MAESTRÍA EN PETRÓLEOS CON MENCIÓN EN RECOBRO POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/68396 2026-06-10T11:12:19Z 2026-06-10T11:12:19Z Ruiz Andrade, Luis Francisco Cóndor Tarco, José Arnulfo, Director http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/68440 2026-05-27T20:27:07Z 2025-01-01T00:00:00Z

Title: Impacto de las recientes políticas energéticas en la producción Petrolera y el desarrollo económico de Ecuador: Evaluación y estrategias para la sostenibilidad Authors: Ruiz Andrade, Luis Francisco; Cóndor Tarco, José Arnulfo, Director Abstract: Energy is a necessary resource for practically all human activities, and at present, oil remains the main energy resource worldwide. In Ecuador, this dependence is particularly pronounced: in 2024, the energy matrix shows that 77.1% of the energy consumed came from fossil fuels. Moreover, oil production is closely linked to the General State Budget (PGE), since the State depends on oil revenues to finance public investment — including projects in the energy sector itself. Consequently, a reduction in production entails lower availability of fiscal resources. To optimize production and increase the recovery factor, there are secondary and enhanced recovery methods (enhanced oil recovery, EOR) that are applied when the natural pressure of an oil reservoir declines. The aim of this research was to identify the main energy policies implemented in the 2015–2024 period and to assess their impact on oil production, energy sustainability, and Ecuador’s economy through a technical, regulatory, and financial analysis based on historical data, case studies, and economic evaluation, in order to establish guidelines for a strategic plan that ensures economic stability and energy sustainability. Six main energy policies were identified and, based on the assessment of their impact, it was determined that, in a scenario with EOR and a recovery factor of 20%, the losses from the closure of Block 43–ITT would amount to USD 27,088.1 million, representing an estimate that could increase as the technical assumptions used in the analysis are varied. Over the same period, oil production fell from 541.3 kbpd (thousand barrels per day) to 473.4 kbpd, and the downward trend could not be reversed. In this context, the implementation of secondary and enhanced recovery projects is necessary to overcome this stagnation. The financial analysis showed a strong fiscal dependence on oil and the need to use oil revenues as a financial bridge for the energy transition. Finally, seven strategic principles were proposed to guide planning and policy design for the sustainable development of Ecuador’s energy sector; these principles synthesize the results of the technical, economic, regulatory, and sustainability analysis and aim to steer the transition toward a more renewable and diversified energy mix. Keywords: energy public policies, secondary and enhanced oil recovery (EOR), public finances, regulatory framework. Description: La energía es un recurso necesario para prácticamente todas las actividades humanas y, actualmente, el petróleo continúa siendo el principal recurso energético del mundo. En Ecuador, esta dependencia es particularmente marcada: en 2024, la matriz energética muestra que el 77,1 % de la energía consumida provenía de combustibles fósiles. Además, la producción petrolera está íntimamente relacionada con el Presupuesto General del Estado (PGE), pues el Estado depende de la renta petrolera para financiar la inversión pública —incluyendo proyectos del propio sector energético—. Por ello, la reducción de la producción implica una menor disponibilidad de recursos fiscales. Para optimizar la producción y aumentar el factor de recobro, existen métodos de recuperación secundaria y mejorada (EOR, por sus siglas en inglés) que se aplican cuando la presión natural de un yacimiento de petróleo disminuye. El objetivo de este trabajo de investigación fue determinar las principales políticas energéticas implementadas en el período 2015–2024 y evaluar su impacto en la producción petrolera, la sostenibilidad energética y la economía de Ecuador, mediante un análisis técnico, normativo y financiero basado en datos históricos, estudios de caso y evaluación económica, con el fin de establecer lineamientos para un plan estratégico que garantice estabilidad económica y sostenibilidad energética. Se identificaron seis políticas energéticas principales y, a partir de la evaluación de su impacto, se determinó que, en un escenario con EOR y un factor de recobro del 20 %, las pérdidas por el cierre del Bloque 43–ITT ascenderían a 27.088,1 millones de USD, constituyendo una estimación que podría incrementarse al variar los supuestos técnicos del análisis. En el mismo período, la producción petrolera se redujo de 541,3 kbpd a 473,4 kbpd y no se logró revertir la tendencia descendente. En este contexto, la implementación de proyectos de recuperación secundaria y mejorada resulta necesaria para superar este estancamiento. El análisis financiero demostró una fuerte dependencia fiscal del petróleo y la necesidad de utilizar los ingresos petroleros como puente financiero para la transición energética. Finalmente, se propusieron siete principios estratégicos para orientar la planificación y el diseño de políticas para el desarrollo sostenible del sector energético en Ecuador; estos principios sintetizan los resultados del análisis técnico, económico, normativo y de sostenibilidad y buscan encaminar la transición hacia una matriz energética más renovable y diversificada.

2025-01-01T00:00:00Z Lara Bone, Joffre Mijail Cóndor Tarco, José Arnulfo, Director http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/68438 2026-05-27T20:26:24Z 2025-01-01T00:00:00Z

Title: Desarrollo de un modelo teórico para la optimización y recuperación mejorada de Petróleo mediante Bacterias para yacimientos de la Región Amazónica del Ecuador Authors: Lara Bone, Joffre Mijail; Cóndor Tarco, José Arnulfo, Director Abstract: This thesis project developed a theoretical analytical model to simulate and evaluate the efficiency of Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR) in a typical reservoir of the Oriente Basin of Ecuador. This biological technology is proposed as a sustainable alternative for mature Ecuadorian fields, where conventional EOR techniques face logistical and economic limitations. The model, implemented in MRST (MatLab), integrated bacterial growth kinetics (Monod/Arrhenius) to simulate the two most influential recovery mechanisms: viscosity reduction through biosurfactant production and gas generation (CO₂). The comparative performance of five representative bacteria was evaluated. The results demonstrate the technical viability of MEOR, identifying Geobacillus spp. as the most efficient due to its synergy of high CO₂ production and strong viscosity reduction. In contrast, Desulfovibrio spp. showed the lowest performance and poses risks due to H₂S generation. The study lays the scientific basis for the design of future field pilots adapted to the geological conditions of the Ecuadorian Amazon. In this case, data for 600 days was used, obtaining a 40% recovery in the theoretical simulation. In conclusion, oil production can be improved through many means. Of course, the economic, political, and cultural aspects must be considered to carry out this process, which can benefit not only Ecuador but the entire world. Keywords: Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR), Theoretical Model, Amazonian Deposits, Oil, Microorganisms, Biosurfactants, Oriente Basin. Description: El presente proyecto de tesis desarrolló un modelo analítico teórico para simular y evaluar la eficiencia de la Recuperación Mejorada de Petróleo mediante Microorganismos (MEOR) en un yacimiento tipo de la Cuenca Oriente del Ecuador. Esta tecnología biológica se propone como una alternativa sostenible para los campos maduros ecuatorianos, donde las técnicas convencionales de EOR enfrentan limitaciones logísticas y económicas. El modelo, implementado en MRST (Matlab), integró la cinética de crecimiento bacteriano (Monod/Arrhenius) para simular los dos mecanismos de recobro más influyentes: la reducción de viscosidad a través de la producción de biosurfactantes y la generación de gas (CO₂). Se evaluó el desempeño comparativo de cinco bacterias representativas. Los resultados demuestran la viabilidad técnica de MEOR, identificando a Geobacillus spp. como la más eficiente por su sinergia de alta producción de CO₂ y fuerte reducción de viscosidad. En contraste, Desulfovibrio spp. mostró el desempeño más bajo y presenta riesgos por la generación de H₂S. El estudio sienta las bases científicas para el diseño de futuros pilotos de campo adaptados a las condiciones geológicas de la Amazonía ecuatoriana en este caso se utilizaron datos para 600 días obteniendo un 40% de recobro en la simulación teórica. Como conclusión a todo esto se puede mejorar la producción petrolera por muchos medios, claro está que se debe tomar en cuenta la parte económica política y cultural para llevar a cabo este proceso que no solo puede beneficiar al Ecuador si no al mundo entero.

2025-01-01T00:00:00Z Castellano Jácome, Nayeli Stefania Lligüizaca Dávila, Jorge Rodrigo, Director http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/68435 2026-05-27T20:25:38Z 2025-01-01T00:00:00Z

Title: Desarrollo de una plataforma web para la simulación de procesos de inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos Authors: Castellano Jácome, Nayeli Stefania; Lligüizaca Dávila, Jorge Rodrigo, Director Abstract: This project develops a web-based platform for reservoir numerical simulation through the integration of the OPM Flow reservoir simulator, with the aim of providing an accessible, automated, and open-source environment for running comparative models and performing sensitivity analyses. The platform is designed to facilitate the modification of key model parameters and to evaluate their impact on reservoir production response, addressing the growing need for flexible and reproducible solutions in academic and technical contexts. The platform development included the implementation of a REST API, the execution of the OPM Flow simulator within Docker containers, and the construction of functional modules for case loading, simulation management, results processing, and the automated generation of parameterized scenarios. System validation was carried out using reference models such as SPE1, which represents a synthetic black-oil reservoir with simple behavior, and the Norne field, a more realistic case with higher geological and operational complexity. Sensitivity analysis techniques were applied to these models, considering petrophysical parameters such as permeability and porosity, as well as production-related operational variables, particularly the injection rate. The results demonstrate that the platform consistently reproduces the implemented models and effectively manages sensitivity scenarios, enabling the identification of significant variations in production behavior in response to changes in the analyzed parameters. Finally, it is concluded that the developed tool constitutes a functional and reliable support for reservoir simulation and sensitivity analysis studies, with strong potential for future expansion, including the incorporation of additional recovery processes and advanced analytical methodologies. Keywords: simulation, reservoirs, sensitivity, web platform, OPM Flow. Description: El presente proyecto desarrolla una plataforma web orientada a la simulación numérica de yacimientos, mediante la integración del simulador de reservorios OPM Flow, con el objetivo de proporcionar un entorno accesible, automatizado y basado en software de código abierto para la ejecución de modelos comparativos y la realización de análisis de sensibilidad. La herramienta busca facilitar la modificación de parámetros clave del modelo y evaluar su impacto sobre la respuesta productiva del yacimiento, atendiendo a la creciente necesidad de soluciones flexibles y reproducibles en contextos académicos y técnicos. El desarrollo de la plataforma incluyó la implementación de una API REST, la ejecución del simulador OPM Flow dentro de contenedores Docker y la construcción de módulos funcionales para la carga de casos, la gestión de simulaciones, el procesamiento de resultados y la generación automatizada de escenarios parametrizados. Para la validación del sistema se emplearon modelos de referencia, como el SPE1, representativo de un yacimiento sintético de petróleo negro con comportamiento simple, y el campo Norne, un caso realista de mayor complejidad geológica y operacional. Sobre estos modelos se aplicaron técnicas de análisis de sensibilidad, considerando parámetros petrofísicos como la permeabilidad y la porosidad, así como variables operativas relacionadas con la producción, en particular el caudal de inyección. Los resultados obtenidos evidencian que la plataforma reproduce de forma consistente los modelos implementados y gestiona adecuadamente los escenarios de sensibilidad, permitiendo identificar variaciones significativas en el comportamiento productivo frente a cambios en los parámetros analizados. Finalmente, se concluye que la herramienta constituye un soporte funcional y confiable para estudios de simulación numérica y análisis de sensibilidad, y que presenta un alto potencial de ampliación en futuras versiones, incluyendo la incorporación de nuevos procesos de recuperación y metodologías avanzadas de análisis

2025-01-01T00:00:00Z Ayala Trujillo, Diego Roberto Lliguizaca Dávila, Jorge Rodrigo, Director http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/68431 2026-05-27T20:24:52Z 2026-01-01T00:00:00Z

Title: Evaluación técnico-operativa de un proyecto de Waterflooding en la Arenisca US del campo B-57 Authors: Ayala Trujillo, Diego Roberto; Lliguizaca Dávila, Jorge Rodrigo, Director Abstract: CONDITION FOR PUBLICATION OF THE PROJECT. This study presents the technical-operational evaluation of a secondary oil recovery project through water injection (waterflooding) in the US sandstone of the B-57 field (Oriente Basin) to reverse energy and production decline. The main objective was to analyze the continuity and quality of the formation, the pressure-flow response of the P-55 injector and its influence on producers, the quality of the injected water and the performance of the surface facilities. The methodology integrated petrophysical analysis, structural correlation, multirate testing, operational parameter monitoring, and application of diagnostics such as Hall plot and PIP analysis. The results confirmed that hydraulic communication between injectors and the producers influenced wells, with production increases of up to 78% in P-52 and 35% in P-54 after water flooding implementation. However, a progressive loss of injectivity not attributable to formation damage was identified, suggesting local heterogeneity of the Us sandstone in the West zone. On the other hand, the comprehensive analysis of the project allows optimization opportunities in the engineering and commissioning of the operations. The conclusions highlight the need to optimise water quality and facilities maintenance to ensure project continuity and maximise the recovery factor. Palabra clave: secondary recovery, waterflooding, multirate tests, recovery factor. Description: CONDICIONAMIENTO DE PUBLICACION DEL PROYECTO. Este estudio presenta la evaluación técnico-operativa del proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua (waterflooding) en la arenisca US del campo B-57 (Cuenca Oriente) para revertir la declinación de energía y producción. El objetivo principal fue analizar la continuidad y calidad de la formación, la respuesta presión–caudal del inyector P-55 y su influencia en productores, la calidad del agua inyectada y el desempeño de las facilidades de superficie. La metodología integró análisis petrofísico, correlación estructural, pruebas multitasa, monitoreo de parámetros operativos y aplicación de diagnósticos como Hall plot y análisis de la PIP. Los resultados confirmaron la comunicación hidráulica entre inyector y pozos influenciados, con incrementos de producción de hasta 78 % en el P-52 y 35 % en el P-54 tras la implementación. Sin embargo, se identificó una pérdida progresiva de inyectividad no atribuible a daño de formación, lo que sugiere heterogeneidad local de la arenisca Us en la zona Oeste. Por otro lado, el análisis integral del proyecto permite visualizar oportunidades de optimización en la ingeniería y la puesta en marcha de las operaciones. Las conclusiones destacan la necesidad de optimizar la calidad del agua y el mantenimiento de las facilidades para garantizar la continuidad del proyecto y maximizar el factor de recobro

2026-01-01T00:00:00Z