https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/32 Wed, 07 Oct 2026 23:20:33 GMT 2026-10-07T23:20:33Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/901 Título : Incremento de la Producción en el Campo Sacha Pozo SCH-503UI del Bloque 60, mediante Recuperación Secundaria y Fracturamiento Hidráulico Autor : Sánchez Lalangui, Erick Leonardo; Matias Gonzaga, Mariuxi Lorena Resumen : El pozo SCH-503, ubicado en la formación U inferior, presenta múltiples problemáticas que afectan directamente su productividad. Entre estas se incluyen daño a la formación, depleción del yacimiento, arrastre de arena y sedimentos, corrosión interna y problemas de presión de fondo, lo que limita la movilidad de los fluidos y reduce el flujo de petróleo hacia el pozo. Estos factores comprometen la eficiencia de producción y la recuperación final del reservorio. Para mitigar estas limitaciones, se implementaron dos técnicas de estimulación: fracturamiento hidráulico e inyección de agua. El fracturamiento hidráulico mostró un aumento significativo de la permeabilidad, de 47 mD a 525,5 mD, y de la porosidad, de 12 % a 17 %, reduciendo el daño de formación de 13 a -4,71. Esto permitió incrementar la producción de petróleo de 551,08 a 917,24 BPPD, el flujo total de 1198 a 1994 BFPD y mantener un contenido de agua de 54 %, con una producción acumulada de 117114 BBLS. Por otro lado, la inyección de agua logró mantener la presión y desplazar el crudo, con Qo cercano a 909,88 BPPD y producción acumulada de 288751 BBLS a largo plazo, aunque con un flujo total menor (780 BFPD). Técnicamente, el fracturamiento hidráulico es la técnica más relevante para mejorar la productividad inmediata, optimizar permeabilidad y drenaje del yacimiento, mientras que la inyección de agua es más efectiva para la recuperación acumulada a largo plazo. La combinación de ambas estrategias permite maximizar la eficiencia operativa y la recuperación de hidrocarburos en el pozo SCH-503. Descripción : The SCH-503 well, located in the lower U formation, presents multiple issues that directly affect its productivity. These include formation damage, reservoir depletion, sand and sediment carryover, internal corrosion, and bottomhole pressure problems, which limit fluid mobility and reduce oil flow to the well. These factors compromise production efficiency and the reservoir’s final recovery. To mitigate these limitations, two stimulation techniques were implemented: hydraulic fracturing and water injection. Hydraulic fracturing showed a significant increase in permeability, from 47 mD to 525.5 mD, and porosity, from 12% to 17%, reducing formation damage from 13 to -4.71. This allowed oil production to increase from 551.08 to 917.24 BPD, total flow from 1198 to 1994 BFPD, and maintained a water cut of 54%, with a cumulative production of 117114 BBLS. On the other hand, water injection helped maintain pressure and displace oil, with Qo close to 90988 BPD and cumulative production of 288,751 BBLS over the long term, although with lower total flow (780 BFPD). Technically, hydraulic fracturing is the most relevant technique for improving immediate productivity, optimizing permeability, and reservoir drainage, while water injection is more effective for long-term cumulative recovery. Combining both strategies maximizes operational efficiency and hydrocarbon recovery in the SCH-503 well. Mon, 18 Aug 2025 00:00:00 GMT https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/901 2025-08-18T00:00:00Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/900 Título : Incremento de la producción en el campo Yulebra pozo Yulebra -37 a través de la estimulación matricial y fracturamiento hidráulico en el año 2025 Autor : Lojan, Jose Luis; Panezo, Eddy; Hannah, Tom David Resumen : El pozo yulebra-37, ubicado en el bloque 61 del oriente ecuatoriano, presenta un grave daño de formación que ha reducido significativamente la productividad del yacimiento. este daño ha sido causado por la invasión de fluidos incompatibles, la mala gestión de sólidos, el uso inadecuado de fluidos de completación y un diseño deficiente del sistema de levantamiento artificial, lo cual ha incrementado los costos operativos y comprometido la viabilidad técnica del proyecto. se evaluaron dos técnicas de estimulación: fracturamiento hidráulico y estimulación matricial. el fracturamiento hidráulico demostró ser la alternativa más efectiva, aumentando la producción de 57 a 259 bppd (+354%), duplicando el índice de productividad (ip de 0,31 a 0,62 bfpd/psi) y reduciendo el daño de formación de 14,6 a –4,7, con un aumento de la permeabilidad a 506,37 md. por su parte, la estimulación matricial incrementó la producción a 137 bppd (+140%) y mejoró parcialmente las propiedades petrofísicas. en conclusión, el fracturamiento no solo mejoró la conectividad del yacimiento, sino que permitió recuperar la rentabilidad del pozo, posicionándose como la opción técnica más eficiente para contrarrestar el daño de formación en ambientes complejos Descripción : The Yulebra-37 well, located in Block 61 of the Ecuadorian Oriente, exhibits severe formation damage that has significantly reduced reservoir productivity. This damage resulted from the invasion of incompatible fluids, poor solids management, the improper use of completion fluids, and a flawed artificial lift system design—factors that increased operating costs and compromised the project's technical viability. Two stimulation techniques were evaluated: hydraulic fracturing and matrix stimulation. Hydraulic fracturing proved to be the most effective alternative, increasing production from 57 to 259 bopd (+354%), doubling the productivity index (PI from 0.31 to 0.62 bfpd/psi), and reducing formation damage from 14.6 to –4.7, while increasing permeability to 506.37 mD. Meanwhile, matrix stimulation increased production to 137 bopd (+140%) and partially improved petrophysical properties. In conclusion, fracturing not only improved reservoir connectivity but also restored the well's profitability, establishing itself as the most efficient technical option for mitigating formation damage in complex environments. Fri, 01 Aug 2025 00:00:00 GMT https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/900 2025-08-01T00:00:00Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/899 Título : Incremento en la producción en el pozo sacha 420 mediante recañoneo del pozo y fracturamiento hidráulico en el 2025 Autor : Páez Fernández, Lizardo Cristian; Malla Merino, Wilfrido Alexander; Coquinche Aguinda, Alex Diego Resumen : El presente trabajo de titulación tiene como objetivo principal proponer y evaluar técnicamente dos alternativas de intervención en el pozo Sacha 420, ubicado en la provincia de Orellana, dentro del Campo Sacha, uno de los principales activos petroleros del Ecuador. La problemática identificada corresponde a una notable caída en la producción del pozo, atribuida a factores como daño de formación, cañoneo inadecuado, formación poco consolidada, presencia de incrustaciones y la ausencia de intervenciones correctivas en los últimos años. En este contexto, se plantea la aplicación de dos técnicas ampliamente utilizadas en la industria: el recañoneo selectivo y el fracturamiento hidráulico, con el fin de restablecer y potenciar la comunicación entre el yacimiento y el pozo, mejorando así la eficiencia del sistema de producción. La metodología desarrollada incluyó el análisis integral del comportamiento histórico del pozo, la caracterización petrofísica y PVT de losreservorios involucrados, la estimación del daño de formación (Skin), y la aplicación de modelos matemáticos para simular los resultados esperados con cada alternativa. A través del recañoneo se busca optimizar la ubicación y profundidad de nuevos disparos en zonas con mayor potencial productivo, mientras que el fracturamiento hidráulico persigue aumentar la permeabilidad mediante la inducción de fracturas artificiales en la roca almacén. Los resultados estimados indican que ambas técnicas permiten mejorar significativamente la producción del pozo, sin embargo, el recañoneo demuestra una mayor eficiencia, logrando una producción neta estimada de 340 BPPD frente a los 297.5 BPPD obtenidos con fracturamiento. Asimismo, se evidenció una mayor reducción del daño de formación y una mejora más notoria en la eficiencia de flujo. En base a estos hallazgos, se concluye que el recañoneo representa la opción más viable desde el punto de vista técnicooperativo y económico para la recuperación de la productividad del pozo Sacha 420 Descripción : This final degree project aims to propose and technically evaluate two intervention alternatives for increasing production in well Sacha 420, located in Orellana Province, within the Sacha Field—one of Ecuador’s most important and mature hydrocarbon assets. The main issue addressed in this study is the progressive and sustained decline in the well’s production, which has been attributed to factors such as formation damage, inadequate perforation design, weakly consolidated formations, scaling near the wellbore, and the lack of timely well interventions. In response to this situation, two industry-recognized recovery techniques are proposed: selective re- perforation and hydraulic fracturing, both intended to improve the connectivity between the reservoir and the wellbore to restore and enhance hydrocarbon flow. The methodology included a comprehensive review of the well’s production history, petrophysical and PVT reservoir characterization, and the application of productivity models for estimating the expected performance improvement for each intervention. The re-perforation alternative is based on identifying and targeting new productive zones for optimized perforation, whereas hydraulic fracturing aims to increase permeability by inducing controlled fractures in the rock matrix using high-pressure fluid injection and proppants. The results obtained from this technical analysis show that both methods could lead to considerable production gains; however, re-perforation stands out as the more efficient alternative, yielding an estimated net production of 340 barrels of oil per day (BOPD), compared to 297.5 BOPD for hydraulic fracturing. Additionally, re-perforation achieved a greater reduction in formation damage and a more significant improvement in flow efficiency. Based on these findings, it is concluded that re-perforation is the most suitable and cost-effective option for restoring the productive capacity of well Sacha 420. Fri, 01 Aug 2025 00:00:00 GMT https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/899 2025-08-01T00:00:00Z https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/898 Título : Incrementar la Producción en el Pozo Drago 14 del Bloque 57 Shushufindi mediante Fracturamiento Hidráulico e Inyección de Vapor en el año 2025 Autor : Campos Moina, Luis Fabián; Muñoz Jibaja, Iván Alexander; Sánchez Guananga, Verónica Alexandra Resumen : El Pozo Drago-14, ubicado en el Bloque 57 del campo Shushufindi, presentÛ una marcada disminuciÛn en su producciÛn debido a alta viscosidad del crudo (65 cP), presencia de emulsiones, compactaciÛn geolÛgica que redujo la porosidad y permeabilidad (46 mD), incrustaciones minerales, asf·ltenos y deficiencias en el levantamiento artificial. Se evaluaron dos tÈcnicas de intervenciÛn: fracturamiento hidr·ulico e inyecciÛn continua de vapor. El fracturamiento hidr·ulico incrementÛ la permeabilidad de 46 mD a 860 mD y la porosidad del 17 % al 23 %, reduciendo el daÒo de formaciÛn del 13 % a –5 %. La producciÛn aumentÛ de 260 BFPD a 604,63 BFPD (incremento de 417 BPPD), con una producciÛn acumulada de 243.087 barriles en 60 meses. Sin embargo, la declinaciÛn fue progresiva hasta 159 BPPD al final del periodo. La inyecciÛn continua de vapor, con un volumen de 3,6 mmscfd, presiÛn de saturaciÛn de 1.268 psi y temperatura de 575 °F (1.225.000 BTU), redujo la viscosidad de 65 cP a 8 cP y cubriÛ un ·rea de 6,7 acres en 2,7 dÌas. Esto permitiÛ una producciÛn inicial de 891 BPPD y final de 320 BPPD, logrando una producciÛn acumulada de 487.952 barriles en 60 meses, casi el doble que con el fracturamiento. Los resultados demuestran que, aunque el fracturamiento mejora significativamente las propiedades petrofÌsicas, la inyecciÛn continua de vapor ofrece mayor recuperaciÛn y estabilidad a largo plazo, siendo la tÈcnica m·s eficiente para crudos pesados como el del Pozo Drago-14 Descripción : The Drago-14 well, located in Block 57 of the Shushufindi field, showed a marked decline in production due to high crude oil viscosity (65 cP), presence of emulsions, geological compaction that reduced porosity and permeability (46 mD), mineral scale, asphaltenes, and deficiencies in artificial lift systems. Two intervention techniques were evaluated: hydraulic fracturing and continuous steam injection. Hydraulic fracturing increased permeability from 46 mD to 860 mD and porosity from 17% to 23%, reducing formation damage from 13% to –5%. Production rose from 260 BFPD to 604.63 BFPD (an increase of 417 BPPD), with a cumulative production of 243,087 barrels over 60 months. However, production declined progressively to 159 BPPD by the end of the period. Continuous steam injection, with a volume of 3.6 mmscfd, a steam saturation pressure of 1,268 psi, and a temperature of 575 °F (1,225,000 BTU), reduced crude oil viscosity from 65 cP to 8 cP and covered an area of 6.7 acres in 2.7 days. This allowed for an initial production of 891 BPPD and a final rate of 320 BPPD, achieving a cumulative production of 487,952 barrels in 60 months—almost double that of hydraulic fracturing.Results show that, although fracturing significantly improves petrophysical properties, continuous steam injection provides higher recovery and long-term stability, making it the most efficient technique for heavy crude oil reservoirs such as Drago-14. Fri, 01 Aug 2025 00:00:00 GMT https://repositorio.ister.edu.ec//handle/68000/898 2025-08-01T00:00:00Z