https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/23 2026-07-02T19:55:30Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/535 Título : Optimizar el sistema de levantamiento artificial a través del análisis nodal de bombeo electrosumergible y bombeo hidráulico tipo jet en el pozo BS-109 del campo Bermejo bloque 49 en el año 2024 Autor : Fuel Játiva, Edwin Santiago; Gaona Cárdenas, Raúl Ernesto; Pérez Carrillo, Franklin Adrián Resumen : El pozo BS-109 enfrenta problemas operativos graves, como obstrucciones en el flujo de fluidos, cavitación en la bomba y corrosión debido a altas concentraciones de salmuera, lo que reduce la eficiencia y aumenta los costos de mantenimiento de la unidad MTU. La propuesta de rediseñar la bomba hidráulica JET de tipo A, a tipo 2B promete una mejora en la eficiencia del 26%, pero solo incrementa la producción en 40 barriles adicionales, con un costo de $268,750. En contraste, el sistema electrosumergible REDA DN-1800, con un motor REDA PEDMT, muestra un aumento significativo en la producción, alcanzando 628 barriles de petróleo con una eficiencia del 74%, lo que representa un incremento de 208 barriles adicionales. Aunque el costo de implementación del sistema electrosumergible es de $300,300, mayor que el del JET, el notable aumento en la producción justifica la inversión. El sistema electrosumergible también enfrenta desafíos ambientales debido al consumo de diésel y debe cumplir con estrictas regulaciones políticas en Ecuador. En conclusión, el sistema electrosumergible es la opción preferida debido a su capacidad superior para incrementar la producción de petróleo, a pesar de los costos más altos y los retos ambientales. Descripción : The BS-109 well faces serious operational issues such as fluid flow obstructions, pump cavitation, and corrosion due to high concentrations of brine, which reduce efficiency and increase the maintenance costs of the MTU unit. The proposal to redesign the hydraulic pump JET from type A to type 2B promises a 26% improvement in efficiency but only increases production by an additional 40 barrels, with a cost of $268,750. In contrast, the REDA DN 1800 electric submersible system, with a REDA PEDMT motor, shows a significant increase in production, reaching 628 barrels of oil with a 74% efficiency, representing an additional 208 barrels. Although the implementation cost of the electric submersible system is $300,300, higher than that of the JET, the notable increase in production justifies the investment. The electric submersible system also faces environmental challenges due to diesel consumption and must comply with strict political regulations in Ecuador. In conclusion, the electric submersible system is the preferred option due to its superior capacity to increase oil production, despite higher costs and environmental challenges. 2024-01-01T00:00:00Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/534 Título : Mejorar la movilidad del crudo extra pesado para su levantamiento en el campo Ishpingo bloque 43 a través de inyección cíclica de Vapor y tratamiento químico en el año 2024 Autor : Ramírez Cevallos, Jonathan Albeiro; Tandazo Córdova, Cristian Fabricio Resumen : Este proyecto se enfoca en inyección cíclica de vapor y tratamiento químico para mejorar la recuperación de crudo extra pesado en reservorios de alta viscosidad. El proceso consiste en inyectar vapor en un pozo determinado durante 1 a 3 semanas, seguido de un periodo de remojo para permitir que el vapor caliente y disminuya uniformemente en la formación productora. Luego, el pozo se abre para para producción hasta que el proceso deje de ser rentable. La inyección cíclica de vapor se realiza en tres etapas: inyección de vapor para crear una Cámara térmica, una fase de espera para diluir el crudo, y finalmente, la producción del crudo diluido. Aunque esa técnica mejora la recuperación y ofrece flexibilidad operativa, presenta desventajas como alto consumo de energía, costos iniciales elevados y necesidades de mantenimiento especializado. Además, el tratamiento químico en la producción incluye el uso de productos como inhibidor hombres de viscosidad, surfactantes y polímeros, cada 1 con mecanismos específicos para optimizar la producción y manejo de petróleo, tales como la reducción de viscosidad y la mejora de la movilidad del crudo. Descripción : This Project focuses on cyclic steam injection and chemical treatment to improve the recovery of extra-heavy crude oil in high-viscosity reservois. The process involves injecting steam into a given well for 1 to 3 week, followed by a soaking period to allow the steam to heat and distribute evenly in the producing formation. The well is then reopened for production until the process is no longer profitable. Cyclic steam injection is performed in three stages: steam injection to create a termal chamber, a waiting phase to dilute the crude, and finally, the production of the diluted crude. While this technique improves recovery and offers operational flexibility, it has disadvantages such as high energy consumption, high upfront costs, and specialized maintenance needs. In addition, chemical treatment in production includes the use of products such as viscosity inhibitors, surfactants and polymers, each with specific mechanisms to optimize oil production and handling, such as reducing viscosity and improving crude oil mobility 2024-01-01T00:00:00Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/533 Título : Mitigar la migración de finos en el campo Cononaco Bloque 61 en el año 2024 Autor : Pereira Vega, Jairo Rodrigo; Rodríguez Yaiguaje, Martha Araceli Resumen : En el campo petrolero Cononaco, ubicado en el Bloque 61, se identificó una disminución en la producción debido a la migración de finos, fenómeno que obstruye los poros del yacimiento, reduciendo la permeabilidad. Este problema afecta la rentabilidad y sostenibilidad de las operaciones. Se propusieron soluciones como la perforación bajo balance y el uso de químicos en los fluidos de perforación. La investigación justifica la necesidad de estas técnicas para enfrentar los desafíos y optimizar la producción, alineándose con los objetivos de sostenibilidad. El estudio del Bloque 61, en la región amazónica de Ecuador, resalta su biodiversidad y los desafíos asociados a la explotación petrolera. La geología del campo Cononaco y sus formaciones, como Hollín y Napo, son cruciales para entender el potencial petrolífero. La migración de finos, causada por cambios en el flujo, interacciones químicas y variaciones de presión, afecta negativamente la producción. Las técnicas propuestas buscan mitigar estos efectos, mejorando la eficiencia de los sistemas de levantamiento artificial. El diseño e implementación incluyeron la perforación bajo balance y la adición de químicos, además de la optimización de sistemas como el bombeo electrosumergible y el bombeo hidráulico. Las pruebas mostraron mejoras significativas en la permeabilidad y producción, reducción del desgaste de equipos y disminución de la migración de finos. El análisis de sensibilidad destacó la robustez de las soluciones implementadas. Las lecciones aprendidas subrayan la eficiencia de las técnicas y la importancia del monitoreo continuo. Se recomienda continuar explorando nuevas tecnologías, proporcionando capacitación continua y manteniendo la optimización operativa para asegurar la rentabilidad y sostenibilidad del campo Cononaco. Descripción : In the Cononaco oil field, located in Block 61, a decrease in production was identified due to the migration of fines, a phenomenon that obstructs the pores of the reservoir, reducing permeability. This problem affects the profitability and sustainability of operations. Solutions were proposed such as underbalanced drilling and the use of chemicals in drilling fluids. The research justifies the need for these techniques to face challenges and optimize production, aligning with sustainability objectives. The study of Block 61, in the Amazon region of Ecuador, highlights its biodiversity and the challenges associated with oil exploitation. The geology of the Cononaco field and its formations, such as Hollín and Napo, are crucial for understanding its oil potential. The migration of fines, caused by changes in flow, chemical interactions, and pressure variations, negatively affects production. The proposed techniques aim to mitigate these effects, improving the efficiency of artificial lift systems. The design and implementation included underbalanced drilling and the addition of chemicals, as well as optimizing systems such as electric submersible pumping and hydraulic pumping. Tests showed significant improvements in permeability and production, reduced equipment wear and tear, and decreased migration of fines. The sensitivity analysis highlighted the robustness of the implemented solutions. The lessons learned underline the efficiency of the techniques and the importance of continuous monitoring. It is recommended to continue exploring new technologies, providing ongoing training, and maintaining operational optimization to ensure profitability and sustainability in the Cononaco field. 2024-01-01T00:00:00Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/532 Título : Mitigar el daño de formación a través de un diseño de fluidos de control o uso de un gas durante actividades de workover en el pozo armadillo B-05 del bloque 55 en el año 2024 Autor : Moreno Mancilla, Lizbeth Estefanía; Paredes Quishpilema, Gabriela Estefanía; Salinas Pardo, Víctor Daniel Resumen : El daño de formación en el reservorio U Inferior del Campo Armadillo se manifiesta como una reducción de permeabilidad causada por la obstrucción de los poros por residuos y sólidos durante la producción. Este problema resulta en un estrechamiento de los poros y una migración de finos, alterando las propiedades físicas de la roca debido a la exposición a fluidos con altos porcentajes de arcilla y salinidad. Este fenómeno no solo impacta negativamente en la producción, reduciendo el rendimiento del pozo de 409 barriles a 215 barriles de petróleo, sino que también afecta la rentabilidad económica del proyecto. En respuesta a este desafío, se realizaron dos intervenciones: el diseño de un nuevo fluido de control y la inyección de nitrógeno. El diseño del fluido de control, que incluyó agua fresca, inhibidores, antiespumantes, solventes y bactericidas, logró aumentar la permeabilidad del pozo de 45 mD a 70 mD, reduciendo el daño de formación a un valor de 2. Esto se tradujo en un IP de 1,89 bfpd/psi, con una producción de 873,29 bfpd a una presión de fondo del pozo de 808 psi. La intervención tuvo un costo de $1.980.013,3, con un VAN positivo de $8.696.514,84, una TIR del 37% y un índice de Beneficio-Costo (B/C) de 4,56, indicando una alta rentabilidad. Por otro lado, la inyección de nitrógeno incrementó la permeabilidad de 45 mD a 57,23 mD y redujo el daño de formación a 5,17. La productividad resultante fue de 1,59 bfpd/psi, con una producción de 736 bfpd. Aunque el VAN fue de $7.159.410,33 y la TIR también alcanzó el 37%, el índice B/C fue de 1,1, mostrando una rentabilidad menor en comparación con el diseño de fluido. En resumen, el diseño del fluido de control ofrece mayores beneficios económicos y operativos, siendo más efectivo en aumentar la productividad y reducir el daño de formación en comparación con la inyección de nitrógeno. Descripción : Formation damage in the U Inferior reservoir of the Armadillo Field manifests as a reduction in permeability caused by the obstruction of pores by residues and solids during production. This problem results in pore narrowing and fine migration, altering the physical properties of the rock due to exposure to fluids with high percentages of clay and salinity. This phenomenon not only negatively impacts production, reducing well output from 409 barrels to 215 barrels of oil but also affects the economic viability of the project. In response to this challenge, two interventions were performed: the design of a new control fluid and nitrogen injection. The control fluid design, which included fresh water, inhibitors, antifoams, solvents, and biocides, increased the well’s permeability from 45 mD to 70 mD, reducing formation damage to a value of 2. This resulted in a productivity index of 1,89 bfpd/psi, with a production of 873,29 bfpd at a bottomhole pressure of 808 psi. The intervention cost $1.980.013,30, with a positive Net Present Value (NPV) of $8.696.514,84, an Internal Rate of Return (IRR) of 37%, and a Benefit-Cost (B/C) ratio of 4.56, indicating high profitability. On the other hand, nitrogen injection increased permeability from 45 mD to 57,23 mD and reduced formation damage to 5.17. The resulting productivity was 1.59 bfpd/psi, with a production of 736 bfpd. Although the NPV was $7.159.410,33 and the IRR was also 37%, the B/C ratio was 1.1, showing lower profitability compared to the control fluid design. In summary, the control fluid design offers greater economic and operational benefits, being more effective in increasing productivity and reducing formation damage compared to nitrogen injection. 2024-01-01T00:00:00Z