Tesis de Ingeniería en Petróleo

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Evaluación de la inyección de polímeros para incrementar la producción del pozo Mariann-53 del campo Shushufindi
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Del Pezo Figueroa, Malena Nagely; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis
El presente trabajo tiene como objetivo en la nueva implementación de métodos de recuperación mejorada (EOR en la técnica de inyección de polímeros como una solución para el aumento de producción del petróleo en el pozo Mariann-53, que se encuentra ubicado en el campo Shushufindi. En la cual presenta información como características del pozo y datos relevantes que serán de ayuda para la aplicación de esta técnica para el recobro del crudo, considerando la disminución natural de la presión y producción con el paso de los últimos años. Se evaluaron tres escenarios para el aumento del petróleo como la producción primaria, inyección de agua y la inyección de polímeros en dos tipos HPAM y AN125VHM a diferentes concentraciones y caudales. Los resultados se presentaron con la ayuda del simulador CMG demostrando que el HPAM a 1500 ppm y AN125VHM a 1000 ppm, proporcionan un incremento notable para el factor de recobro de petróleo, con una mejora en la eficiencia de barrido y la movilidad de los fluidos agua-petróleo La investigación ayuda como precedentes para el desarrollo de nuevos proyectos para los métodos de recuperación mediante la inyección de los polímeros para los campos maduros del país.
Análisis técnico-financiero del uso del sistema no convencional Linear Rod Pump LRP dentro de los pozos con bombeo mecánico 021 y 032 del campo Pacoa
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Pozo Choez, Jim Javier; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
En la industria petrolera se busca mejorar siempre, de manera sustentable, óptima y segura, por tanto, esta tesis plantea la factibilidad que tiene realizar un cambio de Bombeo Mecánico (BM) al Sistema de Linear Rod Pump (LRP). En este caso se utilizará un simulador en dónde introduciremos los datos correspondientes de los pozos 021 y 032 del campo Pacoa. Analizaremos su comportamiento a diferentes SPM para el Bombeo Mecánico y también la reacción del pozo frente al Sistema de LRP, ya que el sistema de BM es compatible con el Sistema de LRP debido a que ambos comparten la misma completación y tienen similitudes en su configuración dentro del pozo. Por tal razón se ha realizado un análisis económico que reflejaría la reducción de los costos que se harían normalmente en un cambio de bombeo. Finalmente, los resultados reflejan que implementar un cambio de sistema permite la optimización de la producción y recuperación de la inversión de manera positiva para el campo.
Factibilidad del uso de inteligencia artificial en la etapa de producción aplicada a la industria hidrocarburifera en pozos del Ecuador
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-08-12) Rosas Ramirez, Arturo Ismael; Brito Avila, Edison
La inteligencia artificial (IA) está revolucionando el siglo en el que vivimos tanto en educación, ciberseguridad, automatización e incluso en todo tipo de industria, incluyendo la producción de hidrocarburos. En la actualidad, se han desarrollado avances tecnológicos que permiten optimizar el proceso de identificación de patrones de flujo, a partir de la implementación de técnicas de inteligencia artificial, debido a que existen limitaciones para monitorear varios patrones, interior de las tuberías, toma de decisiones, malinterpretación de datos entre otros. Unos avances que ha hecho la IA en las industrias están: Control de Calidad Preciso, la IA permite supervisar el comportamiento y la operación de cada componente del equipo de fabricación. Al recopilar datos del proceso, se detectan errores y defectos que afectan el producto final. Automatización y Monitoreo en Tiempo Real, la IA recopila datos en tiempo real sobre el funcionamiento de las plantas de producción. Esto automatiza procesos rutinarios y permite monitorear y recomendar intervenciones en la producción. Áreas como el mantenimiento predictivo, la calidad y la detección de defectos se benefician de estas soluciones. Agilidad y Sostenibilidad: La IA también ofrece adaptabilidad rápida a cambios en la demanda o especificaciones del producto. Además, op La inteligencia artificial (IA) está transformando profundamente múltiples sectores en este siglo, desde la educación y la ciberseguridad hasta la automatización industrial y la producción de hidrocarburos. En la industria energética, por ejemplo, los avances tecnológicos basados en IA han mejorado significativamente la capacidad de identificar patrones de flujo en tuberías, algo que antes resultaba difícil de monitorear de forma eficiente. Gracias a estos sistemas, hoy es posible reducir errores en la interpretación de datos y tomar decisiones con mayor precisión.
Evaluación de los procesos de producción en pozos inyectores en el campo Oglan del oriente ecuatoriano.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024., 2024-08-15) Gabino Florencia, Juan Carlos; Portilla Lazo, Carlos Alberto
El trabajo de titulación tiene como objetivo realizar una evaluación de los procesos operacionales para perforar hoyo de producción considerando las actividades realizadas dentro de los pozos del campo Oglan. Este procedimiento solo debe utilizarse para perforar hoyos de producción de entre 8-1/2” y 4-3/4” en pozos exploratorios, delineadores, avanzada, de desarrollo, inyectores y térmicos ubicados en las diferentes áreas operativas de la corporación, bajo condiciones normales de operación. Los resultados obtenidos dentro de los informes adquiridos deben incluir el programa detallado de perforación, la elaboración de los requerimientos de herramientas, materiales y equipos descritos en el programa de perforación, así como la verificación de su correcta operabilidad y la disponibilidad de los mismos para la perforación del hoyo de producción. Se recomienda que antes de perforar el hoyo conductor, el fluido de perforación cumpla con las propiedades especificadas y que los desechos se manejen conforme a la normativa ambiental. Es esencial mantener los volúmenes correctos de fluido de perforación y reportar cualquier anomalía. Para los parámetros de perforación, se deben realizar análisis de riesgos, mantenimiento preventivo y predictivo, y simulacros semanales de control de pozos.
Evaluación técnica en seguridad, gestión y ambiente con operaciones de completación de pozos en el campo Shushufindi del oriente ecuatoriano.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena. 2024, 2024-01-24) Miranda Muñoz, Yandri Adrián; Rosado Hernández, Lenin Joel; Álvarez Domínguez, Cristian Paúl
En el presente estudio de investigación se abordan los factores que generan vulnerabilidad en el personal operativo, así como en el entorno ambiental en el cual se desarrollan las operaciones. Se consideran variables incidentes en problemas relevantes que afectan la seguridad, gestión y ambiente laboral, incluyendo el impacto ambiental. Se examina la aplicabilidad de las normativas ISO 45001 y 14001, reconocidas por sus estándares en seguridad y medio ambiente, respectivamente. A partir de un análisis detallado de estas normativas, se propone la elaboración de matrices tanto de gestión de riesgos como las del medio ambiente; variables clave relacionadas con riesgos y contaminación detalladas en el presente trabajo de investigación, obteniendo así una herramienta esencial para la evaluación y medición de los niveles de riesgo presentes en el entorno laboral y ambiental del campo de operaciones, a partir de estos análisis se propone soluciones clave para brindar una mejor calidad de trabajo.
Análisis de factibilidad de la aplicación del sistema de bombeo de cavidades progresivas no convencional en el campo Pacoa- bloque 1
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-01-25) García Morquecho, Diana Fernanda; González Huamán, Anthony William; Chuchuca Aguilar, Fidel
En el campo Pacoa, 26 pozos utilizan bombeo mecánico, en su mayoría registran una producción inferior a 5 bfpd, según informes de EP Petroecuador revelan incumplimientos en la producción planificada, con un déficit actual y bajos rendimientos de los pozos. Se plantea evaluar la factibilidad del sistema PCP y se eligió los pozos Pacoa 004, 021, 032 y 037 utilizando un programa especializado llamado PROSPER para simular el diseño de cada pozo, generación de modelos PVT, índices de productividad y esquema mecánico de los pozos. El análisis de sensibilidad optimiza la producción y minimiza costos en la extracción de petróleo, examina parámetros como la profundidad de la bomba y diámetro de la tubería, ajustando la eficiencia y vida útil de los pozos. Detalla diseños de equipos PCP, especificaciones y criterios adaptables a las condiciones cambiantes del yacimiento, maximizando la productividad y prolongando la vida útil de los pozos. Se concluye que los pozos más viables financiera y operativamente son el Pacoa 004 y Pacoa 021. La evaluación financiera muestra que los Pacoa 004 y Pacoa 021 son las opciones más rentables, con un VAN $239,749.50 y $223,824.42 y la TIR superior a la tasa de descuento de 19% y 17% respectivamente, destacando su versatilidad incluso en condiciones adversas. Se recomienda un monitoreo continuo para optimizar la extracción de petróleo.
Reducción de torque y arrastre en perforaciones direccionales en el bloque 56
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-01-25) Escandón Torres, Carla Michelle; Vargas Gutierrez, Xavier Ernesto
El presente trabajo de titulación muestra un estudio de lo que sucede durante la perforación de pozos direccionales, las operaciones presentan problemas con atascamiento de las herramientas que conforman el BHA dentro del hoyo y esto hace que se incremente los tiempos y cause perdidas económicas en el proyecto. Al tener problemas con el toque y arrastre se tiene limitaciones al momento del proceso de perforación se puede perder la sarta de perforación debido a los atascamientos. El realizar un análisis cuidadoso y un control preciso de las fuerzas de empuje y tracción son esenciales para garantizar una perforación direccional exitosa, manteniendo la dirección y la profundidad del pozo según lo planificado. Tecnologías avanzadas, como sistemas de control automatizado y monitoreo en tiempo real, son fundamentales para optimizar estos aspectos durante la operación de perforación.
Análisis de los tiempos no productivos en las operaciones de perforación y completación de un pozo del bloque 60 del oriente ecuatoriano
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-01-25) Arica González, Fricson Israel; Laz Del Pezo, Iván Darley; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
Este trabajo se centra en analizar y tratar de optimizar los tiempos no productivos en un pozo del Campo Sacha. El estudio aborda la identificación y clasificación de los distintos tipos de tiempos no productivos (NPT), como paradas programadas, mantenimientos no planificados y otros eventos que afectan la eficiencia operativa. Se busca comprender las causas subyacentes de estos tiempos no productivos y proponer estrategias para reducirlos. La investigación incluye un análisis detallado de las pruebas iniciales, datos de perforación diaria, la revisión de datos históricos y la aplicación de metodologías específicas para identificar áreas de mejora. Se consideran factores como la disponibilidad de equipos, la eficacia de los procesos de mantenimiento y la capacitación del personal. Los hallazgos de la tesis proporcionan recomendaciones prácticas y soluciones para mitigar los tiempos no productivos, con el objetivo de aumentar la eficiencia y la rentabilidad en la operación del pozo en el Campo Sacha. Además, se destaca la importancia de la gestión proactiva y la implementación de prácticas que minimicen los impactos negativos en la producción.
Control de arena en pozos con sistema de bombeo electro sumergible mediante la técnica de gravel pack para el incremento de la producción en la arena U superior del bloque 16
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-01-25) Acosta Gilces, Edison Paúl; Vargas Gutiérrez, Xavier Ernesto
La arena producida causa algunos problemas relacionados con la limpieza de instalaciones, interrupciones del procesamiento, erosión en equipos de subsuelo y pérdida potencial del control del pozo. Además, provoca fallas en el fondo del pozo, que demoran la producción ocasionando pérdidas de reserva. La técnica gravel pack permite lograr niveles altos de productividad, un control consistente y óptimo de la producción de arena en pozos de alto ángulo y pozos horizontales. Bajo este contexto, este estudio, implementa la técnica de gravel pack para controlar la producción de arena en los pozos con sistemas BES del bloque 16. Utilizando la metodología que empieza con una exploración de datos relacionados al empacamiento de grava y propiedades físicas de pozos productores. Posteriormente, se realiza una simulación basada en curvas IPR, modelo PVT y gravel pack. Adicionalmente, se realiza una evaluación económica, considerando los costos de implementación y producción. La simulación ha demostrado que la técnica gravel pack es una estrategia altamente efectiva para mejorar la producción de pozos productores 01 y 02, debido a que el pozo productor 01 aumentó su producción desde un aporte inicial de 1,900 bfpd a 5,500 bfpd, que se acerca al Flujo Abierto Absoluto (AOF) de 6,000 bfpd. Y el pozo productor 02 (aportaba inicialmente 800 bfpd), incrementó su producción a 3,050 bfpd, que se acerca al AOF de 3,200 bfpd. Con un tamaño de grava de 20/40 o el 16/20, que ha demostrado ser fundamental para la reducción significativa del daño de formación en los pozos analizados. Además, las eficiencias del sistema de bombeo electro sumergible presentan promedios de 77,5% para la bomba y 83% para motor en el pozo productor 01, y en el pozo productor 02 se alcanza un promedio de 55% para la bomba y 60% para el motor.
Análisis de pruebas de presión en pozos de petróleo del campo Lago Agrio mediante el simulador Kappa
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-01-25) Villón Orrala, Gilbert David; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
El análisis de pruebas de pozos es una herramienta valiosa para la caracterización y comportamiento de yacimientos. La incertidumbre sobre los parámetros del yacimiento sigue siendo un desafío en la gestión del yacimiento, pero un análisis confiable podría abarcar un número limitado de propiedades escépticas del yacimiento. Este estudio tiene como objetivo interpretar las pruebas de presión de pozos petroleros del campo Lago Agrio, mediante el uso del simulador Kappa para la toma de decisiones en la declinación de la producción. La metodología de este trabajo de investigación se basa en: recopilación de datos de pozos sometidos a reacondicionamiento; selección de pozos candidatos; simulación en software Saphir; ingreso de propiedades PVT, reservorio y condiciones del pozo; ajuste de pruebas de presión con tasas de producción; análisis transitorio de presión; mapa de profundidades y espesor de la arena Hollín inferior en software Topaze; análisis de curvas logarítmicas y simulación productiva de pozos. Los resultados muestran que el pozo LGA-012 exhibe un caudal máximo de 10600 bpd, el pozo LGA-019 alcanza los 6280 bpd. El pozo LGA-028 muestra un caudal máximo de 6800 bpd, y el pozo LGA033 alcanza un máximo de 5890 bpd. El factor de recobro en El campo, que incluye los cuatro pozos estudiados, muestra un aumento significativo Después de la realización de las pruebas de presión en el año 2021.
Optimización de la recuperación de crudo pesado mediante el método de segregación gravitacional asistida por vapor con aditivos en el campo Pungarayacu
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024, 2024-01-25) Suárez Suquilanda, Susy Katherine; Villegas Salabarria, José Ballardo
Este trabajo de investigación busca solucionar los problemas de la extracción de petróleo pesado en el campo Pungarayacu mediante el aumento de la separación por gravedad con aditivos. El estudio busca adaptar y mejorar esta tecnología en función de condiciones específicas del campo, con potencial para aumentar la eficiencia. Una técnica comúnmente utilizada para la recuperación de petróleo es la inyección de vapor, que es un método de recuperación térmica por el cual el vapor generado en la superficie se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección distribuidos especialmente. Cuando el vapor entra al yacimiento, calienta el petróleo crudo y reduce su viscosidad. Debido a la presencia de petróleo en el yacimiento, los pozos del Oriente Ecuatoriano suelen ser diseñados a grandes profundidades. Esto se debe a que el petróleo del Oriente mantiene densidades y viscosidades altas, que son similares a las del pozo de estudio. Esto abre campos de visión con la misión de permitir la realización de proyectos en condiciones similares a las mencionadas anteriormente.
Análisis de estrategias para prevenir y mitigar los riesgos ambientales derivados de las operaciones hidrocarburíferas en la planta Cautivo, refinería La Libertad
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena. 2024, 2024-01-24) Barrio Velasco, Jerson Jesús; Portilla Lazo, Carlos Alberto
Las operaciones relacionadas con hidrocarburos en Ecuador han aportado positivamente a la economía nacional, aunque simultáneamente han generado problemas ambientales, como contaminación y deterioro del entorno. Estos problemas han afectado la salud de la población y el equilibrio ecológico en ciertos casos. Con el propósito de mejorar la gestión ambiental en estas actividades, la Dirección Nacional de Protección Ambiental y la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas están ejecutando un plan para fortalecer la información ambiental. Este plan implica recopilar datos sobre pasivos ambientales, organizar información socio-ambiental y llevar a cabo un seguimiento estratégico. Un análisis de los registros ambientales de Petroecuador y sus divisiones entre 1996 y 2022 señala incumplimientos respecto a la normativa ambiental vigente. No obstante, desde la implementación de estas normativas, se ha evidenciado una notable mejora en el nivel de cumplimiento. La evaluación de pasivos ambientales ha resaltado la importancia de los pasivos de flujo, los cuales siguen causando daños al medio ambiente. Además, los daños ocasionados por pasivos acumulados, como piscinas cerradas y abandonadas, también están presentes. Las matrices de cumplimiento y no cumplimiento de la normativa ambiental indican que Petroecuador y sus divisiones han progresado en su gestión ambiental en los últimos años. La reducción del número de incumplimientos en un 78,57% se atribuye a una mejor coordinación con las unidades responsables de la protección ambiental, el control y seguimiento implementado por la SPA/DINAPA, y las políticas adoptadas por la empresa estatal.
Diseño de un reactor para ensayos de laboratorio en muestras de alto contenido de parafinas y asfaltenos a condiciones de yacimiento.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024., 2024-01-23) Ramirez Otero, Allan Joel; Malavé Carrera, Carlos Alfredo
Esta investigación se centra en el diseño de un reactor destinado a ensayos de laboratorio que permitan la evaluación del contenido de parafinas y asfaltenos en muestras de crudo. Se aborda un enfoque metodológico teórico basado en las normas establecidas en el código ASME para recipientes a presión, donde se destaca la selección y justificación detallada de cada componente del recipiente, además de describir sus funcionalidades específicas que permitan la operación segura y correcta del reactor. A pesar de que la metodológica teórica garantiza la eficacia del diseño y la caracterización de cada uno de sus componentes, se presentan una serie de limitaciones que son importantes considerar en futuras investigaciones.
Caracterización petrofísica mediante registros de pozos a hueco abierto de dos pozos Sacha 282d y 283d, presentes en río Napo
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena. 2024, 2024-01-24) Zuñiga Alejandro, Ana Dalesha; Morales Delgado, Adriana Gabriela
En el campo SACHA se encuentran los pozos 282D y 283D, se realizó la caracterización petrofísica de los yacimientos de hidrocarburos mediante registros eléctricos a hueco abierto. La metodología utilizada se basó en el análisis de registros de pozos para la identificación de las posibles zonas de interés, análisis de parámetros petrofísicos, también se implementó modelos matemáticos como la ecuación de Timur para estimar la permeabilidad y el modelo de densidad para determinar la porosidad. Mediante el uso de los registros eléctricos, se logró identificar que en los pozos SACHA 282D y 283D en las Formaciones “BT” cuenta con porosidad de menor a 34%, las permeabilidades son de mayor a 150,271 mD, saturación de agua de mayor a 60%. Las Formaciones “U” tiene porosidades de menor o igual a 44%, las permeabilidades mayores a 15,33 mD, las saturaciones de agua de menor a 100%. La Formación “T” tiene porosidad de menor a 34%, la permeabilidad fluctúa de mayor a 30,723 mD y la saturación de agua mayor a 38%, por último, la Formación “Hollín” cuenta con porosidades de mayor a 24%, las permeabilidades de menor a 8,75 mD y la saturación de agua menor a 100%.
Evaluación de la propuesta del programa de perforación del pozo direccional tipo S ubicado en el bloque 60 del oriente ecuatoriano.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena. 2024, 2024-01-24) Guale Prudente, Jessica Sthefany; García Ramírez, César Augusto; Yagual Pita, Israel Isidro
Al realizar una perforación direccional con poca distancia entre pozos, uno de los riesgos inherentes es la aparición de problemas en el pozo. Por lo tanto, es necesario evaluar cuidadosamente cada perforación, especialmente si se trata del bloque 60 del oriente ecuatoriano, que tiene la mayor producción de hidrocarburos. Este trabajo de investigación propone evaluar el plan de perforación mediante la propuesta del programa de perforación direccional tipo “S” para la correspondiente toma de decisiones efectiva de cada sección a perforar. La metodología utilizada se basa en la determinación cualitativa del análisis de la columna litológica y del diseño del pozo tipo “S” y también la determinación cuantitativa del proceso de cementación. Se determinó la profundidad de asentamiento de cada sección, curva de tiempo vs profundidad, el ensamblaje de fondo, cantidad de tubería de perforación y tipo de broca a utilizar en cada sección; adicional, se realizó una estimación económica basado en los costos operativos de la torre de perforación y el costo del personal de perforación y completación para un total de 20 días de operaciones, obteniendo un total de $762847.
Selección de pozos petroleros adecuados para el fracturamiento hidráulico en el campo Libertador
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena. 2024, 2024-01-24) Tomalá Soriano, Juan Fernando; Salvatierra Quimi, Raymond Estefano; Vargas Gutiérrez, Xavier Ernesto
El fracturamiento hidráulico requiere el acoplamiento del comportamiento de la roca y del fluido. Es una de las técnicas más utilizadas en los diversos campos petroleros a nivel global. Se caracteriza por resolver problemas relacionados a baja productividad, que en ocasiones se atribuyen a daños en la perforación y permeabilidad baja del yacimiento. En este marco, el objetivo de este estudio analiza los parámetros que intervienen en el fracturamiento hidráulico, mediante el software especializado, para elegir pozos adecuados a este proceso. El esquema metodológico de esta investigación se basa en: 1) recopilación de datos y selección de pozos candidatos, 2) selección del modelo de fractura hidráulica, apuntalantes y fluido fracturante; y, 3) diseño de fractura y generación de esquema de tratamiento. Los resultados identificaron a los pozos CAR-05, CAR -14 y CAR-15 como candidatos a estimulación. De acuerdo con el HI, los pozos seleccionados del campo Carabobo, demostraron baja producción de petróleo y agua, que es un indicativo de problemas de baja permeabilidad. Algunos pozos de Shushufindi parecían ser buenos candidatos; pero indicaban baja producción de petróleo y casi acercándose al cuadrante de alta producción de agua, por esa razón no fueron seleccionados. Para lograr una longitud media de fractura de 120 ft con ancho de 0.123 in y conductividad de 2363 mD-ft y FcD de 0.5, en forma general para los 3 pozos candidatos, se debe bombear 18776 gal de fracturante YF140.1HTD, 5398 gal de WF140 y 34800 lb de apuntalante Carbolite 20/40, en un tiempo de bombeo 20.4 minutos en 10 etapas a 30 bpm. También se indica un aumento del 5.5% del factor de recobro, tasas de producción inicial que sobrepasan los 1000 bpd.
Evaluación del factor de recobro mediante la inyección de surfactantes y desplazamiento de crudo en la arena U inferior del campo Sacha.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2024., 2024-01-23) Parrales Menace, Luis Enrique; Zuñiga Gordillo, Manuel German; Iturralde kure, Sadi Armando
Este trabajo presenta el método de recuperación mejorada; el método químico, por inyección de surfactante, en el bloque 60 del campo Sacha, en la arena U inferior. Exponiendo las características geológicas del campo y probar diferentes tipos de ubicaciones y volúmenes con el simulador. Mediante la herramienta grafica de Geogebra se hizo el planteamiento de posibles ubicaciones para un pozo inyector que permita una mejor eficiencia de parrido areal. Ubicamos nuestro de plan de inyección de surfactante en los pozos SCHAF-381, SCHAF-382, SCHAF 383H, SCHAF-386, SCHAF-519 ST; usando el pozo SCHAF-382 como pozo inyector. Con la implementación de un software petrolero más usado en la industria para el modelamiento de reservorios y creación de surfactantes. Nuestro objetivo es validar a diferentes tasas de inyección y la mejor ubicación para poder definir la mejor opción. Los resultados obtenidos demostraron que la ubicación y la tasa de inyección tienen un efecto notorio en las tasas de producción del grupo de pozos. Los resultados mostraron que hay un incremento en el factor de recobro de petróleo al inyectar agua con surfactante, también arrojo un incremento paulatino y no brusco en la presión del reservorio a comparación de la inyección de agua.
Evaluación del rendimiento y la eficiencia de las operaciones realizadas durante el proceso de perforación de un pozo direccional en el campo Parahuacu del oriente ecuatoriano
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena. 2024, 2024-01-24) Pichina Lozano, Rogger Daniel; Vera Zamora, Meiby Milaidy; Portilla Lazo, Carlos Alberto
La perforación de pozos direccionales es una técnica esencial para la extracción de petróleo y gas de yacimientos ubicados en formaciones geológicas complejas. En el campo Parahuacu, ubicado en el oriente ecuatoriano, se perforó un pozo direccional con el objetivo de evaluar el rendimiento y la eficiencia de las operaciones realizadas durante el proceso de perforación. Los resultados de la evaluación mostraron que el pozo se perforó con éxito, alcanzando la profundidad y la ubicación objetivo. El proceso de perforación se completó en el tiempo y el presupuesto previstos. Sin embargo, se identificaron algunas áreas de mejora, como la optimización del uso de la energía y la reducción de los residuos generados. Estos resultados son importantes para mejorar la eficiencia de la perforación de pozos direccionales en el campo Parahuacu y en otras áreas de Ecuador.
Producción de ecoáridos a partir de dióxido de carbono capturado de procesos industriales de la refinería La Libertad mediante pruebas de laboratorio.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena. 2024, 2024-01-24) Burgos, Francisco Javier; Morales Delgado, Adriana Gabriela
En el presente trabajo se probó que la elaboración de ecoáridos con dióxido de carbono capturado de procesos industriales de la refinería “La Libertad” a través del método de carbonatación acelerada aplicada a áridos residuales obtenidos de escombros en vía pública es posible. El método de carbonatación acelerada es rápido y eficaz, al ser aplicado en sólidos reactivos con alto contenido de cal u óxido de calcio se obtiene bicarbonato de calcio, el cual puede ser usado como material de construcción. Esto se convierte a su vez en una herramienta de economía circular y sostenible.
Optimización de la producción de crudo pesado a través de un sistema de completación con inyección de químicos a altas tasas en el campo Bermejo del oriente ecuatoriano
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena. 2024, 2024-01-24) Ponguillo Ramírez, Gilda Lisbeth; Vargas Gutiérrez, Xavier Ernesto
El presente trabajo tiene como objetivo proponer el uso de un sistema de completación óptimo para bombear químicos a altas tasas en pozos petroleros de crudo pesado del campo Bermejo, con el fin de mejorar la eficiencia de producción y la recuperación de hidrocarburos de manera segura y efectiva, mediante el análisis de información de los pozos perforados en el campo Bermejo, logrando determinar que el proyecto es rentable. En los resultados obtenidos, la inyección de químicos representa un gran reto técnico de suma importancia en producción del campo en el Ecuador, al igual que el sistema ASL por bombeo de cavidad progresiva para bombear químicos a altas tazas de producción en los pozos de manera eficaz. Las recomendaciones que se pueden dar son: La aplicación de estos sistemas son de mayor importancia ya que nos pueden ayudar con las diferentes operaciones que se pueden dar dentro de la producción de pozos con altas tasas, ya que estos sistemas de PCP tienen una función directa a las cavidades o a las líneas de sellos permitiendo que el fluido entre por las cavidades y pueda desplazarse.

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