments to the UBH pump, optimized the flow to the processing plant. Key adjustments included increasing the suction pressure from 30 to 40 psi and optimizing the discharge pressure to 1025 psi. These changes, along with reducing the crude oil viscosity to 49.4 cP, increased the production rate from 350 BFPD to 1300 BFPD. In addition, emergency well shutdowns decreased, improving operational continuity and overall efficiency of the Huataracu D platform. 2024-09-01T00:00:00Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/404 Título : Plan de desarrollo para afloramientos naturales de hidrocarburos atípicos en el campo Pacoa y Gustavo Galindo Autor : Montaño Bersoza, Edgar Aníbal; Montaño Bersoza, Santiago Arcenio Resumen : El presente estudio desarrolla un plan integral para la explotación sostenible de los afloramientos naturales de hidrocarburos atípicos en los campos Pacoa y Gustavo Galindo, en la provincia de Santa Elena, Ecuador. Estos afloramientos, que contienen crudos livianos y pesados, ofrecen oportunidades económicas significativas para la industria petrolera, pero también presentan desafíos técnicos importantes. El trabajo se basa en el estudio de los hidrocarburos en cuatro afloramientos principales (Valparaíso, Cautivo, Megaterio 1 y Megaterio 2), analizando parámetros como la gravedad API, viscosidad, contenido de azufre y porcentaje de agua y sólidos sedimentarios (BSW). Los resultados muestran una variabilidad considerable en las propiedades de los crudos, lo que requiere la aplicación de técnicas diferenciadas de recuperación, como la deshidratación y desulfuración in situ. Se identificaron riesgos debido a la liberación continua de hidrocarburos, especialmente en áreas cercanas a zonas pobladas y cuerpos de agua. Para mitigar estos impactos, se propone implementar tecnologías de biorremediación y un monitoreo constante. El estudio busca optimizar el aprovechamiento técnico de los hidrocarburos, garantizando la sostenibilidad del proceso mediante la integración de criterios técnicos, económicos y de seguridad, promoviendo una explotación eficiente y responsable. Descripción : The present study develops a comprehensive plan for the sustainable exploitation of the atypical natural hydrocarbon seeps in the Pacoa and Gustavo Galindo fields, located in the province of Santa Elena, Ecuador. These seeps, which contain both light and heavy crude oils, offer significant economic opportunities for the oil industry but also present important technical challenges. The work is based on the study of hydrocarbons in four main seeps (Valparaíso, Cautivo, Megaterio 1, and Megaterio 2), analyzing parameters such as API gravity, viscosity, sulfur content, and the percentage of water and sedimentary solids (BSW). The results show considerable variability in the properties of the crude oils, which requires the application of differentiated recovery techniques, such as in-situ dehydration and desulfurization. Risks were identified due to the continuous release of hydrocarbons, especially in areas close to populated zones and water bodies. To mitigate these impacts, it is proposed to implement bioremediation technologies and constant monitoring. The study aims to optimize the technical exploitation of hydrocarbons, ensuring process sustainability through the integration of technical, economic, and safety criteria, promoting efficient and responsible exploitation. 2024-09-01T00:00:00Z