Maestría en Petróleos http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/50562 2026-05-24T10:49:37Z 2026-05-24T10:49:37Z Cunalata Chaquinga, Edwin Bryan Arcentales Bastidas, Danilo Andrés, Director http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/68395 2026-05-20T17:06:54Z 2025-01-01T00:00:00Z

Análisis técnico-económico comparativo de resultados de los contratos petroleros en el Ecuador: participación vs servicios específicos 2000- 2024 Cunalata Chaquinga, Edwin Bryan; Arcentales Bastidas, Danilo Andrés, Director The study analyzes the economic and operational impact of the contract modalities applied in the country’s oil sector, with the objective of determining how participation contracts and specific service contracts influence investment, production, efficiency, and fiscal revenues. It is proposed as a hypothesis that the incentive structure of each contractual modality generates differentiated effects on sector performance, which justifies the need to comparatively evaluate both regimes. For this purpose, a historical database was built with aggregated information from 2000 to 2024, and a mixed methodological design was used that complemented descriptive, comparative, and econometric analysis. Official series from Petroecuador, ARCH, the Central Bank of Ecuador (BCE), and the Ministry of Energy were used, which were selected, deflated, and organized to estimate fixed-effects models. The results showed that participation contracts generated higher levels of investment and production, while service contracts contributed to fiscal stability but with lower operational dynamism. It is concluded that contractual modality significantly influences the sector’s performance and that a balanced incentive structure is essential to optimize the State’s oil revenue. Keywords: Contracts, Oil, Investment, Econometrics, Production El estudio analiza el impacto económico y operativo de las modalidades de contrato aplicadas en el sector petrolero del país, con el objetivo de determinar cómo los contratos de participación y de servicios específicos tienen influencia en la inversión, la producción, la eficiencia y los ingresos fiscales. Se plantea como hipótesis que la estructura de incentivos de cada modalidad contractual genera efectos diferenciados en el desempeño sectorial, lo que justifica la necesidad de evaluar comparativamente ambos regímenes. Para ello, se construyó una base de datos histórica con información agregada de 2000 a 2024 y se empleó un diseño metodológico mixto que complementó un análisis descriptivo, comparativo y econométrico. Se emplearon series oficiales de EP Petroecuador, ARCH, BCE y el Ministerio de Energía, que fueron selectas, deflactadas y organizadas para estimar modelos de efectos fijos. Los resultados demostraron que los contratos de participación generaron niveles mayores de inversión y producción, mientras que los contratos de servicios aportaron estabilidad fiscal, pero con menor dinamismo operativo. Se concluye que la modalidad contractual influye de manera significativa en el desempeño del sector y que una estructura equilibrada de incentivos es esencial para optimizar la renta petrolera del Estado.

2025-01-01T00:00:00Z Delgado Rojas, Daniela Alejandra http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/67097 2026-03-23T20:22:23Z 2022-01-01T00:00:00Z

Determinación de las propiedades de las arenas usadas en la geometría del proyecto fluid flower Delgado Rojas, Daniela Alejandra En el presente proyecto se investiga el comportamiento del dióxido de carbono (CO2) cuando es almacenado en el subsuelo como parte de las técnicas de captura y almacenamiento de carbono (CCS). El objetivo es simular el trayecto de este fluido y sus reacciones frente a otros fluidos que se encuentren dentro de una formación geológica. Si se estudia correctamente las características que presenta el reservorio seleccionado para el almacenamiento del CO2, entonces se prevendrá la fuga de este fluido. Varios países tienen como objetivo reducir las emisiones de carbono, por lo cual están realizando proyectos de CCS. La formación seleccionada para la investigación es similar a un modelo sísmico del continental Shelf de Noruega. Se utilizó el laboratorio de la Universidad de Bergen para el desarrollo experimental. Las arenas empleadas fueron procedentes de reservorios propuestos y la configuración fue recreada con equipos para la inyección de fluidos que se encontraban en el laboratorio. Se usaron técnicas para obtener la permeabilidad relativa de los fluidos en un medio poroso y para el manejo de CO2 en su estado gaseoso. Dentro de los resultados encontrados se observó cómo el CO2 se movía por los diferentes tamaños de granos, que fueron recreadas por arenas de altas y bajas permeabilidades. Se obtuvo la simulación de tres mecanismos de atrapamientos: atrapamiento estructural cuando el fluido se quedaba debajo de la capa sello, atrapamiento residual cuando el fluido se quedaba atrapado entre las capas menos permeables y disolución cuando el fluido se mezclaba con el fluido existente o agua de formación. La caracterización del reservorio permitió realizar un análisis previo a inyectar el fluido en un modelo macroscópico. Finalmente, se presentan los resultados de las pruebas de laboratorio que fueron usados en simuladores para estudiar el comportamiento de CO2 cuando es almacenado en el reservorio.

2022-01-01T00:00:00Z Figueroa Guevara, Juan Carlos Pico Trujillo, José Andrés http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/63534 2025-02-05T19:39:58Z 2023-01-01T00:00:00Z

Estudio del recobro mejorado de petróleo con inyección de agua y surfactante mediante simulación numérica para el campo ESPOL Figueroa Guevara, Juan Carlos; Pico Trujillo, José Andrés En Ecuador, la caída en la producción primaria y secundaria de petróleo en la última década ha evidenciado la insuficiencia de los métodos en la extracción de hidrocarburos. Por tanto, en el presente estudio se realizó la simulación de un método de recuperación mejorada de petróleo (EOR), como es la inyección de surfactantes. Este método ha demostrado ser exitoso al aumentar la recuperación de petróleo. El objetivo de esta investigación es evaluar el rendimiento de recobro de petróleo después de la inyección de surfactante, mediante simulación numérica utilizando el software Computer Modelling Group (CMG). Las variables de operación son la tasa de inyección, la concentración de surfactante y volumen poroso. El software permitió construir un modelo tridimensional del yacimiento, incorporando toda la información real disponible del campo. Se planteó tres escenarios de inyección, en el primer escenario se inyecto únicamente una tasa de agua de 1400 bpd a 3%, 6%, 8% y 10% de volúmenes de poro, esto dio un incremento del factor de recobro de 3.82% y 3.96% a 8% y 10% de volumen de poro respectivamente. En el segundo escenario, se inyectó el surfactante ?Surfolean-88H? a 2000 ppm con las variantes de 8% y 10% de volumen de poro dando un factor de recobro de 3.84% y 3.98% respectivamente. Finalmente, en el tercer escenario se inyecto el surfactante a 4000 ppm, 6000 ppm y 8000 ppm a 8% y 10% de volumen de poro en cada inyección; los mejores resultados se obtienen a 8000 ppm de surfactante con factores de recobro de 4.60% y 4.55% respectivamente para cada volumen de poro. Se concluye que el mejor rendimiento del factor de recobro se obtiene al inyectar surfactante a 8000 ppm y 8% de volumen de poro, lo que representa una producción diaria de 9709 barriles de petróleo. Palabras Clave: simulación, modelo tridimensional, recobro, surfactante, volumen de poro

2023-01-01T00:00:00Z Suntaxi Chillogalli, Alex Geovanny http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/63533 2025-02-05T19:36:02Z 2023-01-01T00:00:00Z

Análisis de factibilidad de la aplicación de proyectos geotérmicos para la generación de energía en campos petroleros de la cuenca Oriente de Ecuador Suntaxi Chillogalli, Alex Geovanny La industria petrolera en el Ecuador en la actualidad debe hacer frente a los retos ambientales en la amazonia y al estado de maduración de los pozos en la Cuenca Oriente; por otro lado, la energía geotérmica es un tipo de energía renovable que tiene altos costos generados principalmente en la etapa de exploración y perforación de pozos. Como solución a estas problemáticas se plantea reutilizar la infraestructura petrolera para la generación de energía geotérmica. La implementación de sistemas de generación de energía geotérmica requiere de parámetros como: gradientes geotérmicos superiores a 25°C/km, temperaturas de reservorio superiores a 75°C (baja y media temperatura) y profundidades superiores a 1km. Estos parámetros sirven para clasificar a los 31 campos petroleros con altos niveles de gradiente geotérmicos sumado a la presencia de pozos petroleros que han llegado a un nivel de maduración alto, con un corte de agua promedio que ronda el 90%. Al mencionar a los yacimientos petroleros como recursos de temperatura medias-bajas, es recomendable para la generación de energía utilizar plantas de ciclo binario, las cuales utilizan un fluido geotérmico y un fluido de trabajo; Es decir, se puede usar el agua producida y los productos remanentes de la explotación petrolera. Por último, en base a los datos recopilados de los pozos se determina pozos teóricos que representen un promedio general dentro de las zonas de potencial geotérmico, con estos datos se realiza las simulaciones de generación de energía, obteniendo una producción neta que ronda los 150 kw, que si se compara con los proyectos revisados en la bibliografía serian viables económicamente. Palabras clave: Industria petrolera, Pozos, Energía geotérmica, plantas de ciclo binario

2023-01-01T00:00:00Z