Tesis de Petróleos

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Evaluación del procedimiento de perforación en un pozo direccional tipo S de desarrollo en el campo Sacha-oriente ecuatoriano.
(La Libertad, Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-20) Castro Alcívar, Cristopher Nahin; Yagual Pita, Israel Isidro
El presente trabajo de titulación tiene como objetivo, realizar una evaluación mediante los procesos de perforación de un pozo dirección tipo “S” de desarrollo por secciones mediante las prácticas de perforación en el campo Sasha del oriente ecuatoriano. En la sección 16” Durante el trabajo de perforación se adicionó Bicarbonato de sodio para control del ioncalcio, SAPP como dispersante, Soda Ash para combatir contaminación por Anhidrita, New Drill como encapsulador de arcillas, Desco CF como dispersante para mantener la viscosidad del fluido, Terrarate como surfactante para evitar el embolamiento de la broca y como mejorador de ROP, adicionó Pac R y Pac LV para control del filtrado a partir de los 3991 pies, Chemtrol X como agente dispersante y como controlador de filtrado y All Temp como dispersante. Se recomienda el uso de 380 gpm para la perforación del intervalo de 8 ½” e incrementar el mismo a 420 gpm una vez dentro de la formación Hollín. Se recomienda de nuevo esta práctica en caso de necesitar reparaciones del equipo en las que se requiera circular en un solo punto.
Diseño de trayectoria de modelos de pozos direccionales: incremento continuo, Slant, tipo S y horizontal, mediante el desarrollo de un sistema computacional con estimación del potencial.
(La Libertad, Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-20) Buste Utrera, Annabelle Mariela; Cortez Castro, Julio César; Yagual Pita, Israel Isidro
El presente trabajo de titulación se orienta al desarrollo y ejecución de un sistema computacional, el cual se ha realizado mediante el lenguaje de Python, con el objetivo de optimar cálculos matemáticos y diseño de las trayectorias, facilitando una herramienta con la cual los ingenieros de las industrias petroleras enfocado en el área de perforación se apoyen. Con respecto a la metodología, el software mediante módulos de cálculos desarrollados es capaz de calcular las trayectorias, así mismo mostrando la gráficas bidimensionales y tridimensionales, S.E.T.D incluye módulos para la estimación de efectos de la completación. El sistema computacional desarrollado ha implementado una serie de presentaciones de acuerdo a las necesidades que se presenten en los diferentes tipos de proyectos, de tal manera que permita la toma de decisiones. Los resultados obtenidos del software S.E.T.D al ser amplios, promete ser eficiente y preciso en las operaciones, asimismo aumentar la seguridad y la toma de decisiones en la industria. El sistema computacional desarrollado se convierte en una parte importante y representativa, proporcionando eficiencia en la gestión de los proyectos ya sea desde los más básico a lo más complejo, dando un giro impresionante en la unión con las normas tecnológicas y la demanda industrial.
Implementación de cambio de sistemas de levantamiento artificial en pozos de baja producción en Shushufindi campo Aguarico bloque 57.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-19) Avila Reyes, Oscar Josue; Iturralde Kure, Sadi
La tesis evalúa técnica y económicamente la implementación de sistemas de levantamiento artificial (ALS) en el Campo Aguarico, bloque 57, en la cuenca Oriente de Ecuador. Este campo, con 54 años de producción, muestra una declinación significativa en la presión del yacimiento, de 4,285 psi a 850 psi, y un corte de agua del 80%. El estudio busca identificar el sistema ALS más eficiente y rentable para pozos con baja productividad, mejorando la extracción de crudo y optimizando costos operativos. Mediante un modelo basado en índices de productividad (IP) y presión de yacimiento (IPy), se seleccionaron 48 pozos candidatos de entre 281 evaluados. El software PIPESIM permitió simular escenarios y optimizar variables operacionales, destacando el Gas Lift como el sistema más eficiente, con un incremento en la producción de hasta 1,700 bpd, superando al bombeo electro-sumergible (780 bpd). El análisis económico reveló una TIR del 69% en el escenario más favorable, con un beneficio neto anual proyectado de 2.2 millones de USD. También se implementaron medidas de mitigación para la alta producción de agua y problemas de corrosión, garantizando la viabilidad del proyecto. El cambio de sistemas generó un incremento acumulado de 254,158 barriles anuales en los pozos intervenidos, destacando la importancia de optimizar tecnologías y realizar análisis técnicos continuos para maximizar la producción en campos maduros. La investigación ofrece una guía valiosa para la explotación sostenible en yacimientos con condiciones similares.
Evaluación del proceso de tratamiento de aguas de formación mediante un modelo de gestión integral aplicados a los pozos de la sección Petrópolis.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-19) Suárez Rodríguez, Emily Michelle; Méndez Tomalá, Arón Efrén; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
El trabajo de titulación denominado "Evaluación del proceso de tratamiento de aguas de formación mediante un modelo de gestión integral aplicados a los pozos de la sección Petrópolis" tiene como objetivo principal evaluar las técnicas actuales utilizadas en el tratamiento de aguas de formación en la provincia de Santa Elena, proponiendo innovaciones técnicas y metodológicas para optimizar la eficiencia y reducir el impacto ambiental. Para lograr esto, se ha caracterizado la composición de las aguas de formación, se han investigado técnicas avanzadas de tratamiento, y se ha diseñado un modelo de gestión integral que combina las mejores prácticas disponibles. La metodología utilizada incluyó un análisis físico - químico de las aguas de formación y una entrevista cualitativa a un ingeniero de la empresa Pacifpetrol, basada en un muestreo probabilístico por conveniencia. Los principales resultados muestran que las aguas de formación contienen altos niveles de contaminantes como hidrocarburos, metales pesados y sales, lo que demanda una gestión más eficiente y sostenible. Se concluye que las tecnologías actuales, aunque efectivas en ciertos aspectos, presentan limitaciones que pueden ser superadas mediante la implementación de técnicas avanzadas como la osmosis inversa, la electrocoagulación y el tratamiento biológico. El modelo propuesto no solo optimiza el proceso de tratamiento, sino que también incorpora la reutilización del agua tratada, reduciendo el impacto ambiental y promoviendo la sostenibilidad en las operaciones petroleras de la región.
Simulación de la inyección de polímeros para la optimización del factor de recobro en el campo Cuyabeno, aplicando el software CMG.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-17) Tigrero José, Erika Isabel; Portilla Lazo, Carlos Alberto
Este proyecto de investigación se enfoca en el estudio del aumento del factor de recobro mediante la implementación de técnicas de recuperación terciaria o mejorada con la inyección de polímeros, en el Campo Cuyabeno, con un periodo de simulación de 15 años utilizando el software de simulación CMG, construyendo tres escenarios diferentes de recuperación de petróleo: recuperación primaria, recuperación secundaria mediante la inyección de agua y por último la recuperación mejorada (EOR) mediante la inyección de polímeros poliacrilamida parcialmente hidrolizada. Los resultados de las simulaciones demostraron que la inyección de polímeros incrementa el factor de recobro en comparación con los otros métodos, lo cual representa una mejoría en la recuperación de petróleo en el campo en estudio. La recolección de datos del campo en estudio tanto propiedades petrofísicas, roca/fluido, ayudaron en modelamiento o diseño del yacimiento para su respectiva simulación utilizando el simulador STARS del software CMG. La implementación del método de recuperación terciaria o mejorada en este caso la inyección del polímero denominado Poliacrilamida parcialmente hidrolizado, es una técnica efectiva para el aumento en el factor de recobro en el campo Cuyabeno, en la arena U inferior.
Regresión polinomial para curvas de declinación en pozos del oriente ecuatoriano.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-17) Guale Tumbaco, Mercedes Beatriz; Brito Ávila, Edison Andrés
El objetivo de este estudio se basa en diseñar una solución al momento de calcular el caudal mediante un algoritmo informático aplicando regresión polinomial, permitiendo el análisis de las curvas de declinación de producción usando los modelos tradicionales y modificado de Arps en pozos del oriente ecuatoriano. La metodología de este estudio comienza con una revisión exhaustiva de la literatura relacionada con los modelos de Arps (tradicional y modificado) y regresión polinomial. Para el desarrollo del algoritmo que agilice los cálculos iniciales del caudal, se ajustó un modelo regresión polinomial de cuarto orden a una serie de datos históricos de producción con el fin de determinar un valor para las tasas futuras de producción, al integrar el modelo de regresión en un programa informático llamado “Predicción de tasa” desarrollado con el lenguaje de programación Python, se empleó el algoritmo de Gauss-Jordan para resolver las constantes desconocidas. Para el análisis las curvas de declinación de producción de dos pozos ubicados en el Oriente Ecuatoriano, denominados Pozo XYZ-1 y Pozo XYZ-2, se utilizan tanto las ecuaciones empíricas desarrolladas por Arps como sus versiones modificadas, en la cual se realizaron proyecciones de la declinación de producción para los próximos 10 años en estos dos pozos del Campo XYZ. Llegando a la conclusión de que utilizando regresión polinomial junto con los modelos de Arps (tradicional y modificado), se puede crear las curvas de predicción para las tasas futuras.
Propuesta de sistema de detección de fugas en ductos de transporte de hidrocarburos para detectar la sustracción clandestina de combustible en la provincia de Santa Elena.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-17) Suárez Quimí, Yaritza Lisette; Solórzano Toala, Joseph David; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
El presente estudio tiene como objetivo investigar los métodos de detección de fugas en tuberías causadas por el robo de combustible, conocidos como "pinchazos", y proponer el sistema más adecuado para las características de los poliductos de la región. Para ello, se analizaron métodos disponibles en el mercado y se realizaron visitas a las comunidades atravesadas por los poliductos, con el fin de comprender las condiciones actuales y particulares del entorno. Se identificaron cuatro métodos principales de detección: e-vpms, Atmos Wave, PipePatrol Detección de Robos y Atmos Eclipse. Tras el análisis técnico, se determinó que Atmos Wave es el método más adecuado para la provincia, debido a su compatibilidad con las condiciones locales y sus características técnicas.
Modelado y simulación del comportamiento de afluencias, curvas Inflow y Outflow para pozos del bloque Gustavo Galindo Velasco.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-17) Borbor Reyes, Steven Orlando; Villegas Salabarria, José Ballardo
La tasa de producción de petróleo es un dato de suma importancia e indispensable para generar un comportamiento de fluidos dentro del pozo. Este estudio es de carácter explicativo en donde su metodología se basa en: recopilación de datos de pozos productores, recopilación de parámetros PVT del yacimiento, simulación y generación de curvas Inflow y Outflow en software Matlab. Durante la recepción de datos, se describe las generalidades del bloque Gustavo Galindo Velasco, sus propiedades PVT, el tipo de bombeo mediante el cual se encuentra produciendo, así como la importancia del uso de algoritmos para generar el comportamiento de curvas mediante el software antes mencionado. Los modelos matemáticos son indispensables para la generación del algoritmo en este trabajo de investigación; Beggs & Brill fue el modelo matemático utilizado en el algoritmo. Al final se obtiene el análisis de resultados del comportamiento de afluencias de los pozos simulados ANC1723 y ANC1657. De igual manera se obtiene el ajuste histórico de ambos pozos lo cual evidencia la precisión del modelo de simulación utilizado; los resultados proporcionan una base confiable para la toma de decisiones operativas en función de las fluctuaciones de producción observadas.
Evaluación del procedimiento operacional para perforar sección conductora en pozos exploratorios del campo Libertador del oriente ecuatoriano.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-19) Ramírez Suárez, Oscar David; Portilla Lazo, Carlos Alberto
El presente trabajo de titulación tiene como objetivo, realizar una evaluación del procedimiento operacional para perforar sección conductora para pozos exploratorios en el campo libertador del oriente ecuatoriano. En algunos casos no se perfora el hoyo conductor, sino que se hinca un revestimiento hasta su rechazo, utilizando equipos (“Martillos”) especialmente diseñados para ejecutar el trabajo. Perforar el hoyo conductor con el diámetro programado hasta la profundidad de asentamiento del revestimiento y adicionalmente perforar de 5’a10´, a fin de disponer un margen para la deposición de relleno u otras contingencias. Bombear de 10 a 20 barriles de píldora viscosa cada 90’, de aproximadamente 80 sg/qt y circular en cada conexión 5-15 minutos dependiendo de la profundidad perforada. Utilizar una válvula flotadora en la sarta de perforación para evitar el contraflujo del fluido de perforación durante las conexiones.
Diseño de un programa de fluidos de perforación de un pozo PCN-SW001- pozo Extended Reach Wells (ERW) en el campo Pucuna-Orellana.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-17) Laínez Alejandro, Roberto Agustín; Portilla Lazo, Carlos Alberto
El siguiente trabajo tiene como objetivo diseñar un programa de fluidos de perforación de un pozo pcn-sw001- Extended Reach Wells (ERW) mediante un sistema de fluidos en el campo Pucuna-Orellana. En la sección 26” Repasar cada parada perforada. Perforar con sistema Nativo Disperso desde +/- 45´ hasta +/- 300 ft. A los +/- 300´convertir dicho sistema a Nitrato de Calcio hasta +/- 500´. Al perforar arcilla reactiva, se adicionará Nitrato de Calcio para mantener la arcilla inhibida. Una vez alcanzados los 500 pies bombear 80 bbl de píldora viscosa y circular hasta zarandas limpias. Previo a sacar tubería para bajar Casing de 20” como conductor dejar en el fondo 200 bbl de píldora viscosa con 10 lpb de CaCO3 + 6 lpb de Asfalto. Sección 8 3/8” se recomienda mantener la densidad del fluido de acuerdo a la curva programada utilizando el ECS y realizar el puenteo continuo con Carbonato de Calcio de acuerdo a la granulometría dada y llegar al punto de casing con 9,5 lb/gal. Y se subirá hasta 9,7 lb/gal previo al viaje de calibración. En caso de ser necesario incrementar la reología con la adición de Goma Xántica (S-Gum) incrementando su concentración 0,25 lb/bbl. Los valores reológicos de YP se mantendrán entre 27 y 35 lb/100 ft2.
Diseño de facilidad de superficie para el transporte de crudos pesados desde la estación Tipishca hasta la estación central Cuyabeno, bloque 58.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-17) Rodriguez Granado, Joel Fabricio; Brito Ávila, Edison Andrés
En el siguiente trabajo de titulación, se realizó un diseño de facilidades de superficie para optimizar el proceso de transporte de crudos pesados en la estación Tipishca, se realizó un estudio de las generalidades del campo con el objetivo de conocer cada una de sus características además se procuró la obtención de datos correspondientes al crudo promedio procesado, con el objetivo de seleccionar el método más idóneo a implementar para mitigar las problemáticas ocasionadas por el traslado de crudo pesado mediante tuberías. La comercialización del crudo tiene como destino final la destilación en refinerías. Con el objetivo de poder efectuar el mencionado proceso, exige determinadas condiciones en calidad del petróleo, tales como a fin de cumplir estas exigencias se hace necesaria la implementación de equipos especializados tales como intercambiadores de calor, tratadores electrostáticos, calentadores. Para comprobar que el diseño sea viable y óptimo se realizó el dimensionamiento de las facilidades de superficie añadidas al proceso ya existentes para de esta manera garantizar el éxito de la propuesta. Se llego a la conclusión dado los incisos estudiados que el proceso de calentamiento es el método indicado dadas las condiciones tanto del campo como propias del crudo.
Análisis comparativo de la tecnología Power Drive Archer y motor de fondo para la optimización de la perforación en pozos petroleros.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-02-17) Rosado Cagua, Alisson Cecibel; Rodriguez Malavé, Angie Andreina; Portilla Lazo, Carlos Alberto
En el estudio de esta investigación hipotética, se analiza la comparación de las herramientas Power Drive Archer y motor de fondo, mediante el estudio de dos pozos, pozo A y el pozo B pertenecientes a dos campos diferentes, cada uno con su respectivo análisis de pozos. Las herramientas en estudio se representan como tecnologías innovadas para las perforaciones direccionales sean más precisas y óptimas, son utilizadas en la industria petrolera por su capacidad para dar control direccional permitiendo optimizar el estudio del pozo. Los análisis comparativos que se desarrollaron en la investigación son en base al rendimiento y eficiencia del uso de las herramientas en los pozos en estudios, comparando el tiempo, inclinación y la tasa de penetración (ROP) de cada pozo y así evaluar cual de las dos obtuvo un mejor rendimiento operativo. El Power Drive Archer combina el control direccional ajustando el empuje y dirección de broca, esta combinación permite perforar en cualquier dirección y con gran precisión desde el inicio del pozo, gracias a esto se logra optimizar el tiempo durante la perforación.
Evaluación de la efectividad de tecnologías de recuperación mejorada de petróleo en reservorios fracturados en las areniscas T de la formación Napo
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-08-21) Moina Macias, Alexander Fabricio; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis Del Valle
La inyección de polímeros es una técnica avanzada de recuperación mejorada de petróleo que ha demostrado ser efectiva en aumentar la producción de hidrocarburos en reservorios complejos. El presente caso de estudio tiene como objetivo evaluar la eficiencia de tecnologías específicas de recuperación mejorada de petróleo en reservorios fracturados areniscas T de la formación Napo con la finalidad de mejorar el factor de recobro mediante el software CMG. La metodología inició con la recopilación bibliográfica y se fundamentó del método descriptivo. Posteriormente, se realizaron el modelamiento estructural, dinámico y tridimensional de cuatro pozos productores y tres inyectores. Los resultados obtenidos revelan una mejora significativa en el factor de recobro al implementar la inyección de polímeros en comparación con las condiciones de flujo natural. Durante el periodo comprendido entre el 01-01-2017 y el 01-01-2037, el recobro bajo condiciones naturales fue del 10%. Sin embargo, con la inyección de polímeros, iniciada el 01-06-2024, se lograron incrementos notables en el factor de recobro: alcanzando el 46% con una tasa de inyección de 100 bbl/d y un volumen poroso del 8%, 42% con 75 bbl/d y un volumen poroso del 6%, y 38% con 50 bbl/d y un volumen poroso del 4%.
Estudio técnico-económico para la implementación de la unidad no convencional Linear Rod Pump LRP en el accionamiento de la bomba convencional de bombeo mecánico en el bloque Gustavo Galindo Velasco
(La Libertad, Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-08-21) Arauz Intriago, Arlinton Dario; Miranda Llumitaxi, Anthony Michael; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
En este estudio, se utilizó el software PIPESIM para introducir datos mecánicos del pozo, incluyendo propiedades petrofísicas, y analizar cómo respondía el pozo a diferentes SPM. Al cambiar el sistema de bombeo mecánico por el sistema de Linear Rod Pump, se evaluaron las respuestas de caudal en tres tipos de escenarios distintos. Una ventaja favorable del sistema de Linear Rod Pump es que comparte casi el mismo tipo de completación que el sistema de bombeo mecánico original, lo que facilita su implementación. Los resultados de las simulaciones fueron favorables. Se realizó un análisis financiero de estas simulaciones, el cual mostró que la implementación del sistema Linear Rod Pump generaría ganancias a corto plazo. Además, se determinó que este sistema sería rentable incluso si el precio del barril de petróleo se mantuviera bajo en el mercado. Esto indica que el cambio al sistema de Linear Rod Pump puede mejorar la eficiencia y rentabilidad de la producción del pozo, asegurando beneficios económicos en diversas condiciones del mercado.
Evaluación técnica de implementación de fracturamiento hidráulico aplicado al pozo LGA041 del Campo Lago Agrio
(La Libertad, Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-08-16) Salazar Plúas, José Eduardo; Yagual Pita, Israel
La tesis aborda la evaluación técnica de la implementación del fracturamiento hidráulico en el pozo LGA041 del Campo Lago Agrio, destacando la eficiencia y el incremento significativo en la producción de petróleo. Primero, se compensó el inicio de la investigación con los requerimientos necesarios, y una justificación de la selección de la técnica. A través de simulaciones iterativas, se optimizaron variables operacionales clave, como la selección de fluidos de fracturamiento y el diseño de la inyección de propantes, logrando mejoras sustanciales en la eficiencia del proceso (entre ellos, los fluidos de la serie YFHTD, WF, y Carbolite – CarboProp). Se identificaron riesgos operacionales, como el control de la producción de agua, y se implementaron medidas de mitigación efectivas para garantizar la viabilidad a largo plazo del proyecto. La utilización de un modelo radial en simuladores comerciales permitió predecir con precisión el comportamiento del pozo post-fracturamiento, confirmando la efectividad de las técnicas de simulación empleadas. En el capítulo de conclusiones y recomendaciones, se resalta el aumento del 174.5% en la producción de petróleo, y un aumento de 18 puntos de factor de recuperación en el pozo, evidenciando el impacto positivo del fracturamiento hidráulico. Se destaca la importancia de la optimización de variables operacionales y la implementación de medidas de mitigación para garantizar el éxito de proyectos similares en la industria petrolera.
Desarrollo de un algoritmo en el programa MATLAB® para la determinación del factor de fricción en tuberías de acero al carbono
(La Libertad, Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-08-16) Holguín Del Pezo, Anthony Joel; Portilla Lazo, Carlos Alberto
En el ámbito de la ingeniería hidráulica, el factor de fricción es un parámetro crucial para el análisis y diseño de sistemas de tuberías, ya que determina la resistencia al flujo del fluido y la caída de presión a lo largo de la tubería. Las tuberías de acero al carbono son ampliamente utilizadas en diversas aplicaciones debido a su resistencia, durabilidad y costo relativamente bajo. Sin embargo, la estimación precisa del factor de fricción en estas tuberías puede ser un desafío debido a la complejidad de los flujos turbulentos y la rugosidad de la superficie interna de la tubería. En este trabajo, se presenta el desarrollo de una herramienta en MATLAB® para la determinación precisa y confiable del factor de fricción en tuberías de acero al carbono. La herramienta integra diferentes modelos matemáticos relevantes, incluyendo la ecuación de Darcy-Weisbach, la ecuación de Colebrook-White y la ecuación de Blasius, permitiendo a los usuarios seleccionar el modelo más adecuado en función de las condiciones específicas de la tubería y el fluido. La herramienta también incluye una interfaz gráfica amigable que facilita el ingreso de datos y la visualización de los resultados. Además, se han incorporado funciones de validación para garantizar la confiabilidad de los cálculos. Para validar la herramienta, se compararon los resultados obtenidos con datos experimentales de la literatura y se encontró una concordancia notable, lo que demuestra la precisión y confiabilidad de la herramienta. La herramienta desarrollada en MATLAB® constituye una valiosa contribución para ingenieros y profesionales en diversos campos, incluyendo el diseño, análisis y optimización de sistemas de tuberías de acero al carbono.
Simulación numérica para evaluar la eficacia del método Gas Alterno Gas GAG en la recuperación de gas natural y la captura de CO2 en el campo Amistad –Bloque 6
(La Libertad, Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-08-16) Cochea Pincay, Anthony Alonso; Tumbaco Chiquito, Juan Joel; José Ballardo Villegas Salabarria
El método Gas Alterno Gas (GAG) es un nuevo método de recuperación mejorada de petróleo, en el que el gas se mezcla con otro gas y esta mezcla bifásica se inyecta en el pozo para la obtención de una mejor recuperación del petróleo. Este trabajo de investigación evalúa la viabilidad técnica y económica del método de inyección Gas Alterno Gas (GAG) para incrementar la producción de gas natural y captura de CO 2 en el campo Amistad-Bloque 6 en Ecuador. La metodología del estudio se basa en una recopilación de datos que interpolan las propiedades geofísicas con la composición química del gas natural del campo para simulación numérica. Posteriormente, se definen los volúmenes de inyección relacionados al volumen poroso de la formación SubibajaZacachum. Se utilizan los gases CO2 y Nitrógeno (N2) para lograr una óptima recuperación del gas natural. Además, se perforan los pozos productores e inyectores en áreas de reservas probadas y se realiza la simulación en el software de ingeniería para analizar la producción de gas natural y captura de CO2 con las curvas de producción y factor de recobro de la formación. Los resultados de las simulaciones muestran una tendencia de disminución de la producción de gas natural a lo largo del tiempo. Sin embargo, el método GAG permite una mayor recuperación de gas natural superior al 47% de factor de recobro en comparación con escenarios de flujo natural.
Diseño de un fluido de perforación para condiciones de alta temperatura en la formación hollín del campo Pungarayacu
(La Libertad, Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-08-16) Tasinchano Tite, Jenny Marisol; Anguasha Ayuy, Israel Mauricio; Fidel Vladimir Chuchuca Aguilar
El fluido de perforación cumple varias funciones esenciales en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, como el enfriamiento de la broca, el equilibrio de presión en la formación y la estabilización del pozo. El objetivo de este trabajo de investigación se basa en diseñar un fluido de perforación para condiciones de alta temperatura en la formación Hollín del campo Pungarayacu. La metodología de este estudio inicia con una revisión de la bibliografía relacionada a los fluidos de perforación en condiciones de alta temperatura (base aceite y emulsión inversa). Luego se seleccionan los pozos que hayan experimentado altas temperaturas en la formación Hollín. Posteriormente, se realizan simulaciones computacionales de fluidos de perforación a través de un software de ingeniería, para analizar el comportamiento y propiedades de fluidos en diferentes escenarios. Es importante mantener densidades de fluido dentro de la ventana de perforación y regular con precisión las tasas de bombeo para prevenir la fractura de la formación. El diseño de un fluido de perforación de emulsión inversa y base aceite para condiciones de alta temperatura en la formación Hollín del campo Pungarayacu ha sido abordado con éxito mediante una exhaustiva investigación y análisis. Este estudio ha generado información crucial sobre las características fundamentales de la formación Hollín, permitiendo identificar y comprender los factores clave para el diseño del fluido de perforación. Además, la evaluación de los límites de esfuerzos permisibles, inferiores a 8,092 ft-lbf para todos los casos, garantiza la integridad y eficacia de los equipos de fondo utilizados en las operaciones de perforación, proporcionando un rendimiento seguro y duradero.
Elaboración de procedimientos para la formulación de un fluido de perforación destinado a un pozo de trayectoria horizontal en el campo Libertador, ubicado en la región oriental del Ecuador.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-08-13) Solano Macías, Janella Estefanía; Portilla Lazo, Carlos Alberto
El desarrollo de esta investigación se enfoca en desarrollar un procedimiento específico de fluidos de perforación destinado a un pozo de trayectoria horizontal en el campo Libertador del oriente ecuatoriano tomando en cuenta minuciosamente las propiedades y características del pozo para diseñar un programa de fluidos. La metodología propuesta se basó en la caracterización de las rocas de las formas geológicas para determinar la reactividad, además seleccionar formulaciones de fluidos mediante pruebas de interacción roca-fluido para garantizar su compatibilidad con las formaciones y, por último, evaluar el desempeño de las pruebas de interacción roca-fluido permitiendo determinar la compatibilidad del fluido con la formación. Los resultados del estudio establecieron un parámetro para evaluar y categorizar el desempeño de las pruebas de interacción roca-fluido. Este parámetro tiene en cuenta la contribución del fluido al desempeño de la perforación, la tecnología utilizada en la prueba, la presión de los resultados y la repetibilidad de la prueba.
Estudio técnico para la implementación de la resina epoxi como aditivo durante el proceso de cementación en los pozos del campo Auca.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-08-13) Buste Moreira, Steven Reynaldo; Vargas Gutiérrez, Xavier Ernesto
La presente investigación se enfoca en el estudio técnico para la implementación de la resina epoxi como aditivo durante el proceso de cementación en los pozos del campo Auca. La cementación adecuada de los pozos petroleros es crucial para garantizar la integridad estructural, la estabilidad mecánica y la protección ambiental durante toda la vida útil del pozo. La resina epoxi ha mostrado ser prometedora como aditivo cementante debido a sus propiedades de alta resistencia química, adherencia mejorada a las formaciones geológicas y capacidad para mejorar las propiedades mecánicas del cemento. Este estudio se centra en evaluar la viabilidad técnica de incorporar la resina epoxi en las formulaciones de cemento utilizadas en el campo Auca. Se realizará una revisión exhaustiva de la literatura para evaluar los estudios previos sobre la utilización de resinas epoxi en cementación de pozos. Además, se llevarán a cabo pruebas de laboratorio para estudiar el comportamiento del cemento modificado con resina epoxi bajo condiciones cercanas al del campo Auca, considerando variables como temperatura, presión y composición del fluido de producción. Los resultados esperados de este estudio proporcionarán una base científica sólida para recomendar o ajustar las formulaciones de cemento con resina epoxi en los pozos del campo Auca, con el objetivo de mejorar la eficiencia operativa, prolongar la vida útil del pozo y reducir los costos asociados con mantenimiento y reacondicionamiento. Además, se espera contribuir al conocimiento científico en el campo de la cementación de pozos petroleros, ofreciendo nuevas perspectivas sobre el uso de aditivos innovadores para mejorar la calidad y la seguridad de las operaciones petroleras.

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