Maestría en Petróleos

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Tecnologías de aprovechamiento de gas natural, para reducir los impactos de mecheros en el campo Auca en el Ecuador.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-11-13) Jaramillo Barrera, Edwin Alejandro; Sanclemente Ordoñez, Eddy Rubén
La quema de gas natural en el Ecuador, es de gran interés en vista de que esta práctica produce una alta cantidad de contaminantes (como el dióxido de carbono), causando impactos negativos, tanto sociales y la salud de las personas, como al ambiente ya que aumentan el efecto invernadero, lo cual va en contra del Acuerdo de Paris sobre el cambio climático. Es por esta razón que fue preciso analizar desde un enfoque documental y cualitativo las tecnologías disponibles para el aprovechamiento del gas natural como alternativa a la combustión de gas o “Flaring” en los mecheros del campo Auca, detallando sus implicaciones técnicas, ambientales, normativas y de viabilidad en el contexto ecuatoriano. Para lograr el objetivo propuesto se realizó un estudio descriptivo y exploratorio, de enfoque analítico, inductivo, donde se ejecutó la búsqueda de publicaciones entre el 2019 al 2025. Al efectuar el análisis temático, se demostró que el Flaring en el campo Auca aporta 100800 toneladas métricas de CO2 por año, lo que aumenta las lluvias ácidas y exceso de calor en las localidades cercanas a los mecheros. Entre las opciones como alternativas al uso de mecheros, se plantean la compresión y reinyección de gas enriquecido, la conversión de gas a líquido, la generación eléctrica mediante microturbinas y el reformado de metano con vapor, se necesita de procedimientos fisicoquímicos (temperatura, presión, catalizadores) y al final hidrocraqueo o reactor gas agua/separador de hidrógeno, cada procesamiento adicional aumenta los costos de inversión inicial. Por tal motivo la compresión y reinyección de gas es la alternativa más viable que permite reducir el Flaring hasta un 60% y mejoraría las condiciones ambientales en el campo Auca.
Implementación de inteligencia artificial para la predicción y optimización del rendimiento en el Bloque 7
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-11-13) Montenegro Borbor, Hipólito Andrés; Portilla Lazo, Carlos Alberto
El objetivo de este estudio es examinar la posibilidad de utilizar inteligencia artificial (IA) en el Bloque 7, un área productiva petrolera del oriente ecuatoriano, para prever y mejorar la eficiencia de producción. Para analizar el uso de modelos de inteligencia artificial en la industria hidrocarburífera, se realizó un estudio con una perspectiva documental que contempló la revisión de tesis, informes técnicos y artículos científicos. Se identificaron como las herramientas más relevantes los modelos híbridos de aprendizaje automático, las redes neuronales (LSTM) y los algoritmos de árboles de decisión, que son capaces de prever descensos en la producción, mejorar la eficacia del consumo energético y detectar fallos en el equipo. Se llega a la conclusión de que la IA tiene el potencial de ayudar a optimizar la recuperación de hidrocarburos en el Bloque 7, disminuir los costos operacionales y respaldar la sostenibilidad medioambiental, siempre y cuando su implementación sea progresiva, comenzando con proyectos piloto y robusteciendo la infraestructura de datos y telemetría.
Evaluación del impacto de la energía fotovoltaica en la operación de estaciones de compresión de gas
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-11-13) Lainez Del Pezo, Angelo Jimmy; Salcedo Arciniega, Marco Antonio
Esta investigación evalúa la viabilidad técnica, económica y ambiental de integrar un sistema fotovoltaico (PVS) en la Sección de Compresión de Gas de la Estación Central Shushufindi, ubicada en Sucumbíos, Ecuador, para reducir la dependencia de combustibles fósiles. La estación captura 2,5 MMSCFD de gas natural, con un consumo energético de 750 kW diarios, generando emisiones de CO2. El estudio aborda la transición energética hacia energías renovables, destacando el potencial solar de Ecuador (con HSP (Hora Solar Pico) promedio de 3,73 horas basado en datos de la NASA de 2022-2024, en esta zona). Se dimensiona un PVS de 1000 kW con 373 paneles, 3 inversores y 5 baterías, considerando una eficiencia del 75% y un área de 1158,538 m². Económicamente, compara costos: operación con gas cuesta $27,375 anuales, mientras que el PVS inicial de $232 593,6 genera ahorros progresivos, recuperando la inversión en el tercer año, con beneficios ambientales como reducción de GEI.
Sistemas integrados de gestión y su impacto en el desarrollo de la industria petrolera: análisis bibliométrico.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-11-12) Junco Ortiz, Freddy Geovanni; Carrión Mero, Paúl
La industria petrolera depende sustancialmente de la productividad, la sostenibilidad y la responsabilidad ambiental. Esta investigación busca analizar las tendencias globales en Sistemas Integrados de Gestión (SIG) mediante análisis bibliométrico y una revisión sistemática, identificando tendencias clave y futuras líneas de investigación. Se definen tres fases: (i) Estrategias de búsqueda, (ii) Análisis bibliométrico y (iii) Revisión bibliográfica mediante el método PRISMA (Ítems de Informe Preferidos para Revisiones Sistemáticas y Metaanálisis). Se identificaron 1137 publicaciones indexadas en Scopus (1969-2025), con un crecimiento anual del 8,5%, siendo los principales contribuyentes: China (174 publicaciones), Estados Unidos (112), la Federación Rusa (74) y Brasil (67). El 65 % de los estudios se centran en la mejora del desempeño y la prevención de riesgos laborales, basándose en las normas de la Organización Internacional de Normalización (ISO) 9001 (calidad), ISO 14001 (gestión ambiental) e ISO 45001 (salud y seguridad en el trabajo). Sin embargo, se identificaron importantes tendencias en la investigación relacionadas con la limitada exploración y aplicación de tecnologías emergentes (inteligencia artificial, blockchain y aprendizaje automático), adaptadas culturalmente a factores clave para optimizar los procesos y operaciones logísticas, contribuyendo así a una mayor eficiencia y sostenibilidad en la industria petrolera.
Modelamiento del fracturamiento hidráulico utilizando el software CMG, para la optimización de la producción en pozos petroleros del campo Libertador
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-10-16) Tomalá Soriano, Juan Fernando; Sanclemente Ordoñez, Eddy Rubén
El campo Libertador en Ecuador, con más de 40 años de explotación, presenta un declive en producción debido al daño de formación que reduce la permeabilidad original de la roca, afectando más del 90% de sus pozos activos, con producción inferior a los 550 BPPD. El objetivo de la presente investigación es desarrollar el modelamiento del fracturamiento Hidráulico, utilizando el software CMG, para la optimización de la producción en pozos petroleros del campo Libertador, mediante la creación de fracturas que incrementen la conductividad en las formaciones productoras, utilizando un enfoque experimental cuantitativo donde se seleccionaron pozos candidatos con baja producción y daño significativo, utilizando el índice de heterogeneidad y análisis del factor skin. Se determinó el fluido fracturante y agente apuntalante adecuados según condiciones del yacimiento. Se diseñó y simuló la fractura con FRACPro y CMG, ajustando parámetros de fractura (longitud, ancho, conductividad) y evaluando escenarios para optimizar la producción y reducir daño. Los resultados muestran que las
Determinación de las unidades de flujo aplicando la metodología FZI en el pozo SCHAR – 501 del campo Sacha.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-10-16) González González, Ginger Carolina; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis Del Valle
Este estudio tiene como objetivo determinar las unidades de flujo aplicando la metodología FZI en el pozo SCHAR – 501 del Campo Sacha, mediante el análisis e interpretación de los registros del pozo se obtuvieron los parámetros petrofísicos necesarios como la porosidad calculada, la permeabilidad obtenida a través de la ecuación por Kozeny y Carman y el RQI, estos parámetros juegan un papel indispensable para llevar a cabo la metodología e investigación. Los resultados permitieron identificar tres unidades de flujo: zonas con calidad excelente de 6 a 9 𝜇𝑚, calidad buena de 3 a 6 𝜇𝑚 y de calidad muy baja la zona de lutitas o sellos. La aplicación del método de FZI demostró ser un modelo matemático eficaz para determinar las unidades de flujo, facilitando la identificación de posibles zonas con potencial de petróleo, además de entender el comportamiento del pozo contribuyendo a una producción más optima y eficiente.
Modelización computacional de inyección de gas alterno gas en la recuperación de gas natural en el campo Amistad – Bloque 6.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025., 2025-10-16) Reyes Arias, Cristhian Ezequiel; Salcedo Arciniega Marco Antonio
Esta investigación evaluó la viabilidad técnica y económica de la inyección de Gas Alterno Gas (GAG) con CO₂ para mejorar la recuperación de gas natural en el Campo Amistad – Bloque 6, Ecuador. Utilizando el software CMG, se llevó a cabo el modelado del yacimiento y se analizaron diferentes escenarios de inyección en comparación del flujo natural. Los resultados muestran aumento del factor del recobro; siendo el aumento del 12% en flujo natural, hasta el 49% con el escenario de mayor inyección. Además, se consiguió almacenar 7. 15 × 10⁸ moles de CO₂, apoyando la sostenibilidad ambiental. El estudio económico indicó una posibilidad financiera favorable con una TIR de entre el 23% y el 85%, superando la tasa de referencia. Se concluye que la técnica GAG es una alternativa sostenible y rentable para optimizar la recuperación de gas natural, aunque requiere manejo estratégico de la producción de agua en etapas tardías.
Determinación de las unidades de flujo en las arenas del campo Yulebra YLBD-O29R1 mediante FZI.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025., 2025-10-16) Melendres Del Pezo, Ronny Smith; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis Del Valle
El campo Yulebra, ubicado en la cuenca Oriente Ecuatoriana – Bloque 61, es un yacimiento convencional operado por EP Petroecuador desde 1980, cuya producción ha declinado por factores como la depleción de la presión e intervenciones no tan eficientes debido a la carencia de zonificación de unidades de flujo, pues, diversos estudios en este campo y áreas aledañas han promovido recuperación secundaria alcanzando incrementos de producción y presión considerables, sin embargo, no se ha implementado una zonificación por unidades de flujo utilizando el Índice de Zona de Flujo (FZI), lo cual limitaría la precisión y eficiencia del modelado del reservorio y estrategias operativas. Por lo tanto, en este trabajo de investigación, se realizó una caracterización petrofísica del campo Yulebra en el pozo YLBD-O29R1, enfocado en la determinación de unidades de flujo hidráulico (HFU) aplicando el análisis del índice de zona de flujo (FZI) a partir de registros de pozo y modelos matemáticos. Los resultados identifican tres grupos principales de comportamiento hidráulico: calizas de calidad moderada (FZI entre 1.0 y 2.0), calizas densas con pobre flujo y dolomitas con posible recristalización (FZI entre 0.5 y 1.0) y zonas consideradas como sello o barreras verticales debido al alto contenido de arcilla presente en la formación (lutitas) (FZI < 0.1). El enfoque puesto en este trabajo permitió superar las limitaciones de clasificación litológica convencional, integrando criterios de geología, petrofísica y flujo sin núcleos o análisis directos de laboratorio. La metodología aplicada se puede transferir a otros pozos del campo, cuya aplicación se recomienda para pozos en fases de desarrollo.
Evaluación del rediseño aplicado en la completación del pozo Shushufindi-I119 para prevenir la formación de incrustaciones inorgánicas.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-10-16) Medrano Espinosa, Edison Bolívar; Salas Barzola, Xavier Alexander
Esta investigación se desarrolló en el pozo SHSI-119, ubicado en la plataforma “I” del Campo Shushufindi, durante el período 2024–2025, con el objetivo de evaluar la efectividad de un rediseño de completación orientado a prevenir la formación de incrustaciones inorgánicas. Históricamente, el pozo presentaba una alta incidencia de incrustaciones minerales, principalmente carbonatos y sulfatos, lo cual reducía la eficiencia del sistema de levantamiento artificial tipo BES y comprometía la continuidad productiva. Tras identificar que el sistema de inyección química presentaba deficiencias en cobertura y dosificación, se ejecutó el trabajo de reacondicionamiento #14, que incluyó la reubicación del punto de inyección del inhibidor SI-42067 (basado en ácidos aminofosfónicos), la reinstalación del BES y el rediseño de la completación con doble capilar IS e IC. Los resultados fueron significativos: la producción del pozo aumentó de 308 BFPD (86 BPPD y 222 BAPD) con una PIP de 227 psi antes de la intervención (septiembre 2024), a 1200 BFPD (444 BPPD) y una PIP de 575 psi inmediatamente después (noviembre 2024). Para junio de 2025, la producción se mantuvo en 1362 BFPD, con 449 BPPD y una PIP estable de 492 psi, demostrando la sostenibilidad del tratamiento aplicado. Adicionalmente, el análisis de sólidos extraídos confirmó la presencia predominante de carbonatos solubles (78.2%) e interacción positiva con el inhibidor, sin presencia de sílice ni sulfuros. El Modelo de simulación basado en la reducción de permeabilidad relativa por acumulación de incrustaciones mostró que, de no intervenirse, el pozo habría sufrido una reducción progresiva de permeabilidad de hasta 9% en menos de un año, afectando su productividad. En conjunto, la aplicación del rediseño de completación, el uso correcto de inhibidores y el monitoreo riguroso de parámetros químicos y operativos permitieron restablecer la producción y extender la vida útil del pozo, sentando una base metodológica replicable para otros pozos con condiciones similares en campos maduros del Ecuador.
Desarrollo de una herramienta computacional para evaluar la ecuación de balance de materiales en yacimientos saturados- subsaturados
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025., 2025-10-16) Rivera González, Fabian Ariel; Iturralde Kure, Sadi Armando
El balance de materiales es crucial en la ingeniería de yacimientos para caracterizar y evaluar el potencial de producción de petróleo y gas. Su aplicación permite a los ingenieros maximizar la recuperación de recursos y optimizar estrategias de producción. En sistemas complejos, como los yacimientos naturalmente fracturados, el balance de materiales se adapta para incluir variables como la presión y la saturación de fluidos, lo que ayuda a predecir con mayor precisión la respuesta del yacimiento y facilita la toma de decisiones en operaciones complejas. Las herramientas computacionales han modernizado la simulación de balance de materiales, permitiendo procesar grandes volúmenes de datos y realizar ajustes de modelos en tiempo real. Estas herramientas integran variables geomecánicas y datos obtenidos mediante tecnologías avanzadas de monitoreo, mejorando la precisión en la simulación de flujos en diferentes condiciones de operación. Esto ha sido particularmente útil en yacimientos no convencionales, donde la baja permeabilidad y la interacción con la matriz rocosa presentan desafíos únicos que requieren metodologías especializadas para el análisis de balance de materiales. Los modelos de balance de materiales son esenciales en el diseño de estrategias de recuperación mejorada, tales como inyección de agua o gas, al permitir una estimación precisa del comportamiento del yacimiento bajo distintas técnicas de extracción. Investigaciones recientes muestran que estos modelos no solo ayudan a reducir la incertidumbre en las proyecciones de producción, sino que también mejoran la rentabilidad de los proyectos mediante un uso más eficiente de recursos y estrategias adaptativas de producción. A pesar de los avances, persisten desafíos para desarrollar modelos que representen de manera precisa la heterogeneidad de los yacimientos. La integración de inteligencia artificial en modelos de balance de materiales se perfila como una solución que mejorará las predicciones adaptándose a patrones en tiempo real. Esto apunta hacia un futuro en el cual los modelos de balance de materiales serán cada vez más automatizados y precisos, permitiendo una gestión más sostenible y eficiente de los yacimientos.
Modelo de simulación del proceso de síntesis gas-líquido FT para la producción de hidrocarburos líquidos.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-10-15) Bravo Dávila, José María; Villegas Salabarría, José Ballardo
El proceso Gas-to-Liquid (GTL) es una alternativa energética para producir combustibles líquidos más limpios, y aprovechar recursos de gas natural (GN). La falta de aprovechamiento de GN contribuye al estancamiento económico del país, menor desempeño del sector petrolero e impactos ambientales. Esta investigación tiene como objetivo modelar el proceso GTL, con parámetros críticos y variables operativas bibliográficas mediante una simulación con Aspen Plus, para mejorar la producción de hidrocarburos líquidos como alternativa energética. Se realizó una revisión de la literatura para identificar variables, parámetros y datos cinéticos validados, posteriormente se modelaron las 3 etapas del proceso: i) Generación de syngas con un ATR ii) Reacción Fischer Tropsh (FT), con un PFR (RPlug), iii) separación de los productos con unidades de enfriamiento y columnas de destilación. A partir de los datos obtenidos en la TEA 2001 de la Refinería de Esmeraldas, se llevó a cabo una evaluación integral del proceso, considerando su rendimiento, así como su factibilidad económica y ambiental. En este sentido, las variables de mayor relevancia incluyeron las temperaturas de los reactores, las presiones de operación, las composiciones químicas y la proporción H₂/CO, los análisis realizados evidenciaron una conversión de monóxido de carbono del 85 % en el proceso FT, con una relación H₂/CO de 1,45, además se determinó que la fracción molar de hidrocarburos líquidos alcanzó el 39,85 %, lo que representó un aprovechamiento energético anual de 96,384 MWh y permitió evitar la emisión de aproximadamente 5.301 toneladas de CO₂. La inversión estructural estimada fue de 1’092.265 USD con un ROI de 783% que permitiría recuperar la inversión en menos de un año bajo condiciones óptimas. El modelado del proceso GTL puede implementarse para analizar la producción de hidrocarburos líquidos y el aprovechamiento del GN para futuras aplicaciones prácticas.
Optimización de la eficiencia energética de calderos, mediante la sustitución del combustible Fuel Oil #06 por GLP en empresa - Manta.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-10-15) Sela Lapo, Ariel Olger; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis Del Valle
Actualmente los sistemas térmicos con tecnología antigua reducen la competitividad de las industrias y generan efectos negativos tanto en el consumo energético como en el ambiente. Este proyecto, tiene como título “Optimización de la eficiencia energética de calderos, mediante la sustitución del combustible Fuel Oil #6 por GLP en empresa - Manta”, propone reemplazar el uso de búnker (Fuel Oil #6) por gas licuado de petróleo (GLP) en calderas pirotubulares de una empresa ubicada en Manta, Manabí – Ecuador. El objetivo es evaluar la eficiencia de calderos, mediante la sustitución del combustible Fuel Oil #6 por GLP en una empresa en la cuidad de Manta-Ecuador. La metodología aplicada se estructuró en tres etapas: primero, se realizó un diagnóstico del consumo y las condiciones operativas actuales; en segundo lugar, se desarrolló el diseño conceptual y técnico del nuevo sistema; y finalmente, se evaluó la eficiencia mediante el método directo. Como resultado, se evidenció un aumento en la eficiencia térmica, pasando del 69 % al 76 %. Asimismo, se comprobó que el uso de G.L.P. constituye una alternativa más limpia en comparación con el diésel y el fuel oil (búnker), logrando una reducción en las emisiones de CO2 del 17 % y 27 %, respectivamente. Esta disminución tiene un impacto positivo en el desempeño ambiental del sistema, contribuyendo al cumplimiento de metas de sostenibilidad y eficiencia energética. Se concluye que el uso de GLP no solo mejora el rendimiento energético y reduce significativamente los costos operativos, sino que también ofrece una solución sostenible, viable y alineada con los objetivos de desarrollo industrial responsable.
Factibilidad de cogeneración energética para optimizar el uso de residuos térmicos mechero Refinería de Esmeraldas
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-10-15) Salazar Estupiñán, Yuli Jomaira; Salas Barzola, Xavier Alexander
Este estudio analiza si se puede aprovechar el gas que actualmente se quema al aire libre en el TEA 2001 de la Refinería de Esmeraldas. Actualmente esa quema libera contaminantes y desperdicia energía útil. La propuesta es diseñar un sistema de cogeneración que recupere el poder calorífico de esos gases para producir a la vez, electricidad y calor, y así reducir el consumo interno de la planta. Para evaluarlo se combinaron la revisión de documentos y simulaciones en MATLAB, las cuales mostraron que el gas tiene un poder calorífico de 49,22 MJ/kg. Para esto, se propuso la implementación de un intercambiador de calor tipo carcasa y tubos, acoplado a una turbina de contrapresión y un generador síncrono, con lo cual se estima una generación de 1,5 MW eléctricos y una eficiencia global del 84%. El análisis económico reveló una inversión de $ 508350,40 USD con retorno en menos de un año y una reducción potencial de 38,000 toneladas anuales de CO2. Los resultados obtenidos validan la factibilidad del aprovechamiento del gas residual, demostrando que gases considerados de desecho pueden ser transformados en una fuente energética eficiente y sostenible. Se concluye que la cogeneración no solo mejora la eficiencia operativa de la refinería, sino que también contribuye significativamente a la reducción de su huella ambiental, mejorando así la calidad del aire y de vida de las poblaciones cercanas a esta.
Uso de energías renovables para reducir costos operativos de bombeo del Poliducto Libertad- Pascuales
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-10-15) Rosales Gonzabay, José Andrés; Ordoñez Andrade, Jorge Paul
El presente trabajo de investigación analiza la viabilidad técnica y económica de implementar energías renovables para reducir los costos operativos del sistema de bombeo del poliducto Libertad–Pascuales, ubicado en la provincia de Santa Elena, Ecuador. Actualmente, el sistema opera exclusivamente con energía eléctrica de la red, lo que genera altos costos anuales estimados en más de $240,000. Considerando el elevado potencial de radiación solar de la zona (más de 5.5 kWh/m²/día), se plantea la instalación de un sistema fotovoltaico de entre 500 y 700 kWp, acompañado de una solución de almacenamiento con baterías de litio-ferrofosfato (LiFePO4) con capacidad de 2.4 MWh, para cubrir parte de la demanda energética durante horas sin sol. El análisis financiero utiliza el método del Discounted Payback Period (DPI), revelando que el sistema completo (paneles más baterías) no logra recuperar la inversión en un horizonte de 25 años sin incentivos externos, mientras que un sistema fotovoltaico sin almacenamiento, operando en horas solares, alcanza un DPI estimado de 9 a 10 años. El análisis de sensibilidad muestra que una reducción del 30% en el costo de las baterías o un aumento en la tarifa eléctrica a $0.15/kWh podría mejorar significativamente el DPI del sistema completo. Se concluye que la implementación de un sistema fotovoltaico sin almacenamiento constituye la alternativa más viable a corto plazo, permitiendo reducir costos energéticos y avanzar hacia la sostenibilidad operativa del poliducto, con la opción de expandirse a soluciones híbridas o con almacenamiento en el futuro.
Inhibidores para corrosión por H₂S, y los efectos en tuberías de conducción petrolera: análisis bibliométrico
(Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-06-24) Zambrano Acosta, Alex Xavier; Carrión Mero, Paúl Cesar
La corrosión causada por sulfuro de hidrógeno (H₂S) es un problema significativo en la industria petrolera, afectando la integridad de las tuberías de conducción y generando elevados costos de mantenimiento y reparación. Este trabajo tiene como objetivo evaluar las tendencias globales y la eficacia de los diferentes tipos de inhibidores de corrosión por H₂S aplicados en tuberías de conducción petrolera mediante bibliometría y revisión sistemática para el análisis de sus implicaciones futuras en el desarrollo de estrategias anticorrosivas durante la última década. Este proceso se desarrolló en tres fases: (i) datos de partida y, focalización (ii) métricas científicas y (iii) revisión de literatura mediante el método PRISMA (Preferred Reporting Items for Systematic Reviews and Meta-Analyses). Los resultados muestran un crecimiento sostenido de publicaciones, con con un enfoque hacia inhibidores verdes y tecnologías basadas en nanotecnología que alcanzan eficiencias superiores al 90 % en laboratorio. Sin embargo, persisten lagunas en validación en campo y en el diseño de compuestos multifuncionales para entornos extremos. Estos hallazgos sugieren priorizar la investigación aplicada sobre nuevos materiales y recubrimientos autorreparables, así como protocolos de evaluación a escala industrial, con el fin de optimizar la protección de infraestructuras críticas en la industria petrolera
Análisis de resultados del control de parámetros de perforación en los conglomerados de la formación Tiyuyacu, campo Sacha.
(La Libertad, Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-03-18) Arévalo Morales, Francisco Xavier; Vargas Gutiérrez, Xavier
El presente trabajo tiene como objetivo determinar las causas del daño prematuro sobre la broca y analizar el resultado del control de parámetros de perforación (ROP, RPM, WOB, GPM) en el campo Sacha, específicamente los conglomerados superior e inferior, pertenecientes a la formación Tiyuyacu, siendo esta formación la principal responsable de un sinnúmero de viajes a superficie para cambio de brocas de perforación, aumentando los tiempos y como consecuencia mayores costos en la ejecución de un programa de perforación. Se recopiló información de pozos perforados en el campo, realizando un análisis de parámetros de perforación, tiempos de perforación y desgaste de la broca. Según los resultados, se puede concluir que el control de parámetros es un procedimiento efectivo para lograr atravesar zonas abrasivas de manera exitosa y así reducir tiempos de perforación.
Predicción de la viscosidad cinemática de los crudos muertos medianos y pesados extraídos en el oriente ecuatoriano mediante el diseño de un modelo matemático a partir de datos de laboratorio
(La Libertad, Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-03-18) Yagual Limón, Ivan Leonardo; Malavé Carrera, Carlos
Los modelos matemáticos se utilizan para simular y predecir el comportamiento de los crudos en diversas etapas, como la producción, el transporte y la refinación. Entre las propiedades más importantes destaca la viscosidad del crudo, ya que influye directamente en las pérdidas de energía durante su transporte a través de tuberías. Este conocimiento es esencial para optimizar las condiciones de manejo y transporte. Aunque la viscosidad suele medirse en laboratorio, los datos no siempre están disponibles para todas las temperaturas requeridas. Si bien existen modelos para estimar esta propiedad en distintos tipos de crudos, no se han desarrollado ni validado específicamente para los crudos medianos y pesados extraídos en el oriente ecuatoriano. Este trabajo tiene como objetivo desarrollar un modelo matemático, basado en datos experimentales, para predecir la viscosidad cinemática de estos crudos. La metodología incluye cinco etapas principales: (I) muestreo del crudo, (II) caracterización del crudo, (III) desarrollo del modelo matemático, (IV) validación del modelo matemático y (V) obtención del modelo final. La principal contribución de este estudio es el diseño de un modelo matemático que permite predecir la viscosidad cinemática a partir de variables predictoras, como los grados API y la temperatura. Este enfoque elimina la necesidad de realizar pruebas de laboratorio, facilitando la cuantificación de esta propiedad fundamental para el transporte y manejo eficiente del crudo.
Evaluación de aplicación del método Huff and Puff mediante la inyección de gas asociado para incrementar la producción de petróleo en pozos de los campos Ahuquimi y Ancón
(La Libertad, Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-03-18) Galarza Caisa, Jorge Luis; Jara Cobos, César Fabricio; Sánchez Rodríguez, Christian
Este proyecto de investigación consiste en evaluar la aplicación del método de Huff and Puff mediante inyección cíclica de gas asociado en el Bloque 2 GGV en los campos Ancón y Ahuquimi. Se determinó mediante métodos de evaluación técnica y económica de que es factible implementarlo con resultados beneficiosos en el Campo Ancón. La inyección del gas asociado deshidratado permitirá obtener mayores ingresos a los actuales bajo los estándares pertinentes. De los resultados del análisis, se utilizarían alrededor de 400.000 pies 3 /día de gas seco para obtener 143,42 BPPD muy por encima de los valores actuales de producción de los pozos seleccionados del proyecto. Los indicadores económicos indican una TIR de 23%, VAN cercano al millón de dólares con una tasa de descuento del 15% y una DPI superior a 4, los cuales dan la factibilidad de ser tomado en cuenta como proyecto de inversión para recuperación mejorada de petróleo.
Estudio de estabilidad de emulsiones a partir de muestras de crudo extrapesado ecuatoriano.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025., 2025-02-21) Giler Zamora, Allisson Paulette; Villegas Salabarria, José
Este proyecto de investigación consiste en evaluar la aplicación de diferentes tipos de aditivos químicos que permitan primero la ruptura de emulsiones estables en crudos pesados y extrapesados en el país, y segundo entender el fenómeno de la interacción y del por qué algunos aditivos no logran resultados positivos en las pruebas de campo. Se pudo determinar que en la muestra de crudo del campo Pacoa área La Mata Chivato el contenido de asfáltenos es menor del 30% en peso y que en la muestra de crudo extrapesado del ITT su contenido es mayor de ese valor, lo que como resultado determinó que cada una necesite un tipo de aditivo para ruptura de emulsión, para el crudo Pacoa área La Mata Chivato fue necesario un surfactante con concentraciones que oscilan hasta un 2% en volumen y para el crudo ITT fue necesario un polímero surfactante con concentraciones hasta del 2% en peso, donde la concentración de estos químicos dependen del tipo y contenido de asfáltenos y parafinas que constituyen casos especiales de tratamiento. De particular interés es el crudo del campo ITT, cuyo alto contenido de asfáltenos y elevado punto de fluidez hicieron necesaria su manipulación en caliente para alcanzar resultados efectivos. Este hallazgo subraya la importancia de adaptar los tratamientos químicos y las condiciones operativas a las características específicas de cada crudo, optimizando así la ruptura de emulsiones y mejorando la eficiencia de los procesos en campo.
Diseño y simulación de pozos geotérmicos para la optimización de la extracción de energía.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025., 2025-02-20) Soto Lavayen, Kevin Josue; Villegas Salabarria, José
La energía geotérmica representa una oportunidad clave para diversificar la matriz energética en Ecuador, dada su ubicación en el Cinturón de fuego del Pacífico. Este estudio aborda el diseño y simulación de pozos geotérmicos, enfocándose en la optimización de la extracción de energía. A través de simulaciones numéricas, se analizaron variables críticas como gradientes térmicos y de presión, evaluando la interacción entre fluido y reservorio. La metodología incluyó la evaluación de sistemas de alta y baja entalpía, el diseño de terminación de pozos y estrategias de reinyección para garantizar la sostenibilidad del recurso. Los resultados muestran que una gestión adecuada de fluidos y el uso de tecnologías avanzadas optimizan la eficiencia energética y minimizan impactos ambientales. Este trabajo establece bases técnicas para promover la energía geotérmica como una solución renovable y sostenible en Ecuador.

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