Tesis de Petróleos

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Evaluación de modelos reológicos aplicados a crudos pesados con adición de diluyentes mediante ensayos de laboratorio
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-16) Toledo Arizaga, Carlos Alberto; Flores López, Nexi Noemi; Malavé Carrera, Carlos
Las altas viscosidades de los crudos pesados complican su gestión y transporte. La investigación examinó el efecto del destilado-1 y turbosina como diluyentes sobre la modificación del comportamiento reológico y la viscosidad del petróleo Alfa y Omega. Se prepararon mezclas con 5, 10 y 15% v/v de diluyente y se determinó experimentalmente la viscosidad dinámica aparente y esfuerzo cortante con respecto a la tasa de corte, a 60°C para el petróleo Alfa y 70°C para el petróleo Omega. Los datos se ajustaron a través de los modelos de Bingham, Power Law y Herschel-Bulkley, empleando la suma de residuos al cuadrado como criterio de comparación. Asimismo, la viscosidad de las mezclas se estimó con los modelos de Arrhenius y Grunberg-Nissan. Los resultados indicaron una disminución de la viscosidad al aumentar la concentración de diluyente y tasa de corte. Los índices de comportamiento de flujo fueron inferiores que la unidad, confirmando un comportamiento pseudoplástico de los sistemas evaluados. Herschel-Bulkley demostró el mejor ajuste al comportamiento reológico mientras que Grunberg-Nissan exhibió mayor capacidad predictiva de la viscosidad de las mezclas que Arrhenius. En conclusión, ambos diluyentes redujeron significativamente la viscosidad de los crudos estudiados, favoreciendo a mejorar su transportabilidad y sus condiciones de flujo.
Evaluación de la estabilidad coloidal y contenido de asfaltenos en muestras de crudo mediante ensayos de laboratorio
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Tomalá Ortega, Lidia Verónica; Reyes Figueroa, Kimberly Nayeli; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
Esta investigación analiza la estabilidad coloidal de muestras de crudo mediante ensayos de laboratorio, con tolueno, pentano y metanol para evaluar su efecto sobre los asfaltenos. Se caracterizaron las muestras mediante la gravedad API, y destilación para obtener el destilado experimental. Después se prepararon mezclas con concentraciones variadas de los solventes y se evaluaron con la prueba de la mancha en papel filtro para observar su morfología y floculación. Los resultados muestran que el tolueno actúa como solvente estabilizante que mantiene la estabilidad coloidal y favorece la dispersión de los asfaltenos. Por el contrario, el metanol genera un efecto desestabilizador que aumenta la formación de agregados al subir su concentración y el pentano causa una ligera desestabilización sin llegar a una precipitación significativa en las condiciones evaluadas. Estos aditivos modifican de forma directa el comportamiento coloidal del crudo. Sin embargo, la prueba de la mancha demuestra ser un método práctico y útil para realizar una evaluación cualitativa eficaz sobre la estabilidad de los asfaltenos en sistemas petroleros.
Evaluación del modelo Ansari aplicado a una muestra de pozos con sistema de levantamiento artificial tipo jet en el campo petrolero auca, oriente ecuatoriano
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) González Tigrero, Ever Dimas; Vera Orrala, Adrián David; Vargas Gutiérrez, Xavier Ernesto
En el presente trabajo de titulación se evaluó la aplicación del modelo Ansari en una muestra de pozos con levantamiento artificial tipo jet en los campos Auca ACSD-01 y Auca ACSD-02, en el Oriente ecuatoriano. Mediante este modelo se determinó su idoneidad al analizar la potencia requerida por la bomba para mantener la misma tasa de producción. El análisis consideró dos pozos del campo Auca y se realizó utilizando la herramienta MATLAB, que implementa el modelo Ansari desarrollado en la Universidad de Tulsa. El software solicita los datos del pozo y entrega los resultados tanto de forma resumida como desglosada, paso a paso. Tras aplicar el modelo y comparar los resultados con las condiciones operativas actuales, se observó que en el 50 % de los pozos analizados se consigue una optimización de la potencia empleada, dada la menor presión de bomba en superficie para igual caudal de producción. La interfaz del programa es amigable y su instalación es posible en sistemas operativos Windows 8 o superiores. Los resultados indican que la utilización del modelo propuesto por la Universidad de Tulsa para el diseño y la selección de bombas jet en pozos del Oriente ecuatoriano permitiría mejorar la eficiencia operativa, reducir los costos de producción y, en consecuencia, generar beneficios ambientales y económicos para el desarrollo del país
Evaluación del comportamiento del frente de agua en la arena U inferior del campo Aguarico mediante el método de Dake-Welge con desarrollo de un modelo computacional
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Rodríguez Murillo, Evelyn Rosario; Baquerizo Ramos, Shirley Angélica; Yagual Pita, Israel Isidro
La presente investigación consiste en evaluar el comportamiento del frente de agua en la arena U inferior del campo Aguarico aplicando principios teóricos por la posible reducción de la eficiencia de barrido en el yacimiento. Se desarrolló un modelo unidimensional computacional en Google Colab con la aplicación del método de Dake-Welge que describa la evolución de desplazamiento agua-petróleo. Para ello, se llevó a cabo un tipo de estudio descriptivo con un enfoque cuantitativo y analítico. Los resultados obtenidos permitieron establecer la relación entre la evolución del flujo fraccional, la propagación del frente y la respuesta esperada del sistema productor durante el proceso de desplazamiento. La variación de las condiciones de movilidad durante el desplazamiento muestra que el incremento de la saturación acuosa modifica la capacidad de flujo de las fases, influyendo directamente sobre la estabilidad del avance del frente y la eficiencia del barrido dentro del reservorio, aproximadamente el 41,3 % del volumen de petróleo inicialmente disponible bajo las condiciones evaluadas puede ser recuperado mediante el mecanismo de desplazamiento analizado.
Evaluación de la eficiencia de la tecnología Power Save en los pozos Pucuna D-030, Pucuna D-030A y Pucuna D-030B del campo Pucuna
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Cartuche Quezada, Anghela Zoraya; Reyes Rosales, Anthony Elias; Yagual Pita, Israel Isidro
El presente trabajo tiene como objetivo evaluar la eficiencia de la tecnología Power Save aplicada en los pozos Pucuna D-030, Pucuna D-030A y Pucuna D-030B del bloque 44, considerando el comportamiento energético de los sistemas BES. Se busca optimizar el consumo de energía durante la implementación de bombas electro-sumergibles y determinar si esta tecnología mejora la eficiencia del sistema de producción. Se realizó un análisis nodal para cada pozo seleccionado, que permitió caracterizar el estado actual mediante las curvas de oferta de energía del yacimiento y las curvas de capacidad de descarga. Se evaluaron las condiciones operativas de las BES equipadas con tecnología Power Save. Para ello se efectuó un estudio comparativo de producción de crudo y consumo energético entre las bombas instaladas y las alternativas con Power Save, empleando los historiales operativos de producción y consumo eléctrico de cada pozo. Los resultados muestran que la implementación de bombas con tecnología Power Save mejoró la producción en los pozos Pucuna D-030 y Pucuna D-030B; sin embargo, el consumo energético observado con dicha tecnología fue superior al registrado con la tecnología previa en esos dos pozos. En contraste, en el pozo Pucuna D-030A, equipado con el sistema Novomet NHV (790–1000) H, se registró una reducción del consumo eléctrico promedio del 81,18% en comparación con la bomba P23. El análisis de rentabilidad indica que, en términos de producción y consumo eléctrico, la implementación resulta favorable únicamente para el pozo Pucuna D-030A, debido a los resultados significativamente mejores; no obstante, no se justificó económicamente para los pozos seleccionados bajo las condiciones evaluadas. Se recomienda realizar un análisis detallado adicional para identificar la configuración óptima de las BES que maximice la producción de crudo y el ahorro energético, considerando variables operativas y características específicas de la bomba y los parámetros económicos.
Plan de desarrollo basado en el índice de productividad para estimar el aporte de pozos nuevos en el campo Eno del bloque 54
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Yagual Yagual, Grace Romina; Vargas Gutiérrez, Xavier
La investigación evaluó técnicamente el desarrollo de la Arena U Inferior del Campo Eno mediante la optimización del cañoneo, el análisis de productividad y la planificación direccional de nuevos pozos. La metodología propuesta tuvo un enfoque cuantitativo, de tipo aplicada, descriptiva y evaluativa, con diseño no experimental, transversal y apoyado en simulación técnica. La población estuvo conformada por los yacimientos T y U del campo, mientras que la muestra correspondió a la Arena U Inferior. Se integraron propiedades petrofísicas, geomecánicas, PVT, presión y producción para construir el modelo de flujo radial, definir el intervalo de cañoneo y comparar configuraciones de 5 y 10 disparos por pie. Asimismo, se diseñaron en COMPASS trayectorias tipo J y tipo S para el pozo ENO-09P, evaluadas mediante análisis anticolisión con modelo ISCWSA, nivel de confianza de 2 sigma y criterio de factor de separación. Los resultados mostraron que el incremento de 5 a 10 DPP elevó la producción estimada de 520 a 610 BFPD, equivalente a 17,3 %. La carga presentó una penetración promedio de 32,677 in y un diámetro de entrada de 0,397 in. El perfil tipo S fue seleccionado por su menor longitud medida, ingreso más controlado al objetivo y mejor viabilidad operativa, aunque requiere control especial en el tramo superficial. Finalmente, se propuso un plan de desarrollo de cuatro pozos nuevos, perforando dos en el primer año y dos en el segundo, bajo escenarios de 5 y 10 DPP y considerando una declinación anual del 14 % para sostener la producción.
Simulación numérica de un yacimiento naturalmente fracturado en el campo Éden-Yuturi, Ecuador
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Flores Viteri, Victor Manuel; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis Del Valle
Esta investigación presenta el desarrollo de un modelo de simulación numérica aplicado al sector M2 del campo Edén–Yuturi, con el propósito de estudiar el comportamiento de un yacimiento naturalmente fracturado. El modelo fue construido en MATLAB mediante MRST, considerando propiedades petrofísicas, heterogeneidad del medio, zonas equivalentes a fracturas naturales y un esquema de producción e inyección de agua. A partir de la simulación se evaluó la evolución de la presión, producción de petróleo, saturación de agua, Water Cut y factor de recobro. Los resultados permitieron identificar la influencia de las zonas de alta permeabilidad en el desplazamiento de los fluidos y observar el efecto de la inyección de agua sobre la respuesta productiva del reservorio. El trabajo permitió integrar la caracterización del yacimiento con herramientas de simulación para analizar su comportamiento dinámico.
Evaluación de la interacción entre parámetros críticos y la estabilidad operativa en la perforación direccional de pozos de desarrollo en el campo Shushufindi
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Morales Jara, Yelenny Nicole; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
El presente trabajo de integración curricular tiene como objetivo evaluar la interacción entre los parámetros críticos de perforación y la estabilidad operativa en la perforación direccional de pozos de desarrollo en el Campo Shushufindi, un activo maduro y estratégico de la Cuenca Oriente ecuatoriana. En la historia operativa del campo, la necesidad de acceder a reservorios secundarios complejos y acumulaciones remanentes ha impulsado la transición de pozos convencionales hacia trayectorias tipo J, S y horizontales de alta desviación. Sin embargo, esta complejidad geométrica incrementa los riesgos operacionales y el Tiempo No Productivo (NPT), causados principalmente por inestabilidad de lutitas, pérdidas de circulación y pegaduras diferenciales. La metodología se fundamenta en un enfoque multivariante y dinámico que analiza la correlación entre variables de control operacionales—tales como el peso sobre la barrena (WOB), las revoluciones por minuto (RPM) y el caudal de circulación—y las respuestas mecánicas e hidráulicas registradas mediante tecnologías de fondo como MWD y LWD. Adicionalmente, se integra el análisis factorial del perfil de presiones anormales y las características litológicas de formaciones desafiantes como Napo. Los resultados demostraron que la tecnología RSS incrementó la ROP promedio de 15.0 a 52.0 ft/hr y redujo la MSE a un rango eficiente de 22 a 35 ksi, identificando puntos de inflexión operacional (como el bit flounder) para optimizar el avance y preservar la integridad del hoyo. Los resultados obtenidos evidenciaron una reducción del 17,5 % en el tiempo de ejecución real respecto al tiempo planificado, lo que permitió optimizar los procesos y aportar información relevante para la toma de decisiones.
Evaluación de la inyección de polímero HPAM en la arenisca U inferior de la formación Napo del campo Auca
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Espin Masaquiza, Kevin Jair; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis Del Valle
Esta investigación presenta la evaluación del modelo de inyección de polímero HPAM, como técnica de recuperación mejorada, enfocándose en la formación Napo del campo Auca, con la finalidad de fortalecer el factor de recobro y optimizar la tasa de producción, debido a la disminución de energía por flujo natural. Para el desarrollo se empleó la investigación con orientación cuantitativa, basada en la recopilación, organización y análisis de datos numéricos referentes a las propiedades de la muestra. Lo que facilitó la creación de un modelo estático y dinámico dentro del simulador IMEX de CMG. Considerando diferentes arreglos de inyección para dar análisis de sensibilización, variando el porcentaje de carga del polímero HPAM, logrando reconocer al escenario de siete puntos con inyección de HPAM al 0.015 % wt como estrategia técnica más adecuada, alcanzando un factor de recobro próximo al 40 %, preservando un comportamiento productivo estable, aportando ventajas relacionadas con el control del avance del agua y una distribución más uniforme del fluido desplazante, mitigando probables efectos de canalización y potenciando el uso del volumen contactado.
Diseño de un programa de fluidos de perforación para un pozo Auca J-153 de tipo J del campo Auca del oriente ecuatoriano
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Martinez Tailor, Kiara Carelis; Vargas Gutiérrez, Xavier Ernesto
Se diseñó y optimizó un programa de fluidos de perforación para el pozo direccional Auca J-153, ubicado en el Campo Auca del Oriente ecuatoriano, mediante un enfoque documental, descriptivo y no experimental basado en la recopilación, análisis e interpretación de información técnica de Baker Hughes y Petroamazonas EP. La optimización del programa original consistió en el ajuste de densidades (de 8.5-10.8 lpg a rangos de 8.5-10.4 lpg según sección), la selección de los sistemas Nitrato de Calcio, PER-FLEX y BIO-LOSE, y la definición de parámetros operativos. Los resultados numéricos obtenidos del análisis documental indican que el diseño propuesto permite mantener la capacidad de azul de metileno por debajo de 15.0 ppb, los sólidos de baja gravedad específica por debajo del 6.0% en volumen, y las pérdidas de circulación estimadas por debajo del 5% del volumen total circulante. Asimismo, los parámetros hidráulicos calculados (velocidades anulares de 120-225 ft/min y caudales de 350-1,000 GPM) superan las velocidades críticas de limpieza en todas las secciones, asegurando una adecuada remoción de recortes. Como resultado, se obtuvo un programa de fluidos adaptado a las condiciones geológicas del pozo, concluyéndose que la correcta selección y control de propiedades permite minimizar riesgos operacionales y mantener la estabilidad del hoyo.
Desarrollo de una herramienta computacional para el análisis integrado de yacimientos a partir de registros de pozos
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Yandun Moncada, Danilo Fernando; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis Del Valle
En la industria petrolera, las propiedades petrofísicas resultan fundamentales para evaluar la capacidad de almacenamiento y producción de hidrocarburos de un yacimiento. La determinación de parámetros como porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos es esencial en cada etapa del pozo, desde la fase de explotación hasta la producción en las zonas de interés. Si bien estos cálculos pueden realizarse de manera manual aplicando las ecuaciones petrofísicas correspondientes, el proceso resulta extenso y propenso a errores, especialmente al trabajar con grandes volúmenes de datos. Por otro lado, el acceso a herramientas computacionales especializadas como CMG, PYPESIM, Interactive Petrophysics, Techlog y Petrel se ve restringido por sus elevados costos de licenciamiento, lo que limita su disponibilidad en entornos académicos. Ante esta problemática, el presente trabajo se orienta al desarrollo de RCPPEP (Registradora y Calculadora de Propiedades Petrofísicas de Estratos Petrolíferos), una herramienta programada en Python, accesible y con una interfaz amigable, diseñada para facilitar el análisis integrado de yacimientos a partir de registros eléctricos de pozos para poder realizar el calculo de las propiedades petrofísicas de los yacimientos de forma rápida, respecto a los cálculos manuales. La metodología empleada es de carácter cuantitativo y experimental, mediante algoritmos que procesan información del encabezado del pozo, lodo de perforación y registros de hueco abierto (SP, GR, Resistividad, Densidad, Sónico y Neutrónico). Con estos datos, el sistema estima propiedades petrofísicas clave como porosidad, saturaciones de agua e hidrocarburos, permeabilidad y volumen de arcilla, aplicando las ecuaciones clásicas de Archie, Indonesia, etc. La validación de RCPPEP se llevó a cabo contrastando sus estimaciones con cinco casos de estudio reportados: Freire Proaño (2012), Andrade Corrales (2009) y Zambrano Fierro & Vallejo Guevara (2016). Los errores relativos obtenidos para la saturación de petróleo se situaron entre 0.14% y 5.43%, mientras que la saturación de agua presentó desviaciones entre 2.6% y 14.91%, mostrando que la interfaz nos da valores confiables respecto al cálculo de la saturación del petróleo.
Evaluación del proceso de limpieza de pozos productores utilizando el Tubing Bailer para remoción de arena en el bloque 60, bloque 57 y bloque 7 formaciones Hollín y Napo
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Rivas Parraga, Ronald Rosvelt; Vargas Gutiérrez, Xavier Ernesto
El presente estudio evaluó técnicamente el proceso de limpieza de arena mediante Tubing Bailer en tres pozos productores asociados con las formaciones Napo y Hollín, ubicados en los bloques 60, 57 y 7. La investigación se desarrolló con un enfoque aplicado, cuantitativo, descriptivo, mediante el análisis de propuestas técnicas, diagramas mecánicos, cálculos volumétricos, configuraciones de BHA y simulaciones de torque, arrastre, peso sobre la herramienta. Los pozos fueron identificados como R-01, R-02 y R03 para preservar la confidencialidad de la información. Los resultados mostraron avances de limpieza de 84, 35 y 79 ft, respectivamente, con recuperaciones aproximadas de 900, 560 y 1 550 lb de material. En los tres casos se alcanzó el fondo operativo en una sola corrida, utilizando configuraciones rotatorias en R-01 y R-03, y convencional en R02. Se concluyó que el Tubing Bailer constituye una alternativa mecánica técnicamente viable y adaptable para remover acumulaciones localizadas sin circulación continua.
Desarrollo de una herramienta computacional para la caracterización de fluidos y cálculo del POES en yacimientos de petróleo negro
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-09-15) Garcia Zarate, Eliana Pamela; Elizalde Agurto, Bryan Jose; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis Del Valle
El presente proyecto de titulación se enfocó en el desarrollo de una herramienta computacional unificada para la caracterización de fluidos y estimación del Petróleo Original en Situ en yacimientos de petróleo negro. El objetivo consistió en optimizar la evaluación de reservorios a través de la integración de múltiples parámetros esenciales en una sola plataforma. Para ello, empleando el lenguaje de programación Python en el entorno Visual Studio Code, se implementaron módulos especializados para el análisis PVT a través de correlaciones empíricas como Standing, Petrosky y Farshad. Además, se incluyeron cálculos del factor de compresibilidad Z y estimaciones del Petróleo Original en Situ (POES) mediante el método volumétrico y la ecuación de balance de materiales. Los resultados obtenidos validaron la precisión y eficiencia de la herramienta, concluyendo que la implementación de esta herramienta computacional reduce los tiempos de ejecución y minimiza de manera significativa los errores asociados a la transferencia de información.
Evaluación de reservas del yacimiento tipo U en el campo Shushufindi mediante la ecuación de balance de materiales y el método volumétrico
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-01-15) Delgado Izaguirre, Adamari Daniela; Aguilar Yanza, Brigith Valentina; Iturralde Kure, Sadi Armando
La explotación eficiente de yacimientos de hidrocarburos requiere una adecuada estimación de las reservas de petróleo, ya que de esta información depende la toma de decisiones técnicas, económicas y operativas para el desarrollo de la ingeniería. El objetivo de este trabajo de investigación es la estimación del volumen de petróleo original in situ de la arena tipo U inferior del campo Shushufindi, mediante la aplicación de dos metodologías: la ecuación de balance de materiales y el método volumétrico. El primer paso en el desarrollo del trabajo con el método volumétrico se basó en el cálculo de la correlación. Para esto, se tomaron en cuenta solo los resultados que no presentaban errores y, con ellos, se obtuvo un promedio para cada parámetro a utilizar. Con estos valores, se procedió a calcular el petróleo original en sitio mediante la fórmula volumétrica. En cambio, para la ecuación de balance de materiales (EBM) se utilizó un software que requería la mayor cantidad posible de información, tanto de datos de producción como de datos PVT, con el fin de que el modelo fuera más preciso y los resultados más confiables. Los resultados obtenidos en la determinación del POES por el método volumétrico y balance de materiales, fueron 2.14869 MMMSTB y 1.96875 MMMSTB correspondientemente. Siendo EBM el más representativo ya que incorpora el comportamiento dinámico del reservorio a largo plazo.
Evaluación técnica del condensado de gas natural CGN como solvente de parafinas en líneas de producción para crudo liviano en el bloque Gustavo Galindo Velasco
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-01-15) Merejildo Morales, Tommy Harold; Ordóñez Andrade, Jorge Paul
El presente trabajo de investigación tiene como objetivo analizar el desempeño técnico del CGN como agente disolvente para el control de formación de depósitos de parafinas en crudo liviano extraído del Bloque Gustavo Galindo Velasco. De este modo, se tomaron en consideración distintos fundamentos teóricos que ayudan y aportan información valiosa para llevar a cabo la presente investigación. La metodología de la misma, se encuentra orientada bajo la investigación experimental, ya que, permite evaluar mediante pruebas de laboratorio, la efectividad del CGN como solvente de parafinas en líneas de producción, además, la presente investigación se enmarca en un diseño cuasiexperimental, puesto que, se busca establecer la causa y efecto. Asimismo, se muestran las técnicas y recursos utilizados para establecer condiciones operativas para futuras pruebas piloto, las cuales son: la prueba de mancha utilizando crudo de los pozos SPA0233, SPA0235, SPA1002, SPA0238 y SPA0221 y la prueba de solvencia de parafinas de los pozos SPA0235, SPA0233, ANC0024 y ANC0093 del bloque Gustavo Galindo Velasco. Finalmente se concluyó que el condensado de gas natural actúa como un solvente parcial que facilita la fragmentación y dispersión de parafinas, y es una alternativa efectiva para el control de depósitos en líneas de producción.
Desarrollo de un software para el análisis comparativo y dimensionamiento entre el bombeo mecánico por varilla y el bombeo hidráulico tipo jet, como estrategia para la optimización de la producción en campos con crudos pesados
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-01-15) Rodríguez Ricardo, Ruddy Raquel; Vargas Gutiérrez, Xavier Ernesto
El presente trabajo de titulación tuvo como objetivo principal el desarrollo de un software para el dimensionamiento y análisis entre los sistemas de bombeo mecánico por varilla e hidráulico tipo jet, considerando las características de especificas del pozo y fluido. Para el desarrollo del software se hizo uso de Python como lenguaje de programación, aprovechando su versatilidad y disponibilidad de algunas librerías científicas avanzadas. Como entorno de desarrollo se optó por Visual Studio Code dado que facilito la codificación y la implementación de algoritmos complejos para cálculos. El software cuenta con una interfaz de usuario interactiva, integrado con cinco módulos principales, pozo y flujo para datos generales, análisis PVT para el modelado del comportamiento del fluido en el reservorio, análisis nodal que determina la capacidad del pozo para producir, mecánico varilla e hidráulico jet para el dimensionamiento de estos, determinando la capacidad del sistema para extraer el fluido de manera más eficiente. Finalmente, los resultados obtenidos permiten al usuario tomar decisiones.
Diseño de cementación flexible para mitigar problemas de inestabilidad de formación en pozos del campo Sacha, provincia de Orellana
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-01-14) Escobar Pinela, Camila Briggitte; Ortíz Campoverde, Eder Miguel; Portilla Lazo, Carlos Alberto
La inestabilidad de formaciones durante la construcción de pozos en la región amazónica ecuatoriana representa un desafío crítico para la integridad estructural y la eficiencia operativa. Esta investigación tiene como objetivo desarrollar un diseño de cementación flexible que mitigue los problemas asociados a estas condiciones geomecánicas, garantizando la continuidad operativa y la rentabilidad de la producción en el Campo Sacha, provincia de Orellana. El estudio estuvo enfocado en los pozos SACHA-489H y SACHA-466D. Se inició con la recopilación de datos de perforación y revisión bibliográfica especializada, seguida de una caracterización de las trayectorias de los pozos y el análisis de propiedades del cemento flexible. Estos insumos se utilizaron para establecer escenarios para simulación, lo que posibilito el diseño y validación de modelos de cementación adaptados a las condiciones específicas del campo. Los resultados demuestran un comportamiento favorable del cemento flexible, evidenciado por un Factor Potencial de Flujo (FPF) superior a 0.8 en ambos pozos, con valores de hasta 1.0 en las zonas críticas, lo que indica un aislamiento zonal eficaz. Los parámetros hidráulicos durante la cementación, incluyendo la Presión Efectiva en Circulación (ECD) y la presión hidrostática, permanecieron dentro de rangos operativos seguros. Asimismo, el análisis económico proyectó una alta viabilidad, especialmente para el pozo SACHA-489H, con un Valor Actual Neto (VAN) de hasta 18.6 millones USD y una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 54%, dependiendo del precio del crudo. Finalmente, los hallazgos respaldan la implementación de cementación flexible como una alternativa técnica y económicamente viable para pozos en zonas con alta inestabilidad geológica, mejorando la integridad del pozo y la eficiencia de explotación en el entorno de la amazonia ecuatoriana.
Evaluación del comportamiento del flujo de crudo mediante dinámica de fluidos computacional CFD e inteligencia artificial para la reducción de coque en la zona de radiación del horno de precalentamiento PH1-B
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-01-14) Alarcón Rodríguez, Eduardo Rayniero; Brito Ávila, Edison Andrés
El presente trabajo evaluó el comportamiento del flujo de crudo en el serpentín de la zona de radiación del horno de precalentamiento tipo vertical de la Refinería de La Libertad, con el objetivo de generar estrategias para reducir la formación temprana de coque. El modelado para la comprensión de los fenómenos físicos, así como su cálculo, se realizó mediante el software ANSYS en la simulación de los perfiles de velocidad y los efectos hidrodinámicos del hidrocarburo sobre la tubería; en paralelo un modelo de clasificación binaria entrenado con 800 registros históricos de las variables de proceso es la base comparativa para estimar anomalías anticipando escenarios críticos. Los resultados obtenidos incluyen mapas de riesgo por sección y un escenario prospectivo a 30 días; ambos criterios de evaluación estimaron que un menor tiempo de residencia del fluido durante su procesamiento en la zona de radiación es el principal objeto de control y debe ser modificado de acuerdo con las propiedades presentes del hidrocarburo. En conclusión, la integración de CFD e IA constituye una estrategia preventiva de monitoreo y soporte, que anticipa y mitiga condiciones operativas que superen los umbrales críticos, reduciendo el riesgo de formación temprana de coque.
Estudio de factibilidad de aplicación de surfactantes naturales como método de recuperación mejorada para el aumento producción de petróleo en el campo Libertador.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-01-14) Limón Orrala, Anthony Santiago; Iturralde Kure, Sadi Armando
La presente investigación es llevada a cabo ante la necesidad de alternativas como surfactantes biodegradables y menos tóxicos frente a sus similares derivados de petróleo. Por lo tanto, se analiza la aplicación de surfactantes naturales como método EOR y sus parámetros o condiciones influyentes en la reducción de IFT agua-petróleo, alteración de mojabilidad y producción adicional de petróleo, con el objeto de proponer un surfactante natural con potencial aplicación en la arena U Superior del campo Libertador. Para el desarrollo del trabajo de titulación se llevó a cabo la investigación tanto descriptiva como explicativa, y recopilación de información a través de casos de estudio de aplicación de estos tipos de surfactantes disponible en los repositorios de artículos científicos, técnicos y de investigaciones realizadas al campo. Concluyendo que, los parámetros influyentes en la obtención de menor IFT y mojabilidad, y mayor producción son: la salinidad y temperatura, donde la saponina extraída de la planta saponaria soapwort y Anabasis setifera mostraron mejores resultados frente a los demás surfactantes extraídos de plantas o microorganismos (biosurfactantes) y surfactantes bio-based considerando la concentración de surfactante, impacto ambiental y obtención de estas en el país.
Evaluación del sistema de levantamiento artificial en el pozo Barinas II-A mediante simulación numérica.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-01-14) Guzñay Achance, Cristhian Estiven; Reyes Panchana, Will Rodolfo; Brito Ávila, Edison
El presente trabajo tuvo como objetivo evaluar el desempeño del sistema de levantamiento artificial mediante bombeo electrosumergible (BES) en el pozo BARINAS II-A, ubicado en el Campo San Silvestre. Se identificó que el pozo no era capaz de producir de forma natural, debido a la insuficiencia de presión del yacimiento para vencer las pérdidas del sistema de producción. Para abordar esta problemática, se utilizó la Simulación Numérica, con el cual se simuló la dinámica del flujo en el pozo bajo condiciones reales. Se caracterizó el yacimiento, el fluido y la configuración mecánica del pozo, y posteriormente se modeló el sistema BES, considerando parámetros como el número de etapas de la bomba, su frecuencia de operación y la ubicación óptima de instalación. Los resultados demostraron que, con la implementación del sistema BES correctamente dimensionado, fue posible establecer un punto de operación estable, alcanzando un caudal de 1745 STB/d. El análisis nodal, el perfil de presión y las curvas de velocidad variable confirmaron que el sistema propuesto garantiza eficiencia y estabilidad operativa. Se concluye que la simulación es una herramienta confiable para el diseño y optimización de sistemas de levantamiento artificial en pozos no fluyentes

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