624 FIGEMPA: Investigación y Desarrollo 1390-7042 2602-8484 Universidad Central del Ecuador Ecuador revista.figempa@uce.edu.ec 6242793003 Artículos Aprovechamiento del gas asociado en plataformas petroleras, caso de estudio campo Sacha USE OF ASSOCIATED GAS IN OIL WELL PADS, STUDY CASE SACHA FIELD https://orcid.org/0000-0001-7112-7664 Cusanguá Cisneros Yéssica Ximena jxcusangua_@hotmail.com https://orcid.org/0000-0002-6928-5687 Sánchez Moncayo Helen Marcela sanchezhelen96@gmail.com https://orcid.org/0000-0003-0522-5383 Calva Sánchez Lilian Marilyn lilianmarilyn@gmail.com https://orcid.org/0000-0002-1012-1207 Salazar Analuisa Bryan Andrés bandressalazar@gmail.com Mantilla Rivadeneira Atahualpa Vladimir awmantilla@uce.edu.ec Ingeniera de Petróleos. Consultora independiente Privada Ecuador Ingeniera de Petróleos. Consultora independiente Privada Ecuador Ingeniera de Petróleos. Consultora independiente Privada Ecuador Ingeniero de Petróleos. Consultor independiente Privada Ecuador Magister en Dirección de Empresas, Docente de la Universidad Central del Ecuador Universidad Central del Ecuador Ecuador Agosto-Diciembre 2021 12 2 26 36 03 05 2021 08 11 2021 https://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0/ Esta obra está bajo una Licencia Creative Commons Atribución-NoComercial 4.0 Internacional. Resumen

En la región amazónica del Ecuador en muchas plataformas petroleras el gas asociado no es aprovechado, quemándolo, suscitando problemas ambientales, conflictos socioambientales, pérdida de energía y emisiones no controladas de CO2. El objetivo del presente estudio fue aprovechar el gas para la generación de energía eléctrica de cualquier plataforma petrolera en la que se requiera realizar la optimización; el caso de estudio fue para el campo Sacha ubicado en la región Amazónica del Ecuador, mediante el cambio de parámetros operativos, para el manejo del gas desde una plataforma de producción hasta una estación central utilizando el sistema de levantamiento artificial disponible. Mediante la recopilación de información del yacimiento, diseño de equipos electrosumergibles instalados y facilidades de superficie; se establecieron dos escenarios de simulación, en el primer escenario se ajustaron diseños actuales de fondo y superficie en función de la presión requerida en cada plataforma; en el segundo escenario mediante sensibilidades de hidráulica, ajuste y rediseño de equipos electrosumergibles, se realizó la hidráulica definiendo el nuevo valor de presión necesaria en cada plataforma, y con este valor de presión se ajustó cada uno de los diseños de las bombas electrosumergibles. Para el gas proveniente por el espacio anular se consideró comprimirlo, redireccionándolo a la línea de producción con la nueva presión requerida. Al aprovechar el volumen de gas 2.006 MSCFD para un período de 6 años, se tendría un ahorro de $5’935.120 en generación eléctrica y por venta de bonos de carbono, dejando de emitir 241.121 Ton de CO2.

 Abstract

Ecuadorian’s Amazon region in several oil well PADs the associated gas is burned causing environmental problems, socio-environmental conflicts, loss of energy and uncontrolled emissions CO2. The objective of this study was to take advantage of gas to generation electric energy from any oil PAD in which optimization is required. The study case was for the Sacha field located in the Ecuadorian’s Amazon, through the change operating parameters, for the management of gas from an oil PAD to production station using the available artificial lift system. Through the collection of information on the reservoir, design of installed electrosumersible equipment and surface facilities two simulation scenarios were established. In the fist scenario, current bottom and surface designs were adjusted according to the required pressure in each oil PAD. In the second scenario by means of hydraulic sensitivities, adjustment, and redesign of electrosumersible equipment, the hydraulics were carried out by defining the new pressure value required in each oil PAD and with this pressure value each of the designs of the electrosumersible pumps was adjusted. For the gas coming through the annular space, it was considered to compress it, redirecting it to the production line with the new pressure required. The volume gas advantage was the 2.006 MSCFD for a period of 6 years, there would be a saving of $ 5’935.120 in electricity generation and the sale of carbon credits stopping 241.121 tons of CO2.

 Palabras clave bonos de carbono gas generación eléctrica medio ambiente optimización Keywords carbon credits gas environment optimization electric generation <bold>Introducción</bold>

Según Paganini (2018) “las viejas instalaciones petroleras son responsables de más del uno por ciento de las emisiones de CO2”.

De acuerdo Ayuso (2018) cada año se queman mundialmente más de 5,28 billones de pies cúbicos lo que equivale a 4% del gas total producido.

En las zonas donde se quema el gas diariamente se produce lluvias ácidas, afectando a la población y biodiversidad. (Paganini, 2018, p.2).

El gas asociado en función de su caracterización y poder calorífico una vez acondicionado puede ser utilizado en: generación eléctrica, gas blanket y proyectos de recuperación avanzada (IOR).

De acuerdo con Petroamazonas EP (2020), se estimó en promedio la quema de 8.930 MSCFD únicamente para el campo Sacha.

Los bonos de carbono son un mecanismo financiero internacional, cuyo fin es reducir los gases de efecto invernadero disminuyendo en parte los impactos negativos sobre la humanidad, recursos naturales y la economía. (Díaz, 2016, p.14)

En cuanto a la industria petrolera, Ecuador tuvo sus inicios con la venta de bonos de carbono en el año 2011 al recibir 20 millones de dólares de la ONU en reconocimiento a la iniciativa de la estatal Petroamazonas EP para reutilizar el gas obtenido durante el proceso de extracción de crudo en la generación eléctrica en el campo Edén Yuturi. (Álvarez y Ocapana, 2015, p.5)

El presente estudio se aplicó al campo Sacha considerando el aprovechamiento de gas asociado en las plataformas: 420, 410 y 310, direccionando el fluido multifásico hacia la estación Sacha Sur, ubicada a 9 Km de la plataforma más distante, esta estación tiene un aporte de producción de petróleo aproximadamente de 27.160 BPPD, representando el 40% de la producción total del campo. (ARC,2021,p.1)

En la Fig.1 se visualiza las distancias y el número de pozos por cada plataforma.

Distancias entre plataformas Figura 1 Distancias entre plataformas Área de Operaciones - Petroamazonas EP, 2020

Al momento todo el gas de las plataformas (2.006 MSCFD) es quemado, por lo cual existe la oportunidad de optimizar los recursos disminuyendo la contaminación que provoca afectaciones directas al medio ambiente y comunidades aledañas, aprovechando la energía no utilizada.

 <bold>Metodología</bold>

El tipo de estudio fue analítico porque se analizó información y datos estadísticos del manejo, uso y quema del gas; descriptivo porque se describieron las facilidades instaladas y se realizó el diseño de nuevas facilidades y nuevos parámetros operacionales para equipos electrosumergibles, el presente estudio se desarrolló en base a las siguientes objetivos:

Reducir la contaminación y emisión de CO2.

Optimizar económicamente el manejo y utilización del gas asociado para generación eléctrica.

Realizar ajustes hidráulicos y rediseños de equipos electrosumergibles instalados.

Etapas del estudio

Recopilación de información

Los datos utilizados para el desarrollo del estudio fueron los siguientes:

Producción (diaria, histórico, declinación).

Fluidos (Datos PVT, API, cromatografía, caracterización fisicoquímica).

Pozos (Diagramas mecánicos, historiales de workover).

Facilidades fondo (diseños de BES, curvas de comportamiento).

Facilidades superficie (topografía, planos de plataformas y líneas de tubería, datos de presión y curvas de comportamiento de bombas de transferencia, capacidad de tanques y botas de gas).

Primer escenario de simulación

Para el desarrollo de este escenario se consideró condiciones actuales de las bombas electrosumergibles y facilidades de producción. El procesamiento de datos en el software tomó en cuenta los siguientes criterios

Simulación en fondo con datos de reservorio, producción, fluido y bombas electrosumergibles (análisis nodal de los 23 pozos de estudio).

Simulación en superficie con presiones de reservorio como datos de entrada, datos topográficos y operativos de facilidades de superficie (análisis nodal de red en superficie).

Variación de valores simulados y reales

Validación de resultados utilizando margen de error de ±10%.

Segundo escenario de simulación

Este escenario tuvo por objeto utilizar únicamente la energía de los sistemas de levantamiento artificial para el transporte del fluido a la facilidad central de producción, sin considerar las facilidades en superficie que conlleva a la quema de gas.

Se consideró como base al primer escenario de simulación.

Simulación con caudales de producción como datos de entrada para obtener presiones de cabeza bajo nuevas condiciones.

Ajuste y sensibilidad del sistema de levantamiento artificial por pozo

Al verificar que el diseño de los equipos instalados es adecuado considerando potencia y número de etapas, se realizaron sensibilidades para el manejo del mismo volumen de producción incrementando la frecuencia para el nuevo escenario de presión requerido en superficie.

Se realizaron variaciones de frecuencias de los equipos electrosumergibles tomando en cuenta lo siguiente:

Rango óptimo de frecuencias para mantener la producción de los pozos.

Análisis de las curvas oferta y demanda óptimas.

Corrección de caudales según margen de error.

Rediseño de sistema de levantamiento artificial

Los equipos electrosumergibles, que no cumplan el requerimiento de presión de cabeza y/o producción deberán ser rediseñados en función de la potencia requerida y de la optimización, considerando lo siguiente:

Configuración y tipo de bomba.

Potencia de motor requerido.

Dispositivos de fondo para manejo de gas.

Análisis del gas en el anular

Partiendo del GOR, Pb, BSW y productividad de pozos se obtiene la producción de gas libre y gas en solución que es básico para el diseño del sistema de levantamiento artificial en función de la presión de intake definida en el gerenciamiento del reservorio.

En yacimientos donde la Pr es igual o menor a la Pb, para el sistema de levantamiento artificial con equipos BES se utilizan dispositivos definidos como manejadores de gas Advanced Gas Handler (AGH) y separadores de gas.

Las eficiencias de los separadores de gas variaron entre 23,98% a 90% en función de los diseños básicos (BOD) para cada una de las BES.

Las presiones de succión, descarga y caudal de gas de cada plataforma fueron requeridos para obtener la potencia de cada compresor.

Análisis hidráulico de tubería

Se debe verificar la integridad de la tubería para el manejo adecuado del gas, tomando en cuenta:

División de la tubería en tramos.

Comportamiento de la retención del líquido.

Comportamiento del radio de velocidad erosional.

Análisis económico

Evaluación del aprovechamiento del gas en la generación eléctrica.

Determinación de vigencia del estudio en base a pronóstico de producción de gas.

Estimación de toneladas de CO2 utilizando cromatografía de gas.

Análisis del mercado de bonos de carbono.

Análisis de ahorro en costo operativo.

Determinación de cantidad de gas aprovechado.

El proceso se describe en el diagrama de flujo indicado en la Figura 2.

Diagrama de flujo Figura 2 Diagrama de flujo

<bold>Análisis de resultados</bold>

Este caso de estudio tuvo por objeto optimizar el aprovechamiento de gas evitando su quema y utilizándolo para la generación eléctrica, proponiendo un escenario en el que los sistemas de levantamiento artificial definidos por BES entregarán la potencia necesaria para el transporte de los fluidos producidos desde las plataformas hacia la estación Sacha Sur.

Primer escenario de simulación

El primer escenario realizado a condiciones actuales para cada pozo de las plataformas 420, 410, y 310 del campo Sacha, se evidencia el ajuste en la tabla 1, existiendo un error en promedio de 6,3%. En la Fig. 3 se visualiza la configuración actual de cada una de las plataformas.

Para las bombas de transferencia se utilizó el ajuste de presión presentado en la tabla 2, existiendo un error promedio de 5,7% validando el escenario de simulación.

Segundo escenario de simulación

Esta simulación fue llevada a cabo tomando en cuenta las producciones reales de los pozos de estudio, de tal forma que los resultados proporcionaron las presiones de cabeza óptimas para que el fluido (agua, petróleo y gas) pueda ser transportado desde las diferentes plataformas hasta la estación Sacha Sur utilizando la energía suministrada por los motores de las bombas electrosumergibles, propuesta definida en la Fig. 4.

Los resultados del segundo escenario indican que las distancias de ubicación de las diferentes plataformas influyen de manera proporcional con los valores de presión de cabeza obtenidos en la simulación, de modo que, la plataforma 420 siendo la más alejada requiere un aumento de 200 psig; la plataforma 410 de 160 psig; y la plataforma 310, la más cercana a la estación Sur, de 100 psig. (Ver tabla 3)

Sensibilidad de los equipos BES

Los 23 pozos de análisis fueron sometidos a sensibilidades con el fin de determinar la frecuencia de operación óptima de los equipos BES, con las cuales se logrará mantener la producción de las tres plataformas (9.637 BFPD) bajo las nuevas condiciones de presión de cabeza definidas en el segundo escenario de simulación.

El análisis de sensibilidad demostró que 21 pozos logran mantener el caudal subiendo las frecuencias de operación (ver tabla 4); sin embargo, como lo indican las figuras 5 y 6 los equipos de fondo de los pozos SCH-420, y SCH-422 no permiten hacer el ajuste para el incremento de frecuencia, generando pérdidas de producción de alrededor de 609 BFPD.

Rediseño de sistemas de levantamiento artificial

Para mantener la producción bajo las nuevas condiciones de presión en cabeza, los equipos BES de los pozos SCH-420, y SCH-422 que no suministraron la suficiente energía fueron sometidos a un rediseño utilizando el software que ayudó a establecer el número de etapas necesarias para vencer las nuevas presiones de cabeza, manteniendo el mismo tipo de bomba y potencia de motor. En la tabla 5 se describe las etapas que fueron determinadas mediante simulación para el rediseño.

Análisis del gas en el anular

En los diseños actuales de los equipos electrosumergibles se utilizan manejadores de gas como Advanced Gas Handler (AGH) y separadores de gas.

En la tabla 6 se describe el número de pozos con las completaciones instaladas actualmente para el manejo de gas.

El gas libre proveniente de los dispositivos de fondo en las tres plataformas se estima en un total de 1.300 MSCFD, este gas producido por el espacio anular se recolectará en cada plataforma por medio de un colector de 3,5 inch direccionándolo hacia un scrubber, en donde se separa el gas de los condensados para direccionarlo hacia un compresor; una vez comprimido el gas retornará a la línea de producción general de la plataforma. Mientras que el gas restante 614 MSCFD manejado por los equipos BES será bombeado en solución desde los pozos a través de la línea de producción.

En la tabla 7 se visualiza los datos actuales para diseño y la potencia requerida para la implementación de compresores rotativos de alta presión

Análisis hidráulico de tubería

La cantidad de gas que se deja de quemar en las plataformas será transportada por las líneas de producción hasta la estación donde será aprovechado en la generación de energía; para conocer si la tubería cumplía con los requerimientos necesarios se analizó la retención de líquido y el radio de velocidad erosional.

La gráfica de retención de líquido muestra que el gas se encuentra en solución, ya que al no encontrarse entre los valores límites de 0 (líquido) y 1 (gas), no se evidencia presurización en la línea. (Ver figuras 7-8)

En la tabla 8 se muestra los resultados del radio de velocidad erosional, en donde se establece que al estar bajo los márgenes permitidos (EVR < 0,8) el gas no afecta la integridad de la tubería generando erosión.

Análisis económico

Luego de haberse llevado a cabo el estudio técnico y analizar el escenario propuesto, fue importante evaluar económicamente el aprovechamiento del gas que no se quemará en las plataformas.

Para el análisis económico se consideró el uso total del gas producido, inversión en facilidades de superficie (3 compresores, 4 generadores de gas), venta de equipos instalados (bombas, separadores, tanques y mecheros) y costos operativos y de mantenimiento.

Producto de la generación eléctrica con el gas aprovechado, se obtiene un costo 0,06 USD/kWh (calculado), considerando que el costo referencial industrial establecido por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad del Ecuador es de 0,091 USD/kWh, obteniendo un ahorro del 37% por cada kWh.

Además, se tomó en cuenta la venta de bonos de carbono a un costo de 5 USD/CO2 como se indica en la tabla 9.

La proyección económica del presente estudio fue realizada para 6 años, determinando un ahorro 5’935.120 USD.

Resultados primer escenario de simulación Tabla 1 Resultados primer escenario de simulación
Plataforma Pozo Caudal real (STB/D) Caudal simulación (STB/D) Error (%)
420 SCHAJ-420TI 541 487 9,85
SCHAJ-421UI 186 182 1,77
SCHAJ-422TI 464 473 -2,12
SCHAJ-423TI 721 792 -9,90
SCHAJ-424UI 447 482 -8,00
SCHAJ-425UI 294 301 -2,50
SCHAJ-427TI 436 392 10,00
SCHAJ-428TI 334 326 2,31
410 SCHAI-410TI 292 315 -8,10
SCHAI-412UI 640 703 -10,00
SCHAI-413UI 272 294 -8,32
SCHAI-414TI 565 601 -6,41
SCHAI-415TI 832 779 6,31
310 SCHAB-310HS 293 300 -2,65
SCHAB-311TI 97 94 2,45
SCHAB-312TI 708 756 -6,80
SCHAB-313BT 186 175 5,81
SCHAB-314HS 608 671 -10,00
SCHAB-316UI 293 277 5,31
SCHAB-317UI 476 467 1,83
SCHAB-319UI 225 245 -9,18
SCHAB-322TI 259 280 -8,17
SCHAB-341UI 468 498 -6,46

Error calculado presiones de bombas Tabla 2 Error calculado presiones de bombas
Plataforma Gas residual (MSCFD) Presión real (Psig) Presión simulada (Psig) Error (%)
420 1,34 100 97 2
410 6,46 75 82 -10
310 0,0042 200 183 8

Diagrama de condiciones actuales Figura 3 Diagrama de condiciones actuales

Diagrama escenario propuesto Figura 4 Diagrama escenario propuesto

Presiones requeridas en manifold segundo escenario Tabla 3 Presiones requeridas en manifold segundo escenario
Plataforma Presión actual (Psig) Presión simulada (Psig)
420 45 246
410 40 200
310 60 160

Resultados análisis sensibilidad Tabla 4 Resultados análisis sensibilidad
Pozo Frecuencia actual (Hz) Frecuencia propuesta (Hz) Caudal corregido (BFPD)
SCHAJ-420TI - - -
SCHAJ-421UI 52 56 205
SCHAJ-422TI 64,5 65 387
SCHAJ-423TI 58 61 702
SCHAJ-424UI 71 71 422
SCHAJ-425UI 56 59 298
SCHAJ-427TI 60 64 484
SCHAJ-428TI 51,5 55 335
SCHAI-410TI 58 64 291
SCHAI-412UI 54 56 643
SCHAI-413UI 55 58,5 282
SCHAI-414TI 57 60 535
SCHAI-415TI 58 60 835
SCHAB-310HS 48 48 276
SCHAB-311TI 50,5 56 99
SCHAB-312TI 63,5 65 728
SCHAB-313BT 62 65 186
SCHAB-314HS 55 57 572
SCHAB-316UI 57 60 307
SCHAB-317UI 60 62 503
SCHAB-319UI 63 64 221
SCHAB-322TI 47,5 53 249
SCHAB-341UI 52 54 459
TOTAL 9.028

Sensibilidad pozo SCH-420 Figura 5 Sensibilidad pozo SCH-420

Sensibilidad pozo SCH-422 Figura 6 Sensibilidad pozo SCH-422

Resultados del rediseño de equipos BES Tabla 5 Resultados del rediseño de equipos BES
Pozo BES Instalada Etapas actuales Etapas sugeridas
SCH- 420 RC 1.000 300 420
SCH-422 NHV(790-1.000)H 456 466

Completación de pozos de estudio Tabla 6 Completación de pozos de estudio
Completación Pozos
Manejador + Separador 4
Separador de gas 19
Total 23

Resultados diseño de compresores Tabla 7 Resultados diseño de compresores
Plataforma Qg MSCFD Ps psig Pd psig P HP
310 481 45 160 30-45
410 391 45 200 30-45
420 520 45 246 70

Curva retención de líquido vs. distancia línea 4 pulgadas Figura 7 Curva retención de líquido vs. distancia línea 4 pulgadas

Curva retención de líquido vs. distancia línea 6 pulgadas Figura 8 Curva retención de líquido vs. distancia línea 6 pulgadas

Resultados análisis de radio de velocidad erosional Tabla 8 Resultados análisis de radio de velocidad erosional
Tramo Diámetro (pulgadas) Caudal (BFPD) EVR (%)
Plataforma 420- losa de válvulas 6 3.423 0.17
Plataforma 410- losa de válvulas 4 2.601 0,31
Plataforma 310- Estación Sur 6 9.637 0,73

Resultados análisis económico Tabla 9 Resultados análisis económico
Ítem Cantidad Unidad
Ahorro por indemnizaciones ambientales 244.545 USD
Gas aprovechado durante 6 años 1’903.110 MSCF
Ahorro por costo operativo 37 %
Ton CO2 no emitidas 241.121 Ton
Ventas de Bonos de carbono 1’205.600 USD

<bold>Discusión</bold>

Las operaciones en la industria petrolera se realizan bajo un marco legal sustentado por el Reglamento Ambiental de Actividades Hidrocarburíferas del Decreto No. 1215 que contempla normas de sostenibilidad, prevención y cuidado medioambiental en el Ecuador

Bajo este concepto y tomando en cuenta las fuertes afectaciones tanto ambientales como sociales que genera la quema de gas en los mecheros, el estudio realizado demostró que se puede aprovechar el gas asociado de tres plataformas en la generación eléctrica.

La propuesta del estudio, de evitar la quema de gas en cada una de las plataformas mediante el transporte de todo el gas libre y en solución desde cada una de las plataformas hasta la estación central de producción Sacha Sur en conjunto con la producción de petróleo y agua mediante la potencia de los motores de los equipos electrosumergibles instalados, permite la no contaminación del medio ambiente como lo señala Paganini (2018), utilizándolo para generación eléctrica.

De la simulación realizada se requiere el incremento de presión de cabeza en cada uno de los pozos, para que de esta manera ecualizando presiones los equipos electrosumergibles lleguen a la producción actual en función del incremento de frecuencia.

El aprovechamiento de gas evita emisiones de CO2 a la atmósfera que bajo un mecanismo de desarrollo limpio puede ser vendido como bonos de carbono, generando beneficios económicos según lo establecido por Díaz (2016). Además, dejando de quemar gas en las diferentes plataformas, se logra un ahorro por pago de indemnizaciones a las comunidades aledañas como consecuencia de daños ambientales, en función en lo establecido en el Acuerdo Interministerial N° 001.

Con esta referencia, el proyecto demostró que puede generar un ahorro de $ 5.935.120 por el uso del gas en la generación eléctrica, evitando las emisiones de 241.121 Ton de CO2 durante los 6 años de vigencia.

<bold>Abreviaturas y acrónimos</bold>

API: Instituto Americano del Petróleo

BES: Bomba electrosumergible

BFPD: Barriles de fluido por día

BSW: Agua y sedimentos CPF: Facilidad Central de Producción

EVR: Radio de velocidad erosional

GOR: Relación gas petróleo

Inch: Pulgadas

MSCFD: Miles de pies cúbicos estándar por día.

P: Potencia

Pb: Presión de burbuja

Pr: Presión de reservorio

Ps: Presión de succión

Pd: Presión de descarga

PVT: Presión, volumen y temperatura

Qg: Caudal del gas

Ton: Tonelada

 <bold>Conclusiones</bold>

La hidráulica desarrollada para el escenario propuesto demuestra que se requiere un aumento de presiones de cabeza de 200, 160 y 100 psig para las plataformas 420, 410 y 310 respectivamente.

Se realizaron los ajustes con el nuevo valor de presión para los 23 equipos BES instalados, 21 equipos cumplen el requerimiento de producción, incrementando 4 Hz en promedio y dos equipos no cumplen el requerimiento por lo cual se deberá rediseñar los equipos con motores de mayor potencia, para mantener el nivel de producción.

La producción total de gas 2.006 MSCFD, proveniente por medio del espacio anular de 1.392 MSCFD y del gas libre y gas en solución por medio de las bombas electrosumergibles 614 MSCFD, será aprovechada para generación eléctrica en la estación Sacha Sur.

Para el manejo del gas proveniente del espacio anular 1.392 MSCFD, se deberá implementar el uso de compresores para comprimir desde 50 - 270 psig, con una potencia de 30 - 45 HP para cada compresor en cada una de las plataformas.

De ser implementado el estudio la integridad de las líneas de producción no se verá afectada por la presencia de gas, de acuerdo con los resultados de EVR con valores inferiores a 0,8 y retención de líquido.

El aprovechamiento de 2.006 MSCFD producidos en las tres plataformas de estudio generará un ahorro de $5’935.120 por generación eléctrica y venta de bonos de carbono, evitando las emisiones de 241.121 Ton de CO2.

<bold>Recomendaciones</bold>

Realizar la simulación de flujo multifásico considerando el volumen líquido y gaseoso en el cabezal de cada pozo y el gas comprimido.

En caso de que los compresores lleguen a fallar se debe tener la alternativa para manejo del gas, mediante un compresor de reserva o la quema puntual del gas hasta la reparación del compresor.

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