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GENERANDO SOSTENIBILIDADEN EL ÁMBITO DE LA ENERGÍA
NO RENOVABLE
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N
South America
ECUADOR
Región Amazonica, Ecuador
ESCENARIO QUE OBLIGA A CONTINUARCON EL CAMBIO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA
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PLAN NACIONAL PARAEL BUEN VIVIR
(SENPLADES)
PLAN DE SECTORESESTRATEGICOS (MICSE)
PLAN MAESTRO DEHIDROCARBUROS
(MRNNR)
PETROAMAZONAS/PROYECTOOGE&EE
· Objetivo 7, Politica 7.7 y 7.10· Objetivo 10, Politica 10.1· Objetivo 11, Politica 11.1
· Soberania Energetica· Cambio de Matriz Energetica· Cambio Matriz Productiva
· Optimización Gas Asociado· Incrementar volumen neto de Petroleo
· Eliminar el uso de Diesel para Generación Electrica· Incrementar producción de GLP
· Garantizar Energia Electrica conable de menor costo· Reducir la huella de carbono por barril de Petroleo producido· Innovación Tecnologica· Ser referente a nivel nacional e internacional dentro de la industria
EL PROYECTO DEOPTIMIZACIÓN GENERACIÓN ELÉCTRICA
Y EFICIENCIA ENERGÉTICA (OGE&EE)
ES PARTE DE LA POLÍTICA ENERGÉTICA DEL ESTADO
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MATRIZ ENERGÉTICA “SIN” OGE&EE
Generación eléctrica a DIÉSSEL (kW)
Generación eléctrica a GAS antes del proyecto OGE&EE (kW)
Generación eléctrica a CRUDO antes del proyecto OGE&EE (kW)
Notas:1. El escenario "SIN" Proyecto OGE&EE incluye facilidades de generación eléctrica a Gas y Crudo instaladas por Operadoras Petroleras Privadas y facilidades de generacióneléctrica instaladas anteriormente en el Bloque 18 (turbinas de vapor a Gas/Crudo y generador MAK a Crudo).2. La demanda eléctrica del SEIP-E se basa en el Escenario de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE) 2014 con un volumen pico de petróleo de 570,000 BBL/d más la proyección dedemanda eléctrica necesaria para la operación de los consorcios dentro de los campos de PETROAMAZONAS EP, considerando un volumen incremental de petróleo de 130,000BBL/d.
3. La proyección de demanda eléctrica del Escenario de la SHE se diferencia del Escenario Inversión Baja del estudio Wood Mackenzie - MRNNR en: i) El Escenario SHE 2014 incluyeITT, Inversión Baja WM-MRNNR no incluye ITT, ii) El Escenario SHE no considera IOR (Improved Oil Recovery), el Escenario Inversión Baja WM-MRNNR incluye IOR.
MATRIZ ELÉCTRICA PARA CUBRIR LA DEMANDA DEL SISTEMA ELÉCTRICOINTERCONECTADO PETROLERO EXTENDIDO (SEIPE)
“SIN” EL PROYECTO OGE&EE
412,693
343,605
42,89826,189
438,118
371,415
42,89823,806
452,192
387,285
42,89822,010
474,874
411,496
42,89820,481
501,296
439,868
42,89820,481
524,149
464,316
42,89816,934
538,055
479,443
42,89815,713
542,119
484,618
42,89814,603
546,127
489,699
42,89813,5300
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
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MATRIZ ENERGÉTICA “CON” OGE&EE
Notas:1. El escenario "CON" Proyecto OGE&EE considera la importación de hasta 200 MW de energía hidroeléctrica proveniente delSistema Nacional Interconectado (Red Nacional) a partir del año 2017. De acuerdo al CONELEC, se ha considerado para elSEIP-E máximo 100 MW en demanda punta más un incremento en la transferencia de energía cuando las condicioneshidrológicas así lo permitan.2. El escenario "CON" Proyecto OGE&EE incluye facilidades de generación eléctrica a Gas y Crudo instaladas por OperadorasPetroleras Privadas y facilidades de generación eléctrica instaladas anteriormente en el Bloque 18 (turbinas de vapor aGas/Crudo y generador MAK a Crudo).3. La demanda eléctrica del SEIP-E se basa en el Escenario de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE) 2014 con un volumen picode petróleo de 570,000 BBL/d más la proyección de demanda eléctrica necesaria para la operación de los consorcios dentrode los campos de PETROAMAZONAS EP, considerando un volumen incremental de petróleo de 130,000 BBL/d.4. La proyección de demanda eléctrica del Escenario de la SHE 2014 se diferencia del Escenario Inversión Baja del estudioWood Mackenzie - MRNNR en: i) El Escenario SHE incluye ITT, Inversión Baja WM-MRNNR no incluye ITT, ii) El Escenario SHEno considera IOR (Improved Oil Recovery), el Escenario Inversión Baja WM-MRNNR incluye IOR.
MATRIZ ELÉCTRICA PARA CUBRIR LA DEMANDA DEL SISTEMA ELÉCTRICOINTERCONECTADO PETROLERO EXTENDIDO (SEIPE)
“CON” EL PROYECTO OGE&EE
Generación eléctrica a CRUDO del proyecto OGE&EE (kW)
Generación eléctrica a GAS del proyecto OGE&EE (kW)
Generación eléctrica a GAS antes del proyecto OGE&EE (kW)
Generación eléctrica a DIÉSSEL (kW)
Generación eléctrica a CRUDO antes del proyecto OGE&EE (kW)
Generación hidroeléctrica desde la Red Nacional (kW)
412,693
241,231
42,898
74,120
26,18936,584
438,118
214,317
42,898
82,658
23,806
74,441
457,192
120,699
42,89837,500
129,905
22,010
99,181
474,874
52,739
42,898
100,000
129,905
20,481
115,478
501,296
45,735
42,898
129,167
143,279
18,531
121,687
524,149
28,557
42,898
164,583
143,279
16,934
127,897
538,055
33,268
42,898
175,000
143,279
15,713
127,897
542,11913,442
42,898
200,000
143,279
14,603
127,897
546,12718,523
42,898
200,000
143,279
13,530
127,897
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
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EFICIENCIA ENERGÉTICA SE TRADUCE EN UN INCREMENVOLUMEN NETO DE BARRILES EQUIVALENTES DE PETRÓ
BARRILES EQUIVALENTES DE PETRÓLEO (BEP) UTILIZADOS COMO COMBUSTIBLEPARA GENERACIÓN ELÉCTRICA VERSUS DEMANDA ELÉCTRICA
SECTOR PETROLERO ZONA SEIPE
Demanda eléctrica total sector petrolero ZONA SEIP-E(Escenario Inversión Baja Estudio Wood Mackenzie – MRNNR) (MW)
Volumen total de combustibles en BEP para cubrirdemanda eléctrica “SIN” Proyecto OGE&EE
Volumen total de combustibles en BEP para cubrirdemanda eléctrica “CON” Proyecto OGE&EE
Notas:1. El escenario "CON" Proyecto OGE&EE considera la importación de hasta 200 MW de energía hidroeléctrica proveniente del Sistema Nacional Interconectado (Red Nac ional) apartir del año 2017. De acuerdo al CONELEC, se ha considerado para el SEIP-E máximo 100 MW en demanda punta más un incremento en la transferencia de energía cuando lascondiciones hidrológicas así lo permitan.2. El escenario "CON" Proyecto OGE&EE incluye facilidades de generación eléctrica a Gas y Crudo instaladas por Operadoras Petroleras Privadas y facilidades de generacióneléctrica instaladas anteriormente en el Bloque 18 (turbinas de vapor a Gas/Crudo y generador MAK a Crudo).3. La demanda eléctrica del SEIP-E se basa en el Escenario de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE) 2014 con un volumen pico de petróleo de 570,000 BBL/d más la proyecciónde demanda eléctrica necesaria para la operación de los consorcios dentro de los campos de PETROAMAZONAS EP, considerando un volumen incremental de petróleo de130,000 BBL/d.4. La proyección de demanda eléctrica del Escenario de la SHE 2014 se diferencia del Escenario Inversión Baja del estudio Wood Mackenzie - MRNNR en: i) El Escenario SHEincluye ITT, Inversión Baja WM-MRNNR no incluye ITT, ii) El Escenario SHE no considera IOR (Improved Oil Recovery), el Escenario Inversión Baja WM-MRNNR incluye IOR.
23.521
28.361
412,693
21,538
30,519
438,118
16,178
31,751
452,192
11,431
33,630
474,874
10,887
35,833
501,296
9,554
37,730
501,296
9,919
38,904
538,055
8,380
39,306
542,119
8,775
39,701
546,127
00
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000BEP/d kw
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
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EFICIENCIA ENERGÉTICA SE TRADUCE EN UN INCREMDEL VOLUMEN NETO DE BARRILES
EQUIVALENTES DE PETRÓLEO (BEP)
El Proyecto OGE&EE incrementa hasta~ 25,000 BBLs por día.
(SIN FACTOR DE DECLINACIÓN) lo cual es equivalente a:
Un campo que produce100,000 BBLs por día conun factor de declinación
anual de 20%.
PA N A M A X
Un tanquero tipoPANAMAX cada 20 días.
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ALCANCEPROYECTO OGE&EE
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N
ENFOQUE PROYECTO INTEGRALSISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO PETROLERO EXTENDIDO (SEIP-E) 2012 - 2
G Generación (Facilidades en Construcción)G Generación (Facilidades a Licitar)G Generación (Facilidades Adicionales)
S/E Eléctrica en Bloques/Campos (138kV)
S/E Eléctrica en Bloques/Campos (69kV)
S/E Eléctrica en Bloques/Campos (34.5kV)
S/E Eléctrica en Bloques/Campos (13.8kV)
Línea 230kV Aérea Nueva (Transelectric)
Línea 138kV Aérea Nueva (Transelectric)
Línea 138kV Enterrada Nueva (En Evaluación)
Línea 138kV Enterrada Nueva (En Aprobación)
Línea 69kV Aérea Existente
Línea 69kV Aérea Nueva
Línea 69kV Enterrada Nueva
Línea 34.5kV Aérea Existente
Línea 34.5kV Enterrada Existente
Línea 34.5kV Enterrada Nueva
Línea 13.8kV Enterrada Existente
Línea 13.8kV Enterrada Nueva
G Generación (Facilidades Entregadas)
SIMBOLOGÍA
BLOQUES
17
CAMPOS
56
ESTACIONES
66
COMUNIDADES
192
~ 25,000 km2
EXTENSIÓN GEOGRÁFICA
~10% DEL TERRITORIO DE ECUADOREQUIVALENTE A:
40 SHUSHUFINDI NORTE 4,00 GAS GMPU Emergentes
41 SHUSHUFINFI SUROESTE 3,60 GAS GMPU Emergentes
4 2 S AC HA N OR TE 1 3,60 GAS GMPU Emergentes
TOTAL 348,66 ** Con capacidaddeGeneración a Gasy Condensados
30 SHUSHUFINDI CENTRAL 15,00 GAS
3 1 C UYAB EN O 5,00 GAS3 2 S AC HA SU R 15,00 GAS GMPU
33 SHUSHUFINDI CENTRAL 17,10 G AS W art si la 18 V3 4S G
34 BLOQUE 12 - EPF 14,00 G A S / CR UD O F as e 2 NC G Ga s / Cr u do
35 SHUSHUFINDI CENTRAL 6,80 CRUDO MPU Emergentes
3 6 C UY AB ENO 6,80 CRUDO MPU Emergentes
37 SACHA 6,80 CRUDO MPU Emergentes
38 EPF BLOQUE 12 7,20 GAS GMPU Emergentes
3 9 A GU AR IC O 7,20 GAS GMPU Emergentes
14 BLOQUE 18 - ZPF 14,00 C RU DO* * F as e2 NC G
15 BLOQUE 15 - CPF 14,00 C RU DO ** F as e 1 NC G Cr ud o
16 BLOQUE 15 - CPF 3,12 G AS F as e2 NC G G as GE -3 20
17 BLOQUE 15 - PAKASUR 2,08 G AS F as e2 NC G G as GE -3 20
18 SHUSHUFINDI CENTRAL 7,00 GAS Waukesha
1 9 L AG O A GR IO 6,80 CRUDO MPU
20 AUCA SUR 6,80 CRUDO MPU
21 SECOYA 7,00 GAS/ CRUDO Fase2 Cent ral Generac ión
22 BLOQUE 7 - OSO B 13,60 CRUDO MPU
23 DRAGO 7,40 GAS Waukesha
24 PUCUNA 2,00 GAS GMPU
2 5 C UL EBR A 5,00 GAS GMPU
26 AUCA SUR 10,00 GAS GMPU
27 G UA NT A 5,00 GAS GMPU
28 VHR 5,00 GAS GMPU
2 9 S AC HA C EN TR AL 15,00 GAS NCG Gas
GMPU
NCG Gas
FACILIDADESDE GENERACIÓN ENTREGADASY EN CONSTRUCCIÓN / FABRICACIÓNOGE & EE
ITEM ESTACIÓN CAPACIDAD
(MW) COMBUSTIBLE DETALLE
1 BLOQUE 12 - EPF 24,00 G A S / CR UD O F as e 1 NC G Ga s / Cr u do
2 BLOQUE 12 - EPF 15,40 C RU DO ** F as e 1 NC G Cr ud o
3 BLOQUE 12 - EPF 15,40 C RU DO ** F as e 2 NC G Cr ud o
4 BLOQUE 15 - CPF 6,25 G AS F as e1 NC G G as GE -3 20
5 B LO QU E 1 5 - C PF 4,00 GAS Waukesha
6 BLOQUE 15 - LIMONCOCHA 3,75 GAS Waukesha
7 BLOQUE 15 - LIMONCOCHA 4,00 GAS Waukesha
8 BLOQUE 15 - LIMONCOCHA 2,40 GAS Waukesha
9 BLOQUE 15 - YAMANUNKA 2,08 GAS Gas GE-320
10 BLOQUE 15 - PAKASUR 2,08 G AS F as e1 NC G G as GE -3 20
11 SECOYA 11,00 GAS/ CRUDO Fase1 Cent ral Generac ión
12 BLOQUE 18 - ZPF 7,00 C RU DO* * F as e1 NC G
13 BLOQUE 12 - EPF 15,40 C RU DO ** F as e 3 NC G Cr ud o
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RESULTADOS RELEVANTES
PROYECTO OGE&EE
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~USD 1,200,000,000
INVERSIÓN TOTAL
~USD 500,000,000
INVERTIDO HASTASEPTIEMBRE 2014
LOS INDICADORES DEL PROYECTO SUSTENTAN ESTRUC
UN FINANCIAMIENTO DE 400 MILLONES(DE LOS 700 MILLONES POR EJECUTAR)
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BASES Y CRITERIOS ECONÓMICOS
Bases y Criterios Económicos Plan de Desarrollo OGE&EE 2013 - 2017
RELACIÓN AHORRO ACUMULADO VS. INVERSIÓN ACUMULADAESCENARIO PESIMISTA SECRETARÍA DE HIDROCARBUROS
SIN FINANCIAMIENTO SISTEMA 138 kV$9,000,000,000.00
$8,000,000,000.00
$7,000,000,000.00
$6,000,000,000.00
$5,000,000,000.00
$4,000,000,000.00
$3,000,000,000.00
$2,000,000,000.00
$1,000,000,000.00
$0.00
2 0 0 9
2 0 1 0
2 0 1 1
2 0 1 2
2 0 1 3
2 0 1 4
2 0 1 5
2 0 1 6
2 0 1 7
2 0 1 8
2 0 1 9
2 0 2 0
2 0 2 1
2 0 2 2
2 0 2 3
2 0 2 4
2 0 2 5
2 0 2 6
2 0 2 7
AHORRROS INVERSIONES
Punto deEquilibrio
Índice de rentabilidad:3.70 (por cadausd invertido el proyecto retorna envalor presente USD 3.7).Tasa Interna de Retorno (TIR): 49%.Toda la inversión del proyectoOGE&EE se recupera durante el
tiempo de desarrollo y puesta enmarcha del Proyecto, ya que losahorros son escalables desde uninicio.
Nota: Sujeto a cambios en función dei) Recortes Presupuestarios,ii) Actualización de proyecciones deuido y gas, yiii) Restricciones Operativas.
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RESULTADOS ECONÓMICOSAHORROS OBTENIDOS 2009 – SEPTIEMBRE 2014 VS. AHORROS OBJETIVO 2009 - 20
Ahorro Económico Neto(Millones US $)
$30 $57 $66$84 $89
$86
$126$148
$265
$461
$0
$50
$100
$150
$200
$250
$300
$350
$400
$450
$500
2009 2010 2011 2012 2013 Ene-Sep 2014 2015 2016 2017
Millones
Ahorro Económico Bruto(Millones US $)
$45$86 $101 $117 $123
$124
$188
$239
$361
$624
$0
$0
$0
$0
$0
$0
$0
$0
2009 2010 2011 2012 2013 Ene-Sep 2014 2015 2016 2017
RESULTADO 2009 – 2014.AHORRO NETO:
US $412.039.797,46
RESULTADO 2009 – 2014.AHORRO BRUTO:
US $596.384.660,43
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145.96 MW
Potencia Nominal Puesta en
Servicio hastaSeptiembre 2014:
117.30 MW
Potencia Nominal bajoFabricación / Construcción
324.06 MW
Potencia Nominal adicionala ser Instalada:
(generación distribuida con más de20 facilidades de generación).
GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
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149.70 km
Longitud de líneas eléctricasde 13.8 / 35 / 69 kV
instaladas / en construcciónhasta Septiembre 2014
470 km
Longitud de líneas
eléctricas de 138 kV a serinstaladas
519.7 km
Longitud de líneas
eléctricas de 13.8 / 35 / 69kV a ser instaladas
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
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CAPTACIÓN,TRANSPORTE YMANEJO DE GASLongitud de gasoductos a
ser instalados
+100 km
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UNA NUEVA POLÍTICA Y ESTRATEGIA GANAR-GANAR EL ESTADO, LAS COMPAÑIAS Y LAS COMUNIDADES
EcuadorAhorrar hasta US$ 730,000,000 poraño.Reducir inversión total y los costosoperativos.
Compañías PetrolerasReducir costos operativos.
Mejorar disponibilidad/conabilidad.
Incrementar el factor de utilizaciónde las Facilidades para Generaciónde Energía de ~ 30-35% a ~ 70- 75%.
Reducir hasta 800,000 tonsof CO2/año 1.Mitigar impactosambientales locales:reducción del ruido.1. Incluye la reducción de emisiones de CO 2 debido aldesplazamiento de combustibles fósiles en el SEIP-E porenergía hidroeléctrica importada de la Red Nacional.
Económico
S o c i
a l
A m b i e n t a l
Energía sostenible para todos.
Benecios compartidos para:Comunidades / Actores Locales.Estado Ecuatoriano.Compañías Petroleras.
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@petroamazonasEP
Petroamazonas EP
Petroamazonas EP
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ALCANCEPROYECTO OGE&EE
EN BLOQUE 15
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FACILIDADES DE GENERACIÓN YSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
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FACILIDADES DE GENERACIÓN YSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
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FACILIDADES DE GENERACIÓN YSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
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FACILIDADES DE GENERACIÓN YSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
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FACILIDADES DE GENERACIÓN YSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
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FACILIDADES DE GENERACIÓN YSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
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CONSUMO DE DIESEL “CON” Y “SIN” EL PROYECTO OG
OPERACIÓN CENTRAL DEGENERACIÓN A CRUDO
INTERCONEXIÓN ILYP
INTERCONEXIÓN ILYP
INTERCONEXIÓN SEIP-E
26.40628.856 29.113
27.440 26.753 26.15524.027
21.556
15,151
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9
2014
50%
61.540 62.81264.166
24.219 13.025
4.9020
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
2015 2016 2017Consumo de Diesel SIN OGE&EE (gal/d)
Consumo de Diesel CON OGE&EE (gal/d)
61% 79% 92%
CONSUMO DE DIESEL PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA BLOQUE 15 (gal/día)CONSUMO DE DIÉSEL PARA GENERACIÓN
ELÉCTRICA "SIN" Y "CON" EL PROYECTO OGE&EE
SITUACIÓN 2014Una vez puesta en servicio la central de generación acrudo en el CPF Bloque 15 (mediados de mayo 2014), elconsumo de diésel para generación eléctrica se hareducido hasta en un 50% respecto al mes pico deconsumo del mismo año.
SITUACIÓN FUTURACon la interconexión eléctrica ILYP y la interconexión delBloque 15 al SEIP-E se podrá reducir para el año 2017hasta 92% del consumo de diésel comparado con elescenario “SIN” Proyecto OGE&EE.
CONSUMO DE DIESEL “CON” Y “SIN” EL PROYECTO OG
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8/17/2019 OGE&EE Presentación Rev. 7 Diseño
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CONSUMO DE DIESEL “CON” Y “SIN” EL PROYECTO OG
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MAYORINVERSIÓN
MAYORRENDIMIENTO
Nota: El costo de inversión del caso actual, corresponden a la inversión realizada por OGE&EE y por la operadora Anterior
OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO FASE I
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OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO – FASE I“CON” SISTEMA DE COMPRESIÓN Y “SIN” PULMÓN
POZOS DEPRODUCCIÓN
GENERACIÓN COMPRESIÓN
SISTEMA DESEPARACION
TEA
Crudo
Gas
Asociado
Fluido Multifásico
Agua
Gas
Petróleo
Agua
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( M M S C F D
)
Tiempo (minutos)
Comportamiento de Caudal de Gas sin Pulmón
Caudal de gas de separa dores Ca udal de Gas a Generadores
Capacidad Operat iva del Compresor Caudal de gas hacia Tea
OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO FASE II
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OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO – FASE II“CON” SISTEMA DE COMPRESIÓN Y “CON” PULMÓN
POZOS DEPRODUCCIÓN
GENERACIÓN PULMÓN COMPRESIÓN
SISTEMA DESEPARACION
TEA
Crudo
Gas
Asociado
Fluido Multifásico
Agua
Gas
Petróleo
Agua
0
5
10
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0:00:00 0:14:24 0:28:48 0:43:12 0:57:36 1:12:00 1:26:24 1:40:48 C a u d a l d e g a s
( M M S C F D
)
Tiempo (minutos)
Comportamiento de Caudal de Gas sin Pulmón
Caudal de gas de separadores Ca udal de Gas a Gener adores
Capac idad Operat iva del Compresor Caudal de gas hacia Tea
OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO FASE III
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OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO – FASE III“CON” SISTEMA DE COMPRESIÓN, PULMÓN / GASODUCTO
POZOS DEPRODUCCIÓN
GENERACIÓN(Central existente) TRANSPORTE COMPRESIÓN
SISTEMA DESEPARACION(Baja Presión)
(Producción contra tanque)
TEAGasAsociado
Fluido Multifásico
CrudoAgua
Gas
Petróleo
Agua
Gas Asociado(Bajos caudales:inferiores a 300MSCFD)
BLOQUE 15 – INDILLANA
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Área de Generación(antes de OGE&EE)
Área de Generación(después de OGE&EE)
BLOQUE 15 INDILLANAEstación CPF
Área de Generación Inyección de Agua 4 X VHP 7100 (4 MW a Gas)
MODELO ANTERIOR vs. MODELO OGE&EE
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Bloque 61 – AUCACentral de Generación a Diésel
Unidades de generaciónJenbacher GE 320
MODELO ANTERIOR vs. MODELO OGE&EE