http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/50522 Petróleos 2026-05-25T09:11:44Z http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/68366 Title: Evaluación de la eficiencia operativa en unidades de diésel-II de la Refinería de Shushufindi Authors: García Vargas, Luis Felipe; Arcentales Bastidas, Danilo Andrés, Director Abstract: Operational efficiency in Diesel-II production units is a key factor for the country's economic and energy sustainability. This project aims to evaluate such efficiency at the Shushufindi Refinery by analyzing yields, operational continuity, and fuel quality. The hypothesis states that operational deviations from design conditions negatively affect the profitability and competitiveness of the process. The study is justified by the need to reduce operational losses and dependence on imported petroleum derivatives. The project followed a quantitative and applied approach, using operational data provided by EP Petroecuador for the period August–October 2025. Statistical analysis tools, performance indicators, comparisons with design values and international references, as well as technical fuel quality standards, were applied. The results showed marked differences between the units: R1 achieved 88.4% utilization and a 40.4% yield, exceeding reference values; while R2 operated at 77.9% and 26.0%, respectively. Neither unit met the ULSD standard (15 ppm), with an average sulfur content of 163 ppm. These gaps generated an estimated opportunity cost of USD 417,764. It is concluded that the refinery has the technical potential to operate efficiently; however, operational and control improvements are needed to optimize Diesel-II production and competitiveness. Keywords: operational efficiency, refining, performance indicators, profitability, product quality Description: La eficiencia operativa en las unidades de producción de diésel-II constituye un factor clave para la sostenibilidad económica y energética del país. Este proyecto tiene como objetivo evaluar dicha eficiencia en la Refinería Shushufindi, mediante el análisis de rendimientos, continuidad operativa y calidad del combustible. Se plantea como hipótesis que las desviaciones operativas respecto a las condiciones de diseño afectan negativamente la rentabilidad y competitividad del proceso. La justificación del estudio radica en la necesidad de reducir pérdidas operativas y la dependencia de importaciones de derivados. El desarrollo del proyecto se basó en un enfoque cuantitativo y aplicado, utilizando datos operativos proporcionados por EP Petroecuador correspondientes al período agosto–octubre de 2025. Se emplearon herramientas de análisis estadístico, indicadores de desempeño, comparaciones con valores de diseño y referencias internacionales, así como normas técnicas de calidad de producto. Los resultados evidenciaron diferencias marcadas entre las unidades: R1 alcanzó una utilización del 88.4% y un rendimiento del 40.4%, superando los valores de referencia; mientras que R2 operó con 77.9% y 26.0%, respectivamente. Ninguna unidad cumplió con el estándar ULSD (15􀯗ppm), registrándose un promedio de 163􀯗ppm de azufre. Estas brechas generaron un costo de oportunidad estimado de USD􀯗417,764. Se concluye que la refinería posee potencial técnico para operar de forma eficiente; sin embargo, se requieren mejoras operativas y de control para optimizar la producción y competitividad del diésel-II. 2025-01-01T00:00:00Z http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/68365 Title: Aprovechamiento del gas asociado excedente del Bloque 2 para un proyecto de generación de energía Authors: Franco Naranjo, Diana Mayerli; Guzmán Velásquez, Andrés Eduardo, Director Abstract: CONDITION FOR PUBLICATION OF PROJECT. This project evaluates the use of surplus associated gas produced at the Ancón Gas Treatment Plant (PTG) and in sections 72 and 74 of Block 2 of the Gustavo Galindo Field, with the aim of transforming it into electrical energy for the Santa Elena peninsula. Currently, approximately 450,000 ft³/day of gas are flared, generating significant energy losses and polluting emissions. Through a diagnosis of the current system, gas characterization, and analysis of production records, an additional volume of 413,874 ft³/day was identified from 25 selected wells, resulting in a total usable net volume of 833,874 ft³/day. Based on this volume, a potential electricity generation capacity of close to 2 MW was determined. The study includes the conceptual design of the capture system, primary separation, compression, integration into a new PTG, and the proposal for the implementation of a new power generation plant. Likewise, the operational, environmental, and social benefits of the project were evaluated, demonstrating the reduction of emissions from gas flaring, compliance with national regulations, and contribution to the Sustainable Development Goals. The results demonstrate that the use of surplus associated gas is technically and energetically viable, allowing an environmental liability to be transformed into a sustainable and replicable energy asset for the Ecuadorian oil industry. Description: CONDICIONAMIENTO DE PUBLICACION DE PROYECTO. El presente proyecto evalúa el aprovechamiento del gas asociado excedente producido en la Planta de Tratamiento de Gas (PTG) de Ancón y en las secciones 72 y 74 del Bloque 2 del Campo Gustavo Galindo, con el objetivo de transformarlo en energía eléctrica para la península de Santa Elena. Actualmente, aproximadamente 450.000 ft³/día de gas son quemados en mecheros, generando pérdidas energéticas significativas y emisiones contaminantes. Mediante un diagnóstico del sistema actual, la caracterización del gas y el análisis de registros de producción, se identificó un volumen adicional de 413.874 ft³/día proveniente de 25 pozos seleccionados, obteniéndose un total neto aprovechable de 833.874 ft³/día. A partir de este volumen, se determinó un potencial de generación eléctrica cercano a 2 MW. El estudio incluye el diseño conceptual del sistema de captación, separación primaria, compresión, integración a una nueva PTG y la propuesta de implementación de una nueva planta de generación eléctrica. Asimismo, se evaluaron los beneficios operativos, ambientales y sociales del proyecto, evidenciando la reducción de emisiones por quema de gas, el cumplimiento de la normativa nacional y el aporte a los Objetivos de Desarrollo Sostenible. Los resultados demuestran que el aprovechamiento del gas asociado excedente es técnica y energéticamente viable, permitiendo transformar un pasivo ambiental en un activo energético sostenible y replicable para la industria petrolera ecuatoriana. 2025-01-01T00:00:00Z http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/68254 Title: Analisis de Explotación del Campo de Petropolis de la Península de Santa Elena Authors: López Cadena, Tarquino; Zambrano, Luis, Director Abstract: Esta tesis trata de diferentes aspectos del desarrollo y explotación de la Concesión Petrópolis, anteriormente operada y administrada por una compañía privada y actualmente por el estado. El estudio está encaminado a obtener los medios técnicos-económicos con el fin de conseguir la prolongación del tiempo de producción del campo. Se describen los estudios de Geología, método de producción, tipo de completación, forma de mantenimiento del campo, comercio del petróleo y conclusiones de la operación de la Concesión con el ultimo detalle económico anual. En la parte final se expone una estimación de las condiciones actuales de la operación y además se plantean las debidas recomendaciones; las más substanciales tratan sobre el precio del petróleo, eficiencia en el mecanismo de producción, distribución adecuada de los gastos y posible aprovechamiento del gas natural. 1972-01-01T00:00:00Z http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/67961 Title: Evaluación de la capacidad de almacenamiento de CO2 de países productores de petróleo en el continente americano Authors: Carrillo Peña, Daniela Valentina; Carrión Maldonado, Freddy Paul, Director Abstract: Climate change is one of the main environmental challenges today and is linked to carbon dioxide (CO2) emissions from fossil fuel consumption. Considering this problem, geological CO2 storage is presented as an alternative to mitigate emissions in oil-producing countries. The objective of this project is to estimate the CO2 storage capacity of the American continent, demonstrating its importance in meeting international emission reduction commitments. The research was conducted by compiling CO2 emissions data from oil-producing countries in the Americas, obtained from the Our World in Data platform, which was integrated with technical information on reservoirs and aquifers provided by the International Energy Agency's CCUS project database, as well as scientific articles. The emissions analysis was performed using tools such as Python, while the storage capacity was estimated using the methodology proposed by Bachu. Based on the storage capacity of the reservoirs, three storage clusters were proposed in the North American region, the Colombian Caribbean, and the South Atlantic, with capacities of 753.19, 682.73, 940.03 Mt, respectively. The removal percentages compared to total emissions were low, reflecting the need to complement geological storage with mitigation policies and the expansion of CCUS technologies. Keywords: emissions, geological storage, CCUS, climate change, reservoirs Description: El cambio climático es uno de los principales desafíos ambientales actualmente y está vinculado con las emisiones de dióxido de carbono (CO2) provenientes del consumo de combustibles fósiles. Ante esta problemática, el almacenamiento geológico de CO2 se presenta como una alternativa para mitigar las emisiones en los países productores de petróleo. El presente proyecto tiene como objetivo estimar la capacidad de almacenamiento de CO2 en el continente americano, demostrando su importancia para cumplir con compromisos internaciones de reducción de emisiones. La investigación se desarrolló mediante la recopilación de datos de emisiones de CO2 de países petroleros de América, obtenidos de la plataforma Our World in Data, los cuales fueron integrados con información técnica de reservorios y acuíferos proporcionados por la base de datos de proyectos CCUS de la Agencia Internacional de la Energía, además de artículos científicos. El análisis de las emisiones se realizó utilizando herramientas como Python, mientras que la estimación de la capacidad de almacenamiento de calculó mediante la metodología propuesta por Bachu. De acuerdo con la capacidad de almacenamiento de los reservorios se propusieron tres clústeres de almacenamiento en la región de Norteamérica, el Caribe colombiano y Atlántico Sur, con capacidades de 753.19, 682.73, 940.03 Mt, respectivamente. Los porcentajes de remoción frente a las emisiones totales fueron bajos, lo que refleja la necesidad de complementar el almacenamiento geológico con políticas de mitigación y expansión de tecnologías CCUS. 2025-01-01T00:00:00Z