Diseño y economía de la electrificación del campo de producción Barrancos en Petróleos del Perú - Ono

Abstract

En los campos de producción de petróleo del noroeste peruano el sistema de levantamiento artificial más popular es el de bombeo mecánico tipo balancín. En 1974 de un total de 2170 pozos en producción, 1580 (73%) producían con este sistema, de los cuales, 1280 eran accionados por máquinas a gas de 9 a 42 HP y 300 por motores eléctricos de corriente alterna de 3 a 25 HP, produciendo un total de 26, OOO barriles de petróleo por día, que representaba el 78.5 % de la producción de petróleos del Perú en el Nor-Oeste. Para optimizar las operaciones de producción, reduciendo costos de inversión, de operación y gastos de mantenimiento, Petróleos del Perú, progresiva mente ha electrificado pozos ubicados en áreas cercanas a campos ya electrificados, aprovechando energía eléctrica disponible. Sin embargo, después del año 1972, la extensión de proyectos de electrificación fue forzosamente suspendida, debido a la falta de disponibilidad de energía eléctrica. Este hecho sumado a la escasez en el mercado mundial de motores a gas de baja potencia y a la necesidad operativa de reactivar pozos de producción marginal, llevó a Petroperú, en el año de 1971 a concebir la idea de electrificar el campo de producción de Barrancos, utilizando como central eléctrica un generador eléctrico portátil de 135 Kw., para servir a 21 pozos de dicha zona. El éxito técnico económico logrado con este proyecto justificó plenamente la electrificación de otras áreas, como las de carrizo, yegua, hualtacal, donde 70 pozos han sido electrificados. El campo de producción Barrancos está ubicado en un área de producción primaria, distante 70 Km. al norte de la ciudad de Talara, veintiún pozos de este reservorio, que operaban con unidades de bombeo accionadas por motores a gas de 10 a 32 HP fueron seleccionados para electrificarlos. La producción total de estos pozos era de 365 barriles de petróleo por día con una relación gas petróleo de 600 pies cúbicos por barril y una profundidad promedia de 3,365 pies. La construcción del proyecto empezó en Setiembre de 1974 y terminó en Enero de 1975, habiendo alcanzado una tasa de rentabilidad de 49% DCF.