El objetivo de este trabajo es determinar la capacidad de almacenamiento de CO2 del yacimiento “U Inferior (LU)” e identificar una formación en el tope del reservorio de baja permeabilidad que sea sello para no comprometer la integridad del campo PRH en la Cuenca Oriente.La información obtenida de pozos perforados, análisis de núcleos, registros, análisis de secciones delgadas y análisis de presiones transitorias, fue empleada para evaluar las propiedades petrofísicas, la calidad del yacimiento y los fluidos del yacimiento. Además, las propiedades petrofísicas se determinaron por diferentes métodos para disminuir la incertidumbre en las mediciones. Todas estas propiedades analizadas se utilizarán posteriormente en el modelo estático y dinámico para comprender el comportamiento del yacimiento “LU” bajo la inyección del CO2, el cual será utilizado como un mecanismo para aumentar el factor de recobro (es decir, recuperación mejorada de petróleo (EOR) a través de la inyección de CO2). Se demostró la continuidad y la capacidad adecuada de almacenamiento de CO2 del yacimiento LU, así como la presencia de una formación de sellado de permeabilidad/porosidad ultrabaja (lutita, caliza) sobre el yacimiento LU lo que proporciona un sistema de almacenamiento geológico seguro para gases de efecto invernadero (GEI). La zona central del campo PRH presenta las mejores características para la inyección de CO2 debido a las bajas presiones del yacimiento. Adicionalmente, se determinó el azimut que brinda mayor estabilidad al proceso de inyección del gas, evitando la generación de microfracturas en el reservorio y la comunicación de la arenisca con otras formaciones.El estudio incorporó información existente de la exploración petrolera del campo PRH y se aplicaron diversas metodologías para determinar parámetros petrofísicos. La caracterización de LU proporcionó detalles cruciales sobre el yacimiento, los fluidos y la litología. El volumen teórico de almacenamiento para el yacimiento LU fue de 9,13 millones de toneladas de CO2. Este trabajo es uno de los primeros en evaluar la captura y almacenamiento de carbono (CCS) en la Cuenca Oriente para reducir el impacto ambiental de las emisiones de GEI.

Las estrategias enfocadas a solucionar los inconvenientes de un campo maduro deben contemplar la declinación de la producción, lo cual es primordial a la hora de considerar futuras inversiones para mantener la competitividad y rentabilidad del campo. B49 es un campo petrolífero con los problemas típicos de un campo maduro, la gestión orientada a aumentar el factor de recuperación y la implantación de un modelo de eficiencia energética fueron los ejes para reducir el OPEX y conseguir un barril con un coste de producción de 5,20 USD. El principal objetivo de la inyección de agua en el yacimiento es potenciar al máximo la recuperación de petróleo. El agua de formación de las zonas norte y sur de B49 se utiliza en la inyección de agua, lo que aumentó el factor de recuperación del 21% al 26%. En Ecuador, el gas asociado no se explota en su totalidad. Por esta razón, su quema es una práctica aceptada; sin embargo, desde 2009 la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador viene implementando un ambicioso programa de Eficiencia Energética denominado Optimización de la Generación Eléctrica y Eficiencia Energética (OGE&EE), que consiste en un desarrollo integral de la generación, distribución y transmisión de energía eléctrica, así como el desarrollo de instalaciones para la recolección y transporte de gas asociado. OGE&EE consiste en un grupo de proyectos, que cubren un área de 25.000 km2, 17 bloques petrolíferos, 56 campos petrolíferos y más de 66 instalaciones, hasta la fecha los resultados del programa son: • Instalación de centrales de generación múltiple con una capacidad combinada de 325MW, 95MW y que pueden utilizar gas asociado como combustible.• 200 km de instalaciones de transmisión y distribución de energía eléctrica.• Instalación de 17 km de gasoductos de un total de 100 km, mejora de las instalaciones existentes mediante la implantación de la recuperación del calor residual.• El Programa OGE&EE también ha interconectado la red eléctrica de la industria petrolera a la red nacional, lo que contribuye a optimizar la energía renovable nacional (hidroeléctrica). En 2015 la petrolera ecuatoriana se adhirió a la iniciativa del Banco Mundial “ Zero Routine Flaring by 2030”, el Gobierno ecuatoriano también se adhirió a esta iniciativa en 2018, y como parte del programa de Eficiencia Energética de PAM EP desde 2015 trabaja en el desarrollo de proyectos y soluciones financieras para incrementar la generación de energía con gas asociado y disminuir las instalaciones de quema de gas (flare gas). La producción de 12 pozos se utiliza para la generación de electricidad; la demanda diaria de energía es de una media de 3 MW (72 MWh al día). La generación eléctrica de B49 cumple los objetivos de eficiencia al utilizar gas en generadores de alta eficiencia para cubrir el 100% de las necesidades energéticas; el yacimiento utiliza 194 MMcf de gas al año, deja de emitir 20 MTon CO2 eq/KWH y ahorra 420 M USD/año en gasóleo no consumido. En esta investigación se abordan problemas como el agotamiento de la presión en las arenas productoras, la inyección de agua, el aumento de BSW, la disponibilidad de gas, la limitación de la quema de gas, las instalaciones de mantenimiento de la presión y la distribución de gas.