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.

El presente documento muestra la realidad, desafíos y perspectivas de recuperación secundaria del reservorio “U Inferior” (UI) en el campo Sacha, localizado al flanco occidental del “Play Central” (Corredor Sacha-Shushufindi) del oriente ecuatoriano. El histórico de producción inició en el año 1972 con perforación de pozos, y años después, con proyectos de recuperación secundaria, se logró el incremento de la producción petrolera. La arenisca UI es uno de los principales reservorios productores del campo, se destaca por su alto volumen de reservas 3P y la presente oportunidad de recuperarlo a mediano plazo sin ser este el único reservorio productor con recuperación secundaria. La realidad del campo muestra que las intervenciones a las zonas productoras y la aplicación de técnicas de optimización de producción como fracturamiento hidráulico, producción commingled, estimulación matricial, cambio de zonas, perforación, entre otras, se han visto limitadas por las bajas presiones en los reservorios de la formación Napo; los cuales se encuentran depletados y con presencia de gas libre. Por ello, se generan retos adicionales en diferentes escenarios evaluados de incrementos de producción, para el manejo de los fluidos y sistemas de levantamiento artificial tradicionales. El desafío es buscar el desarrollo del campo bajo estas condiciones, mediante simulación, aplicando el método de Buckley-Leveret e implementando proyectos adicionales para recuperar la presión de la arenisca UI definiendo arreglos de inyección y repotenciación de facilidades existentes (actualmente limitadas), logrando así exponer los casos ideales ajustados a la realidad y mostrar el aumento de volumen de producción acumulada del campo bajo ciertas perspectivas a favor de los intereses del país.