Maestría en Petróleos

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Optimización de la producción aplicando la técnica dumpflooding en el campo Chonta Sur, bloque 61
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-08-31) Tomalá Ricardo, Denisse Gabriela; Ordoñez Andrade, Jorge Paúl
El método de recuperación secundaria dumpflooding representa innovación y mejora para el desarrollo de campos maduros. La depletación de presión en el campo Chonta Sur, bloque 61, demanda un mecanismo que permita desplazar el petróleo atrapado en el medio poroso de sus formaciones productoras. El objetivo consiste en evaluar la producción con recuperación secundaria dumpflooding mediante un modelo matemático predictivo para aumentar el factor de recobro en las arenas UI y TI. En el desarrollo de la presente investigación se utilizó bibliografía confiable de campo sobre la factibilidad de aplicar inyección de agua con el mecanismo dumpflooding y el escrutinio de información confidencial acerca del campo para la recopilación y control técnico de los datos indispensables para el modelo numérico resuelto en Python. Los resultados demuestran que la presión en la formación U inferior aumentó de 1158.85 psi hasta 2620.83 psi alcanzando un factor de recobro adicional de 5.42% durante 8 años, y la presión en la formación T inferior aumentó de 1180.61 psi hasta 2722.36 psi alcanzando un factor de recobro adicional de 3.28% durante 4 años. Según el análisis de resultados con la técnica dumpflooding hay transferencia de energía natural, incremento del factor de recobro y extensión del tiempo de explotación. El modelo numérico con mecanismo dumpflooding se convierte en una herramienta viable para que otros profesionales fijen metas de reinvención para optimizar la producción de petróleo de los campos considerando un diferencial de presión entre la zona de agua y de petróleo.
Implementación de un sistema integral mediante tecnologías emergentes integrando Wólfram Mathematica para optimizar las mediciones en buques petroleros
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-08-31) Del Pezo Panchana, Johnny Daniel; Villegas Salabarria, José Ballardo
La precisión en las mediciones a bordo de los buques petroleros garantiza la eficiencia operativa y determina el éxito en las operaciones de medición y control de los combustibles líquidos derivados del petróleo. La falta de verificación adecuada de los instrumentos de medición y temperatura en los buques está generando discrepancias significativas en las mediciones de volúmenes de combustibles. Este problema no solo afecta la precisión en las operaciones de carga y descarga, sino que también incrementa las pérdidas de producto. El método general aplicado identifica buques que han realizado operaciones de carga y descarga de combustibles en Ecuador, seleccionando aquellos que hayan presentado novedades en las mediciones. Se evaluará la precisión de los instrumentos de medición y temperatura utilizados en los buques, verificando si han sido calibrados adecuadamente. Se tomarán mediciones en diferentes buques durante las operaciones de carga y descarga, utilizando las normas API y comparando los resultados obtenidos con las mediciones oficiales registradas. Se determinará un aumento de discrepancias en los volúmenes medidos en los buques donde no se realizaron verificaciones regulares de los instrumentos, comparado con aquellos que sí se ajustan a las normativas. Los buques sin calibración adecuada de los tanques y termómetros representan mayores variaciones en los volúmenes de carga, resultando en pérdidas acumuladas que alcanzan hasta el 0.6% del total transferido. En conclusión, este estudio demuestra que la inadecuada verificación de los instrumentos de medición y la limitada aplicación de las normas API influyen directamente en las discrepancias de volúmenes en las operaciones de carga y descarga de buques en Ecuador.
Desarrollo de un modelo predictivo para la determinación de la fecha óptima de calibración de tanques de almacenamiento en la refinería La Libertad.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-08-31) Tandazo Terán, Alison Nathaly; Villegas Salabarria, José Ballardo
La presente investigación desarrolla un modelo predictivo para determinar la fecha óptima de calibración de tanques de almacenamiento en la Refinería La Libertad, con el propósito de optimizar recursos, mejorar la seguridad operativa y garantizar el cumplimiento normativo. El estudio adopta un enfoque cuantitativo, predictivo y aplicado, utilizando datos sintéticos generados en Python a partir de variables como temperatura de operación, volumen almacenado, desviación volumétrica y tiempo transcurrido desde la última calibración. Para el análisis se implementaron modelos de Regresión Lineal Múltiple y Random Forest Regressor, evaluando su capacidad para estimar los días restantes hasta la próxima calibración. Los resultados evidenciaron que el tiempo de operación y la desviación volumétrica son los factores con mayor influencia en la predicción. Asimismo, el modelo Random Forest presentó un mejor desempeño al capturar relaciones no lineales entre las variables. Se concluye que el sistema desarrollado constituye una herramienta eficaz para apoyar la gestión del mantenimiento y la toma de decisiones.
Evaluación de la inyección de CO2 en la recuperación mejorada de Petróleo en el pozo SCHAF-382 de la arena U del campo Sacha
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-08-31) Merejildo Quimi, Gabriel Arturo; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis
petróleo (EOR) en la Arena U Inferior del campo Sacha, enfocándose en el pozo SCHAF-382. El objetivo fue incrementar el factor de recobro y analizar la viabilidad del almacenamiento geológico de carbono. Se empleó simulación numérica composicional en CMG- GEM, incluyendo caracterización de fluidos con Winprop, cálculo de presión mínima de miscibilidad (2510 psia) y modelado geoquímico con cinco minerales. Tras descartar SCHAF-382 por desplazamiento direccional, se reconfiguró un inyector central a 2 MMscf/d, logrando un recobro incremental del 7.9% y factor total del 23.3% al 2036. Económicamente, el proyecto arrojó un VPN de $217.2 millones con recuperación en 2 años. Ambientalmente, la intensidad de carbono se mantuvo bajo el benchmark internacional, aunque la retención de CO₂ decayó post-2032 por escasa mineralización, limitando su clasificación como secuestro permanente.
Modelamiento matemático del transporte de crudo pesado con mejoradores de flujo y viscosidad en la cuenca amazónica
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-04-08) Rodríguez Reyes, María José; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis
El transporte de crudos pesados en la cuenca amazónica ecuatoriana representa un desafío técnico y económico debido a su alta viscosidad y densidad, que dificultan su movilización a través de ductos convencionales. Este proyecto tiene como objetivo desarrollar un modelo matemático que permita simular y optimizar el transporte de crudo pesado mediante el uso de mejoradores de flujo y viscosidad, como diluyentes livianos, aditivos químicos o tratamiento térmico. Se estudiaron el comportamiento reológico del crudo utilizando modelos no newtonianos como Bingham o Herschel-Bulkley, integrando estos parámetros en las ecuaciones de conservación de masa y momentum para representar el flujo en ductos. El modelo fue validado y simulado mediante herramientas computacionales, permitiendo analizar el impacto de diferentes concentraciones de mejoradores, condiciones de operación y diseño del sistema de transporte. Los resultados incluyen la reducción significativa de la viscosidad efectiva, disminución en el consumo energético de bombeo y una mejora general en la eficiencia del transporte. Este estudio contribuye a la sostenibilidad operativa de la industria petrolera en la región, promoviendo soluciones técnicas adaptadas a las condiciones geográficas y ambientales de la Amazonía ecuatoriana.
Uso de químicos mejoradores de flujo y simulación numérica para optimización del transporte de combustibles en el poliducto Libertad-Manta
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-04-08) Gavino González, Geovanny Artemio; Salcedo Arciniega, Marco Antonio
Este proyecto tiene como objetivo principal optimizar el transporte de combustibles en el poliducto Libertad-Manta mediante la aplicación de químicos mejoradores de flujo y herramientas de simulación numérica. La investigación partió del análisis de las condiciones operacionales actuales del poliducto, que enfrenta desafíos relacionados con la eficiencia hidráulica, la pérdida de presión y el consumo energético durante el transporte de derivados de petróleo. Para esto se evaluó el desempeño de aditivos químicos que reducen la fricción interna del fluido, disminuyen la viscosidad y permiten un flujo más eficiente. Paralelamente, se desarrolló un modelo de simulación numérica que represente el comportamiento del flujo multifásico en el poliducto, integrando variables como temperatura, presión, caudal y propiedades fisicoquímicas de los combustibles. La combinación de ensayos experimentales y simulaciones permitió identificar escenarios óptimos de operación, con el fin de reducir costos de bombeo, minimizar tiempos de transporte y mejorar la seguridad del sistema. Además, se analizaron el impacto económico y ambiental de la implementación de estos mejoradores, con el objetivo de proponer una estrategia integral y sostenible para la gestión del poliducto.
Propuesta de mitigación del impacto ambiental relacionada a las emisiones de gas natural en pozos petroleros del oriente ecuatoriano
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-04-07) Méndez Rodríguez, Mauricio Andrés; Carrión Mero, Paúl Cesar
Las emisiones de gas natural en los pozos petroleros del Oriente ecuatoriano constituyen una de las principales fuentes de emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero ya que concentran aproximadamente el 80,2 % de la producción nacional de hidrocarburos, esto genera cerca de 450 millones de pies cúbicos diarios de gas natural. De este volumen, entre 55 y 70 millones de pies cúbicos diarios no son aprovechados. La limitada aplicación de tecnologías modernas y las deficiencias en los sistemas de monitoreo han incrementado los impactos ambientales y sociales. El siguiente estudio está diseñado para generar estrategias y proponer tecnologías sostenibles, realizando una revisión de normativa ecuatoriana y base documental para la mitigación del impacto ambiental asociado a la quema de gas natural en pozos petroleros. La metodología utilizada abarcó tres fases: i) búsqueda y obtención de información en bases académicas especializadas, ii) revisión sistemática de documentos científicos y técnicos, y iii) formulación de propuestas de mitigación bajo el enfoque de la jerarquía de mitigación ambiental, complementada con criterios de expertos. Los resultados evidencian impactos significativos sobre la calidad del aire, por la presencia de más de 400 mecheros activos y la identificación de 295 puntos de flaring no registrados oficialmente. Además, se evidencian deficiencias asociadas a instalaciones obsoletas y la falta de aplicación de tecnologías limpias. La propuesta estratégica incluye trabajos de mitigación social y sanitaria, recuperación de líquidos del gas lo cual generaría un aumento del 30% en la generación de GLP, sistemas cerrados de venteo y antorchas inteligentes con eficiencias superiores al 99 %, y el aprovechamiento energético del gas con un potencial estimado de 70 MWh, permitirán una reducción sustancial de emisiones y riesgos operativos. Los resultados demuestran que, desde un enfoque de mitigación, alineado con la normativa ambiental ecuatoriana e internacionales, es técnica y ambientalmente viable, y genera una alternativa efectiva para reducir el impacto ambiental de la explotación petrolera y dirigir una gestión más responsable y sostenible del gas en el oriente ecuatoriano.
Evaluación de la demanda de gas natural para sumasificación en la provincia de Santa Elena mediante el método de equivalencia energética
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-04-07) González Mendoza, Leomar Isnardy; Portilla Lazo, Carlos
Este proyecto evalúa la demanda de gas natural en la provincia de Santa Elena, Ecuador, con el objetivo de analizar su viabilidad para una masificación del consumo mediante el método de equivalencia energética. Se estudian los patrones de consumo de energéticos actuales, incluyendo electricidad, GLP y diésel, identificando sectores clave como el residencial, comercial e industrial. A través del método de equivalencia energética, se comparan las ventajas económicas y ambientales de sustituir estos combustibles por gas natural. Se emplean datos históricos, proyecciones de crecimiento y escenarios de demanda para estimar el impacto de la masificación. Además, se consideran factores técnicos y logísticos, como la infraestructura de distribución y almacenamiento. Este estudio busca proporcionar información estratégica para la formulación de políticas energéticas que impulsen una transición hacia el uso eficiente del gas natural en la provincia, contribuyendo a la sostenibilidad y diversificación de la matriz energética ecuatoriana.
Efecto de los biosurfactantes en la recuperación mejorada de petróleo: una revisión sistemática
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2026, 2026-04-07) Solórzano Medranda, Heydi María; Carrión Mero, Paúl Cesar
El petróleo es una de las principales fuentes de energía a nivel mundial, sin embargo, su producción trae desafíos ambientales asociados al uso de métodos convencionales de extracción. Los biosurfactantes han surgido como alternativa sostenible para mejorar la eficiencia en la recuperación mejorada de petróleo (EOR). El objetivo de esta investigación es analizar el papel de los biosurfactantes en EOR mediante un análisis bibliométrico y una revisión sistemática, identificando tendencias, microorganismos clave y su impacto en la eficiencia de recuperación. La metodología de investigación consistió de tres fases: (i) lección de datos de análisis, (ii) aplicación de métricas científicas, y (iii) revisión sistemática usando las directrices Preferred Reporting Items for Systematic Reviews and Meta-Analyses (PRISMA) enfocado a los aportes de los últimos seis años. El análisis bibliométrico recopiló datos de 1988 a 2025, con 745 publicaciones académicas indexadas en las bases de datos de Scopus y WoS provenientes de 48 países, siendo las principales contribuciones de China, India e Irán, atribuyendo su predominio a inversiones estatales en investigación y desarrollo para innovación energética y biotecnológica. En la revisión sistemática se evidenció que los biosurfactantes más estudiados provienen de Pseudomonas y Bacillus, siendo ramnolípidos y surfactinas los predominantes, actuando mediante múltiples mecanismos y mostrando potencial en aplicaciones con la producción in situ y ex situ, con porcentajes de recuperación adicional de petróleo superiores al 10% en estudios de laboratorio.
Evaluación de factibilidad técnica y ambiental para la generación eléctrica mediante la energía undimotriz en la provincia de Santa Elena.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-12-04) Enríquez Morán, Deniss Dahiana; Gutiérrez Hinestroza, Marllelis Del Valle
El contexto de diversificación energética, en esta investigación evalúa la factibilidad técnica, y ambiental para la generación eléctrica mediante la energía undimotriz, comparando la tecnología de conversión como Columna de Agua Oscilante “OWC” y Absorbedor Puntual “PA”, considerando el ENSO y las estaciones predominantes, en la costa de Santa Elena, Ecuador. Los datos derivados del “Acta Oceanográfica (2016 – 2020)” del INOCAR, proporcionaron los insumos para el modelado matemático obteniendo los parámetros del oleaje y el potencial energético por metro de frente de ola, el resultado promedio general de 3,9 kW/m y 4,0 kW/m correspondientemente del sitio B-1 y B-2, donde prevalece mayor recurso energético en la Fase Neutral y durante el invierno. Finalmente, esta investigación enfatiza que la energía undimotriz representa una alternativa factiblemente técnica y ambiental figurando una oportunidad estratégica para Ecuador en su transición hacia energías limpias y renovables, favoreciendo a la sostenibilidad y mitigación del cambio atmosférico.
Evaluación de la aplicación del método Huff and Puff mediante la inyección cíclica de nitrógeno para el incremento de producción de petróleo en el pozo Pacoa 10 del campo Pacoa, Santa Elena, Ecuador.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025., 2025-12-04) Peña Indio, Daniela Jamilex; Ordoñez Andrade, Jorge
El sector petrolero enfrenta un gran reto cuando se trata de optimizar procesos para extracción de hidrocarburos, en el área técnica y económica. Las áreas geográficas como la provincia de Santa Elena, en Ecuador, no es la excepción, para el estudio específicamente se ha seleccionado el pozo Paca 10, dentro del campo que lleva el mismo nombre. En este yacimiento se evidencia una disminución continua del rendimiento de productividad, exigiendo la implementación de metodologías de recobro mejoradas. Con este contexto, la propuesta ide investigación realizada tiene su centro en la viabilidad de implementar el ciclo Huff and Puff con inyección de nitrógeno, planteándolo como una solución factible para elevar los índices de productividad.
Evaluación del impacto de la construcción de infraestructuras petroleras de hormigón en ecosistemas frágiles.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025, 2025-12-04) González Boada, Lesly Mishell; Salas Barzola, Xavier Alexander
El deterioro de las infraestructuras petroleras de hormigón armado constituye un desafío crítico en entornos marino-costeros y ecosistemas frágiles, debido al riesgo estructural y ambiental asociado a la corrosión de armaduras. Esta investigación tuvo como objetivo evaluar el impacto estructural y ambiental del desgaste en refinerías, y analizar la eficacia del uso de polímeros reforzados con fibra de carbono (CFRP) como técnica de rehabilitación. La investigación se apoyó en la caracterización de los procesos de corrosión y en el uso de matrices de riesgo estructural adaptadas de las normas ISO 31000 (2018), ISO 13822 (2010) y API RP 580 (2020). También se aplicó una versión modificada de la matriz de Leopold para evaluar impactos ambientales, junto con pruebas destructivas y no destructivas (esclerometría, ultrasonido y potencial de media celda). El análisis estadístico incluyó pruebas t de Student y ANOVA con datos simulados. Los resultados indicaron que el refuerzo con CFRP incrementa la capacidad resistente hasta en un 70 %, prolonga la vida útil en cerca de 18 años y reduce la corrosión a niveles menores de 0,5 µA/cm². Estos valores superan de manera significativa a los obtenidos con mortero epóxico y chaquetas de hormigón (p < 0,001), lo que permitió validar la hipótesis alternativa y reconocer al CFRP como una solución más eficiente y sostenible. Se concluye que el uso de CFRP no solo mejora el desempeño estructural, sino que reduce la frecuencia de intervenciones y la huella ambiental en ecosistemas sensibles. Se recomienda su implementación en programas de mantenimiento y rehabilitación de refinerías, complementada con protocolos de diagnóstico estructural y monitoreo ambiental integrado.
Aprovechamiento del gas asociado para suministro energético a comunas rurales del oriente ecuatoriano mediante gasoductos virtuales.
(La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2025., 2025-12-04) León Paladines, Gustavo Andrés; Iturralde Kure, Sadi Armando
La investigación propone el aprovechamiento del gas asociado —subproducto habitual de la producción de petróleo en la Amazonía ecuatoriana— como fuente de energía limpia y accesible para comunidades rurales del oriente ecuatoriano, a través del uso de gasoductos virtuales. Esta tecnología permite el transporte del gas natural comprimido (GNC) o licuado (GNL) mediante camiones cisterna, eliminando la necesidad de infraestructura física de ductos, lo que reduce costos y facilita la cobertura en zonas remotas o de difícil acceso. El objetivo principal es transformar un residuo contaminante, usualmente quemado o venteado, en una fuente energética sostenible, contribuyendo al cierre de brechas energéticas, mejorando la calidad de vida de las poblaciones rurales y reduciendo la huella ambiental del sector hidrocarburífero. El proyecto contempla la recolección, tratamiento, compresión o licuefacción del gas en estaciones cercanas a los campos petroleros, y su posterior distribución hacia las comunidades mediante transporte terrestre, integrando así una solución energética descentralizada, adaptable y de bajo impacto
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.

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