Tesis de Petróleos

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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
Análisis de viabilidad para la implementación de energía solar en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en la refinería La Libertad
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-01-14) Suárez Soriano, Juleidy Juliana; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
Es importante establecer la viabilidad de la energía solar para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, ya que las empresas utilizan combustibles fósiles como fuente para generar electricidad. En relación con esta problemática, la Refinería La Libertad se encuentra en el interior de una población, lo cual afecta a los ciudadanos debido al desarrollo de sus actividades; en particular, la quema de diésel para la producción de energía eléctrica, que genera emisiones de CO2. Mediante un análisis de las actividades que realiza la Refinería La Libertad en el proceso de generación de energía, se determina que se consume 46.972 galones de diésel para un total de 592.044 KW/h al mes, lo que produce 5,35 toneladas métricas de CO2, gases que son perjudiciales para la salud de los seres humanos, el medio ambiente. Bajo este criterio se analizó la implementación de paneles solares al sector del área administrativa y parte periférica de alumbrado de las instalaciones, la misma que es abastecida por el generador 2, tal como se evidencia en el desarrollo del trabajo. Además, la propuesta requiere una inversión total de $48.000, lo cual confirma su viabilidad práctica. El proyecto resulta favorable para reducir la contaminación ambiental y, si bien inicialmente se implementaría en un sector específico, sentaría las bases para una aplicación progresiva y expansiva.
Estimación de reservas para yacimientos fracturados del campo Ancón de la provincia de Santa Elena mediante el uso de una herramienta computacional Python
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-01-14) Acosta Suárez, Jesús Darío; Loor Vera, Alex Eduardo; Ordoñez Andrade, Jorge
En este estudio se desarrolló una metodología de tipo descriptiva para demostrar las reservas para reservorios fracturados del campo Ancón, provincia de Santa Elena, abordando desafíos como la heterogeneidad geológica y la limitación de métodos tradicionales. Se creó e implementó una herramienta computacional en el lenguaje de programación Python que integra la ecuación de balance de materiales, modificada para modelos de doble porosidad, incorporando datos geológicos, petrofísicos y propiedades PVT derivados de correlaciones empíricas y fuentes secundarias. El análisis se centró en Atlanta y Santo Tomás como principales formaciones con presencia de un sistema fracturado, aplicando sensibilidad paramétrica y validación histórica de producción para cuantificar influencias clave como compresibilidad y permeabilidad, obteniendo una estimación cercana a la realidad. Con el propósito de que la incertidumbre sea reducida aproximadamente en un 15 % respecto a enfoques convencionales, facilitando evaluaciones económicas más robustas y promoviendo herramientas de código abierto para optimizar la gestión de yacimientos complejos para futuras investigaciones.
Análisis comparativo del diseño operacional de perforación de dos pozos direccionales del campo Sacha del Oriente ecuatoriano.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025., 2025-08-15) Bazán Suárez, Jean Pierre; Portilla Lazo, Carlos
Este procedimiento describe los pasos a seguir para el análisis de cada uno de los procesos operacionales de dos pozos con el fin de entender las operaciones que se realizan en el campo. El objetivo de este trabajo es analizar el diseño operacional de perforación empleados en dos pozos direccionales del campo Sacha del Oriente ecuatoriano, mediante un análisis comparativo de ambos pozos. El desarrollo del proyecto se llevará a cabo en los pozos en el campo Sacha de la Cuenca Oriente con la información obtenida mediante los reportes diarios de perforación de los respectivos pozos. Es decir que los datos técnicos e información serán manejados de manera confidencial lo cual son establecidos por la propia empresa. El análisis de resultados nos dice que se preparó 900 bls de lodo con 10 lpb de Bentonita en tanques de superficie y en paralelo armó BHA convencional con broca tricónica de 16''. Perforó sección de 16'' hasta 286' con 180 gpm, 250 psi, 50 rpm, TQ: (1-2) klb*ft. Se recomienda agregar constantemente Soda Ash por medio del tanque de Soda Caustica, hasta alcanzar los 2500ft. Utilizar Saap como dispersante hasta 2500ft, luego continuar con Desco hasta el final de la fase. Bombear píldora dispersa cada conexión y píldora viscosa cada 2 conexiones. Mantener una concentración mínima de terra rate en el sistema para evitar embolamientos de la broca durante la perforación.
Desarrollo y diseño de un tratador de aguas producidas por electrocoagulación.
(2025-08-15) Alegria Soriano, Cristian Samuel; Yagual Pita, Israel Isidro
El proyecto aborda el tratamiento de aguas producidas mediante electrocoagulación, una técnica electroquímica sostenible que elimina contaminantes sin aditivos químicos. Se inició con análisis fisicoquímico del agua, evaluando pH, salinidad, sólidos disueltos y saturación de oxígeno. Posteriormente, se diseñó una celda electrolítica con electrodos de aluminio y hierro. La corriente eléctrica genera iones metálicos que actúan como coagulantes, desestabilizando partículas coloidales y promoviendo su precipitación. Variables como tipo de electrodo, intensidad de corriente y tiempo de tratamiento resultaron claves. Los electrodos de aluminio y hierro regularon el pH a un rango ambientalmente seguro, también redujeron sólidos disueltos, aumentaron la saturación de oxígeno y disminuyeron la salinidad. Este estudio afirma que la electrocoagulación es una solución sólida para mitigar los impactos ambientales de la producción de petróleo. Más allá de las aplicaciones inmediatas, este proyecto sienta las bases para la innovación continua, invitando a futuras investigaciones para perfeccionar aún más el sistema y extender su uso a la gestión sostenible del agua. Con sus claros beneficios medioambientales, esta iniciativa posiciona la electrocoagulación no solo como una herramienta para el cumplimiento, sino como un paso hacia prácticas industriales más sostenibles
Análisis de desempeño y estrategias de control direccional con sistema rotatorio autotrak en pozos tipo J para optimizar la eficiencia operativa en la perforación del pozo Sacha 1X del campo Sacha
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Moreira Suarez, Venecia Dennise; Tigrero Floreano, Mariuxi Carolina; Vargas Gutiérrez, Xavier
El presente trabajo de investigación se centró en evaluar el comportamiento del desempeño del sistema rotatorio AutoTrak, utilizada en la perforación de pozos con trayectoria tipo “J” mediante un análisis comparativo frente a una tecnología convencional. Para este análisis se tomó como estudio principal al pozo Sacha 1X perforado con RSS AutoTrak, y el pozo Sacha 267D, perforado con motor de fondo. Ambos pozos se encuentran ubicado en el Campo Sacha. En base al rendimiento y eficiencia del uso de las herramientas en los pozos, se realizó un estudio comparando los parámetros operacionales como la tasa de penetración (ROP), el peso sobre la broca (WOB), las rotaciones por minuto (RPM), el torque (TQ), la presión (psi) y horas netas de perforación (h). Además, se identificaron y evaluaron estrategias como la integración de sensores MWD/LWD y la gestión del dogleg severity (DLS) para un mayor control direccional. Los resultados de este trabajo de investigación evidenciaron que el sistema rotatorio AutoTrak demuestra mejor desempeño y optimiza las operaciones de perforación gracias a su diseño avanzado, reduciendo tiempo neto y mejorando el control direccional, especialmente en pozo complejos como los de trayectoria Tipo “J”.
Estudio técnico económico y ambiental para la implementación de un sistema de energía hibrida solar- convencional en la Estación de Bombeo de Hidrocarburos La Libertad
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Gorostiza Soriano, Anthony Alexander; Yagual Pita, Israel Isidro
Las operaciones en la estación de bombeo tienen una total dependencia de energía convencional mediante la red eléctrica lo que representa con el alto consumo, elevados costos de operación. El objetivo principal de este trabajo es dimensionar un sistema energético que optimice el suministro eléctrico en la estación de bombeo con costo de producción menor a la tarifa del sector industrial. El estudio del presente trabajo se hará realizando levantamiento de información que detalle demanda energética en la estación de bombeo Cabecera La Libertad que permitirá desarrollar un análisis técnico, económico (indicadores económicos) y ambiental (emisiones de CO2 ) que ayude a determinar si el sistema híbrido cubre con las necesidades energéticas de la estación. Los resultados obtenidos mediante el dimensionamiento por cálculos matemáticos y la simulación realizada con el software PVSyst demuestran viabilidad técnica y económica y determinantes para la fiabilidad del proyecto. Finalmente, las sugerencias para adquirir componentes para el sistema y minimizar los costos.
Evaluación económica y ambiental del uso de la energía fotovoltaica en operaciones de perforación en el bloque Shushufindi, pozo SHSH-248H
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Ardila Cárdenas, Ninel Brenda; Yagual Pita, Israel Isidro
El presente trabajo evalúa la viabilidad técnica, económica y ambiental de implementar un sistema solar fotovoltaico autónomo con almacenamiento en baterías para abastecer la demanda energética de una campaña de perforación de 32 días, llevada a cabo en el pozo SHSH-248H, ubicado en el campo Shushufindi. Esta propuesta busca reemplazar el uso convencional de generadores diésel, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles en zonas remotas. Para el desarrollo del estudio se utilizó información climática del software PVGIS y se realizó el modelado energético mediante PVsyst. Se dimensionó un sistema fotovoltaico portátil de 9.11 MWp con baterías LiFePO₄, capaz de generar 736000 kWh durante el período de perforación. Además, se aplicaron herramientas de evaluación financiera como el LCOE, VAN y TIR, y se calculó la reducción de emisiones de CO₂. Los resultados demuestran que, si bien el sistema presenta una inversión inicial elevada, su reutilización en tres o más campañas anuales permite alcanzar un LCOE competitivo de 0.1685 USD/kWh. Se concluye que el sistema es viable desde una perspectiva técnica y ambiental, y puede llegar a ser económicamente rentable si se optimiza su uso en múltiples operaciones por año.
Evaluación técnico - económica de la dosificación de solvente para el control de parafinas en pozos de la sección 73 del bloque Gustavo Galindo Velasco
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Villavicencio Gómez, Roy Josep; Cevallos Ramos, Oscar Efrain; Yagual Pita, Israel
Esta investigación realizó una evaluación técnico-económica de los métodos para corregir y controlar los depósitos de parafinas en tuberías de producción del campo Gustavo Galindo Velasco, las cuales han generado una gran pérdida económica y operativa. Este estudio llevó a cabo una comparación de efectividad y rentabilidad de varias alternativas usadas en el campo: utilización de solventes, limpieza mecánica y limpieza con aire a presión. Así mismo, se utilizaron datos de pozos con problemas críticos de parafina como el ANC0004 y el ANC1211 con el fin de determinar la viabilidad de cada una de las alternativas estudiadas. Los resultados indicaron que la inyección preventiva combinada de solvente más inhibidor es la solución más eficaz y rentable. Este método ayuda a prevenir la cristalización de la parafina, reduce considerablemente la frecuencia de intervenciones y mantiene una producción más estable, generando un costo-beneficio favorable. Adicionalmente, se concluyó que la limpieza mecánica debe de utilizarse solo como un recurso correctivo en casos donde los taponamientos son más severos, esto debido a alto costo y a una paralización de la producción obligatoria. Por otro lado, la inyección de aire resultó ser ineficaz como método principal de control de parafinas. Por lo tanto, se recomienda implementar un programa con tratamientos químicos como método preventivo, tomando en cuenta la rentabilidad individual de cada pozo.
Propuesta de tecnología de recuperación de vapor VRU para la reducción de emisiones de compuestos orgánicos volátiles COV en tanques de almacenamiento en la refinería de La Libertad
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Suárez Neira. Erika Nicole; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
Este trabajo de titulación presenta y sugiere la aplicación de una tecnología de recuperación de vapor (VRU) evaluando su aplicabilidad en la RLL, con el objetivo de disminuir las emisiones de COV procedentes de los tanques de almacenamiento, esta tecnología brinda una recuperación de hasta un 95% de estas emisiones, aportando de manera notable a la reducción de los niveles de contaminación atmosférica. Se evalúan los datos técnicos necesarios para el estudio y mediciones de emisiones de ciertos tanques de la RLL. Además, se llevó a cabo un estudio detallado de la tecnología VRU, comparando con otras alternativas de sistemas con la misma finalidad de reducción de emisiones que también pueden utilizarse en los tanques de almacenamiento. Se analizan las ventajas y desventajas de cada una para a su vez escoger la mejor alternativa, la propuesta de poner en marcha un sistema VRU en la RLL es una opción factible y amigable con el entorno, respetando las regulaciones medioambientales, también produce un efecto beneficioso en la sostenibilidad de la industria del petróleo.
Análisis técnico-económico para optimizar el sistema de bombeo electro sumergible en pozos del Oriente ecuatoriano del área Shushufindi Norte
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Oviedo Zambrano, Bryan Josue; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
El presente trabajo se inicia con el objetivo de optimizar el sistema de bombeo electrosumergible en los pozos del área Shushufindi Norte ubicados en la Amazonia ecuatoriana, realizando un análisis técnico-económico que permita mejorar las condiciones de operación, reducir costos y aumentar la producción. Para esto se utilizó el análisis nodal como metodología apoyada por software de uso libre con el cual se simulo el comportamiento del sistema desde el fondo del pozo a superficie se evaluaron parámetros de operación consumo de energía y costos, también se realizó una comparación con tres configuraciones REDA DN1750, ODJ W2 y SP TD280 para revisar su comportamiento con el pozo y su diseño actual así mismo parámetros como requisitos de potencia, mantenimientos necesarios y retornos de inversión. En base a los resultados se identificó que el modelo ODJ W2 posee un mejor desempeño técnico y económico frente al sistema actual, esto debido a su mayor eficiencia hidráulica y menor consumo de energía acompañado de menor costos operativos, al aplicar este sistema se podrían obtener mejores resultados y prolongar la vida útil del pozo.
Optimización del recobro mejorado de petróleo mediante la inyección de agua de baja salinidad modificada con nanopartículas: simulación aplicada al pozo SSF-195 del campo Shushufindi.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Castillo Correa, Kerly Juleysi; Luna Tumbaco, Oliver Adrian; Villegas Salabarria, José Ballardo
Esta investigación evaluó la viabilidad y los efectos de la inyección de agua de baja salinidad enriquecida con nanopartículas de sílice como método para impulsar la recuperación de petróleo en pozos petroleros ubicados en el campo Shushufindi, Ecuador. La investigación utilizó modelado numérico realizado con el software CMG, adaptando el modelo a las características petrofísicas y condiciones únicas del yacimiento en estudio. Se examinaron diversos escenarios: inyección de agua tradicional y una combinación de inyección de agua de baja salinidad con nanopartículas. En cada escenario, se monitorearon factores como la tasa de recuperación, el flujo de petróleo y la efectividad del barrido. Los hallazgos indicaron que el uso de la inyección de agua de baja salinidad con nanopartículas de sílice mejoró notablemente la tasa de recuperación en comparación con los enfoques tradicionales. La introducción de nanopartículas mejoró la mojabilidad de la roca y redujo la tensión interfacial, facilitando el movimiento del petróleo atrapado. Se establecieron concentraciones ideales de nanopartículas y parámetros de inyección para optimizar la eficiencia del proceso. La tecnología evaluada ofrece una opción viable para mejorar la producción en yacimientos envejecidos en Ecuador. La metodología creada y los parámetros identificados podrían ser implementados en otros pozos que compartan características similares, apoyando así la sostenibilidad y productividad del sector petrolero nacional.
Evaluación del sistema de tratamiento y recuperación de aguas oleosas en la refinería de La Libertad.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) López Mejía, Keyla Maholy; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis Del Valle
La evaluación del sistema de tratamiento y recuperación de aguas oleosas en la refinería de La Libertad está orientado a realizar un diagnóstico exhaustivo del sistema de tratamiento y recuperación de aguas oleosas, identificar áreas de mejora, garantizar el cumplimiento ambiental y proponer soluciones técnicas y sostenibles para optimizar el proceso. Se evaluará la eficiencia y viabilidad del sistema de tratamiento y recuperación de estas aguas oleosas en refinería de La Libertad, considerando su capacidad para separar hidrocarburos, reducir contaminantes y cumplir con las respectivas normas ambientales que existen. Se analizará el sistema empleado, la calidad de agua tratada y su potencial para futuros estudios. Además, se identificará oportunidades de mejoras para optimizar el proceso, minimizando así los impactos ambientales y los costos operativos. En conclusión, El sistema actual de tratamiento y recuperación de aguas oleosas en la Refinería La Libertad cumple parcialmente con los estándares ambientales establecidos, pero presenta deficiencias operativas en algunas unidades. Se identificó una eficiencia media en la separación de fases (agua-aceite-lodos), lo cual afecta la calidad del efluente y puede generar riesgos ambientales.
Optimización de la inyección de diluyente en pozos de crudos pesados y alto corte de agua con sistemas de bombeo electro sumergible en la Arena M1 del Campo Fanny, Bloque Tarapoa.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Lindao Lindao, Douglas Arling; Villao De La Cruz, Jair Andrés; Villegas Salabarria, José Ballardo
El trabajo se centra en estudiar y tratar de optimizar la producción de crudo pesado en la Arena M1 del campo Fanny, ubicado en el Bloque Tarapoa, mediante la inyección de diluyentes como estrategia para mejorar la eficiencia de extracción en pozos con alto corte de agua y baja producción. Se realizó un estudio basado en la simulación de diferentes escenarios de inyección de diluyentes utilizando el software PROSPER. Se seleccionaron pozos con altos niveles de corte de agua, baja eficiencia de extracción, y se diseñaron escenarios de inyección de diluyente, ajustando variables clave como la viscosidad del crudo. Además, se llevó a cabo un análisis económico para evaluar la viabilidad financiera de la estrategia planteada. En los hallazgos de la tesis se determinó que la implementación de un modelo optimizado de inyección de diluyente es una estrategia viable para mejorar la producción de crudo pesado en condiciones de alto sw, asegurando una extracción más eficiente y sostenible en el campo Fanny.

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