Revista PGE PETRÓLEO&GAS Diciembre 2018 by AIHE Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador

PRODUCCIÓN Conceptos básicos de ingeniería de reservorios y producción para no petroleros

PRODUCCIÓN Tecnología de estimulación multilateral (MST) para mejorar la productividad de los pozos en América Latina

PRODUCCIÓN Reducción significativa de la frecuencia de intervención de pozos

Edición No. 019 - DICIEMBRE 2018

IS SN 1390 - 8 81 2

1 000 EJEMPLARES

NPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited (CCDC), es subsidiaria de China National Petroleum Corporation (CNPC) y la mayor empresa proveedora de servicios, materiales y equipos de la industria petrolera china. Entre sus principales socios estratégicos en China cuenta con Southwest OIl & Gas Field, Chuanqing Oil Field y Tarim Oil Field. CCDC, en la actualidad se encuentra desarrollando proyectos significativos en Turkmenistán, Pakistán, Ecuador, Perú y Bolivia. En el 2001 inicia operaciones en Ecuador y con capital propio ejecutó el proyecto para incrementar producción de petróleo en los Campos Atacapi-Parahuacu, donde se incorporó 19 pozos nuevos con sus respectivas vías de acceso y plataformas, para entonces, se construyó la primera central eléctrica a gas natural de 11 MW. Todo esto, bajo la modalidad de llave en mano.

Con el tiempo, CCDC se ha consolidado como empresa de servicios dentro del sector hidrocarburífero ecuatoriano tales como, Servicios Integrados de perforación, gerenciamiento de proyectos, taladros de perforación y de reacondicionamiento, servicios discretos de Cementación y Remediación, Servicios de Control de Sólidos, Fluidos de Perforación y Servicios de Perforación Direccional; todos ellos entregados a clientes como Petroecuador, Petroproducción, Petroamazonas EP, Andes Petroleum Ecuador Ltd., PetroOriental S.A., Consorcio Petrolero Bloque 17, Enap, Sipec, Pegaso, Petrobell y ORCEM – Río Napo, PARDALISERVICES, entre otros. Con resultados que han permitido obtener reconocimientos significativos. En Febrero del 2018 se firmó con Petroamazonas EP, el contrato para el incremento de producción del Campo

Parahuacu, el cual será desarrollado en diez años, con la perforación de pozos nuevos, reacondicionamiento de pozos cerrados, construcción y montaje de líneas de flujo y oleoductos secundarios, reconstrucción de plataformas existentes. En noviembre del 2017, se firmó el contrato para la provisión de Servicios Específicos Integrados, de la Perforación y Completación de pozos en el Campo Tambococha con Petroamazonas EP, proyecto con un alto grado de profesionalismo requerido, debido a la biodiversidad circundante y por las reservas que éste contiene. Todos los proyectos ejecutados por CCDC, se los ha venido realizando con la firme convicción de lograr las metas con Cero Accidentes, Cero Lesiones y Cero Contaminación. Y todo esto, velando por los intereses de nuestros clientes, bajo la política de GANAR-GANAR.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 19 - Quito, Diciembre 2018

PRESENTACIÓN

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PGE PETRร LEO & GAS - No. 19 - Quito, Diciembre 2018

CONSEJO EDITORIAL

CONTENIDO

Ing. Ernesto Grijalva Director Ejecutivo Asociaciรณn de la Industria Hidrocarburรญfera del Ecuador (AIHE) Evaluador Tรฉcnico Externo: Ing. Josรฉ Luis Ziritt

Coordinaciรณn: Mayra Revelo Asociaciรณn de la Industria Hidrocarburรญfera del Ecuador (AIHE) Editor Responsable Sandra Mosquera, Globalcorp Diseรฑo Juan Centeno, Globalcorp

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ยข&yPR &219(57,5 HO LPSDFWR GH ORV SUR\HFWRV HQ 9$/25 SDUD OD RUJDQL]DFLyQ" Juan Francisco Esquembre

Fotografรญas Wikipedia Colaboradores: Francisco Paris, Juan Francisco Esquembre, Eirik Renlie, Thomas Jorgensen, Francisco Porturas, Jairo Alfredo Vera, Mayra Tapia, Juan Carlos Sandoval, Karim Azar y Fabiรกn Benedetto.

Francisco Paris

Nota Editorial: Los contenidos teรณricos, grรกficos y fotogrรกficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio. Impresiรณn: Globalcorp Tiraje: 1000 Nรบmero: 019 - Diciembre 2018 Frecuencia: Trimestral Lugar de Ediciรณn: Quito - Ecuador ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e informaciรณn: revistapetroleogas@gmail.com www.revistapetroleogas.com

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Globalcorp: dmosquera@globalcorpvirtual.com Telรฉf: (593-2) 259-8407 Celular: 099 5404195

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Somos un contratista de ingeniería, procura, construcción, comisionado y puesto en marcha. Nos destacamos por nuestra capacidad y trayectoria para desarrollar proyectos complejos, de categoría internacional, así como ser competitivos en proyectos menores a nivel nacional

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REPORTES

Torres de perforaciรณn en operaciรณn en el Ecuador 'LFLHPEUH OPERADOR

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Torres de perforaciรณn en stand by en el Ecuador 'LFLHPEUH CONTRATISTA

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Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com 8

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REPORTES

Torres de reacondicionamiento en operaciÃ³n en el Ecuador 'LFLHPEUH OPERADOR

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PGE PETRÃ&#x201C;LEO & GAS - No. 19 - Quito, Diciembre 2018

REPORTES

Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador 'LFLHPEUH CONTRATISTA

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Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com

TIPO DE EQUIPO

PGE PETRร LEO & GAS - No. 19 - Quito, Diciembre 2018

REPORTES

Torres de perforaciรณn en el mundo 3URPHGLR DQXDO

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* Promedio de Enero-Noviembre 2018 Fuente: Baker Hughes a GE Company, International Rig Count KWWS SK[ FRUSRUDWH LU QHW SKRHQL[ ]KWPO"F S LURO ULJFRXQWVLQWO

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 19 - Quito, Diciembre 2018

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006 - 2018 (Dólares por barril)

Fuente: EP Petroecuador y EIA Energy Information Administration

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS DICIEMBRE 2016 - NOVIEMBRE 2018 (BPPD)

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PGE PETRÓLEO & GAS - No. 19 - Quito, Diciembre 2018

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP

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GENTE OIL ECUADOR

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PGE PETRÓLEO & GAS - No. 19 - Quito, Diciembre 2018

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA

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ÂżCĂłmo CONVERTIR el impacto de los proyectos en VALOR para la organizaciĂłn? Autor: Juan Francisco Esquembre

PGE PETRĂ&#x201C;LEO & GAS - No. 19 - Quito, Diciembre 2018

ÂżCĂłmo CONVERTIR el impacto de los proyectos en VALOR para la organizaciĂłn? $XWRU -XDQ )UDQFLVFR (VTXHPEUH

e afirma que el propĂłsito de la gerencia es crear riqueza y aĂąadir valor a todos los interesados, tales como accionistas, trabajadores, clientes y proveedores, entre otros. Si bien pocos refutarĂan tal afirmaciĂłn, no siempre hay consenso sobre quĂŠ entendemos por valor o riqueza y en el cĂłmo impactar en ese valor o riqueza. En primer lugar, aclaremos quĂŠ entendemos por valor. El valor de un bien, de un activo, es lo que una persona estĂĄ dispuesta a pagar por ĂŠl. El valor del activo depende de su capacidad para generar flujos futuros de efectivo. En otras palabras, podemos decir que el valor de un activo es el valor presente del flujo de efectivo futuro esperado. Bajo esta caracterĂstica, serĂa simple diferenciarlo del precio, definido este como el valor verdadero que se paga en una transacciĂłn. Lo que se paga por un activo, el costo de un activo. Este precio es el resultado de un proceso de negociaciĂłn iniciado a partir de la mediciĂłn de valor. Cabe aclarar que no siempre encontramos un precio; pero sĂ, siempre, encontramos una mediciĂłn de valor. Es por ello que la gerencia debe tener el propĂłsito de crear riqueza y aĂąadir valor a todos los interesados en la organizaciĂłn. En segundo lugar, aclaremos el cĂłmo impactar en el valor, en la riqueza. Todas las organizaciones para impactar en el valor, para crecer, para permanecer en el mercado, deben continuamente invertir en sus negocios, materializando sus estrategias de expansiĂłn por medio de la realizaciĂłn de proyectos1. El dilema bajo este pensamiento es comprender que si queremos maximizar el impacto en el valor de la organizaciĂłn, el trabajar el proyecto incorrecto, correctamente, o el trabajar el proyecto correcto, incorrectamente, provocarĂa fĂłrmulas limitadas de impacto en el valor de la compaĂąĂa.

Entonces, identificar el proyecto correcto, para gestionarlo de manera correcta, es la fĂłrmula vital. Es la Ăşnica opciĂłn para poder CONVERTIR el impacto de los proyectos en VALOR para la organizaciĂłn. En este orden de ideas, podemos definir â&#x20AC;&#x153;un proyecto correctoâ&#x20AC;?, como aquel que estĂĄ alineado con la estrategia de la organizaciĂłn, y que posee viabilidad econĂłmica financiera2. La viabilidad econĂłmica, hace referencia a su capacidad de generar verdadera riqueza econĂłmica medida a travĂŠs de diferentes indicadores econĂłmicos3, mientras que la viabilidad financiera, hace referencia a la capacidad de los inversores de financiar sus estructuras de inversiĂłn y que, una vez iniciado el proyecto, las fuentes (orĂgenes) de fondos generados por el proyecto, se hacen cargo de financiar todas las aplicaciones (usos) de fondos que demande la operaciĂłn. El asegurar definir sistemas de selecciĂłn y priorizaciĂłn de proyectos alineados con la estrategia para seleccionar el proyecto correcto, es necesario, pero no suficiente. Las organizaciones deben integrarlo con un sistema estratĂŠgico de remuneraciones que motive a trabajar y a pensar en pos del valor de la organizaciĂłn. En oportunidades, mĂĄs de las que podrĂamos imaginar, ambos sistemas no logran complementarse, generando con ello fuertes conflictos internos que tienden a demoler la construcciĂłn de valor. Definido el â&#x20AC;&#x153;Proyecto Correctoâ&#x20AC;?, ahora hay que administrarlo de manera correcta. Para el Project Management Institute4 un proyecto es â&#x20AC;&#x153;...una secuencia Ăşnica de actividades complejas e interconectadas que tienen un objetivo y que debe ser alcanzado en un plazo establecido, dentro de un presupuesto y de acuerdo con unas especificaciones...â&#x20AC;?. Es un esfuerzo por Ăşnica vez, no es el esfuerzo continuo de la operaciĂłn. Lo que afirmamos con esta definiciĂłn, es que un proyecto es mĂĄs que actividades de valor

Fecha recepciĂłn: 05 de noviembre de 2018 Fecha aprobaciĂłn: 06 de diciembre de 2018 -XDQ )UDQFLVFR (VTXHPEUH HV 'LUHFWRU GHO 3URJUDPD GH (VWUDWHJLD GH $'(1 ,QWHUQDWLRQDO %XVLQHVV 6FKRRO 'RFWRU LQ %XVLQHVV $GPLQLVWUDWLRQ 8$' 3DQDPi &HUWLĂ&#x20AC;FDFLyQ 3URIHVLRQDO FRPR 3URMHFW 0DQDJHPHQW 3URIHVVLRQDO 303 GHO 3URMHFW 0DQDJHPHQW ,QVWLWXWH 0DJLVWHU HQ 'LUHFFLyQ GH (PSUHVDV 8 & &yUGRED $UJ 0%$ 8)9 (VSDxD /LFHQFLDGR HQ (FRQRPtD 81& $UJ

8QD SULPHUD GHĂ&#x20AC;QLFLyQ GH SUR\HFWR SRGUtD VHU SODQWHDGD D SDUWLU GH OD FRQFHSFLyQ GH XQ SURFHVR Â´ HV HO XVR GH LQVXPRV D ORV TXH VH OHV DJUHJD YDORU D WUDYpV GH XQ FRQMXQWR GH DFWLYLGDGHV SDUD JHQHUDU XQ RXWSXW TXH FRQWULEX\D DO ORJUR GH GHWHUPLQDGRV REMHWLYRV HVWUDWpJLFRV Âľ &XDQGR VH GLFWDPLQD TXH XQ SUR\HFWR SRVHH YLDELOLGDG HFRQyPLFD Ă&#x20AC;QDQFLHUD HV SRUTXH \D SRVHH HO UHVWR GH ODV YLDELOLGDGHV WpFQLFD RUJDQL]DFLRQDO SROtWLFD OHJDO DPELHQWDO FRPHUFLDO HWF 9$1 9DORU $FWXDO 1HWR 7,5 7DVD ,QWHUQD GH 5HWRUQR HWF (O 30,Â&#x160; QDFH HQ )LODGHOĂ&#x20AC;D HQ HO DxR 6X REMHWLYR HV OD Ă&#x20AC;MDFLyQ GH HVWiQGDUHV SURFHVRV \ WHUPLQRORJtD SDUD OD DGPLQLVWUDFLyQ GH SUR\HFWRV

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aplicadas a insumos para generar resultados que cumplan con determinadas metas. Para estar frente a un proyecto y que, ademĂĄs, sea exitoso, es decir, administrado correctamente, debe ser logrado respetando una agenda de trabajo, un presupuesto determinado y un alcance bien definido (requerimientos tĂŠcnicos solicitados), logrando bajo esta perspectiva la satisfacciĂłn del cliente, el cumplimiento de la promesa de valor como consecuencia de la aplicaciĂłn de una cadena de valor interna. Esta â&#x20AC;&#x153;administraciĂłn correctaâ&#x20AC;?, tradicionalmente se ha implementado bajo las buenas prĂĄcticas explicitadas en la GuĂa de los fundamentos para la direcciĂłn de proyectos (del inglĂŠs A Guide to the Project Management Body of Knowledge o PMBOK por sus siglas). Buenas prĂĄcticas predictivas aplicables a â&#x20AC;&#x153;entornos simplesâ&#x20AC;? donde los niveles de incertidumbre sobre la identificaciĂłn de requerimientos y la soluciĂłn tĂŠcnica a aplicar son relativamente bajos. Hoy en dĂa, y producto de la irrupciĂłn en los mercados de la transformaciĂłn digital, la globalizaciĂłn y la hiperconectividad, los entornos de nuestros proyectos tienden a ser mĂĄs complejos, donde el nivel de incertidumbre sobre las variables antes mencionadas es relativamente mĂĄs alto. En estos contextos complejos, irrumpen las buenas prĂĄcticas adaptativas o ĂĄgiles de gestiĂłn. Estas prĂĄcticas adaptativas5 de gestiĂłn, complementan a las buenas prĂĄcticas tradicionales del PMIÂŽ con la flexibilidad necesaria para maximizar el valor de los proyectos que impactan en la organizaciĂłn. Identificarlas es fundamental para asegurarnos de potenciar el impacto de la gerencia correcta de los proyectos en valor para la organizaciĂłn. Adicional y como un valor complementario a la fĂłrmula vital de â&#x20AC;&#x153;gestionar correctamente el

proyecto correctoâ&#x20AC;?, estas prĂĄcticas adaptativas incorporan a la gestiĂłn â&#x20AC;&#x153;Criterios y herramientas Ă giles de ResoluciĂłn de Conflictosâ&#x20AC;? que son siempre necesarias y Ăştiles, considerando que no existe proyecto, observado como un conjunto de procesos, que carezca de conflictos. Algunos conflictos los podemos determinar a priori, como el de recursos, la priorizaciĂłn, la resistencia al cambio, solo por dar algunos ejemplos. Pero tambiĂŠn, existen conflictos a posteriori, que son todos aquellos emergentes que aparecen durante el proceso de la ejecuciĂłn y maduraciĂłn del proyecto. QuiĂŠn no ha vivido en un proyecto el cambio de su alcance, la modificaciĂłn de sus objetivos, la pĂŠrdida de colegas clave, el retraso involuntario en la conexiĂłn de actividades y tareas y por Ăşltimo, pero no menos importante, omisiones enraizadas en el pensamiento original del proyecto, que solo las reconocemos en el momento que emergen durante la ejecuciĂłn del mismo. Por todo esto, incorporar herramientas y criterios para trabajar sobre estos dilemas, son los que hacen que nuestros pensamientos puedan identificar, comprender y resolver estos contextos de una manera efectiva, colaborativa y por quĂŠ no afirmarlo, inteligente. Como siempre observo, no hay personas en la historia de este mundo que hayan emprendido este camino de â&#x20AC;&#x153;gerenciar correctamente los proyectos correctosâ&#x20AC;?, si me permiten llamarlos gerentes de proyectos, sin haber aprendido a resolver conflictos. Este es el camino que les propongo, si queremos resolver el interrogante sobre ÂżcĂłmo CONVERTIR el impacto de los proyectos en VALOR para la organizaciĂłn?, trabajar el proyecto correcto, correctamente y gestionando de manera inteligente sus conflictos.

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EITI: transparencia en petróleo, gas y minería al servicio de todos Autor: Francisco Paris

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EITI: transparencia en petróleo, gas y minería al servicio de todos $XWRU )UDQFLVFR 3DULV (/ (,7, '(),1,&,Ð1 < 2%-(7,926 La Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI, por sus siglas en inglés) es un estándar mundial para la buena gobernanza de los recursos de petróleo, gas y minerales. Su objetivo es fortalecer la transparencia y la rendición de cuentas en el sector extractivo proporcionando información clave al público sobre las industrias extractivas. Muchos son los potenciales usuarios de la información generada por el EITI, entre los cuales destacan partes interesadas en el sector extractivo como los responsables políticos, inversionistas, funcionarios del gobierno, actores de la sociedad civil, académicos, periodistas, y, por supuesto, el sector privado. Los países que quieren mejorar la manera en que gestionan sus recursos naturales pueden solicitar su adhesión al EITI como países implementadores. Actualmente, el EITI cuenta con 51 países implementadores, 9 de

ellos en la región de América Latina y el Caribe. El EITI fue creado por gobiernos, empresas y organizaciones de la sociedad civil con el común entender de que la riqueza de los recursos naturales debería beneficiar a los ciudadanos. En consecuencia, el Estándar 2016 del EITI exige a los países publicar información puntual y precisa sobre aspectos clave de la gestión de sus recursos naturales, incluyendo el modo en que se otorgan las licencias, las contribuciones sociales y fiscales que pagan las empresas y el destino de dichos fondos dentro del gobierno a nivel nacional y regional a lo largo de la cadena de valor de la actividad extractiva. Gracias al EITI, las empresas, los gobiernos y los ciudadanos cada vez cuentan con más información a su alcance sobre quién está operando en el sector y según qué términos, qué nivel de ingresos se está generando, dónde se destinan estos ingresos y a quién benefician.

Fecha recepción: 08 de noviembre de 2018 Fecha aprobación: 06 de diciembre de 2018 'U )UDQFLVFR 3DULV 'LUHFWRU 5HJLRQDO SDUD $PpULFD /DWLQD \ HO &DULEH HQ OD 6HFUHWDULD ,QWHUQDFLRQDO GHO (,7,

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(/ 75$%$-2 '(/ (,7, < (/ '(%$7( 3Ó%/,&2 El primer paso para la implementación del EITI en el país es la conformación de un grupo de multipartícipes nacional integrado por gobierno, industria y sociedad civil, el cual decide cómo deberá funcionar su proceso EITI. Luego, la información clave requerida sobre la gestión del sector se divulga anualmente con las recomendaciones para reforzar su gobernanza. Esta información se difunde ampliamente para aportar información al debate público y garantizar el seguimiento de las recomendaciones. La información disponible públicamente mejora el debate sobre la gestión y el uso de los recursos naturales de un país. Así es posible hacer rendir cuentas a los dirigentes por sus decisiones. Los datos EITI se han utilizado para

la realización de reformas fiscales, jurídicas y regulatorias, para fortalecer la recaudación de impuestos, generar modelos financieros que permitan administrar las subidas y bajadas de precios de las materias primas, monitorizar el cumplimiento de los contratos, clarificar el entorno de inversión para las empresas. Algunos ejemplos de la participación de empresas en el EITI en Latinoamérica y el Caribe se pueden observar a continuación: t Colombia: El compromiso de las empresas extractivas en Colombia para la implementación del EITI, a través de la firma de un compromiso de adhesión. “Empresas del sector minero-energético firman el compromiso de adhesión a Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas”. Ver más en el siguiente link:

EITI: transparencia en petróleo, gas y minería al servicio de todos Autor: Francisco Paris

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h t t p s : / / w w w. m i n m i n a s . g o v. c o / e n / web/10180/historico-de-noticias;jsessionid=nDp+BHRuPQrMnszN+iNKxlIt.portal2?idNoticia=14110276 t Perú: La participación activa de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía y el compromiso con el EITI reconocido en múltiples publicaciones. Ver más en el siguiente link: http://www.snmpe.org.pe/eiti t Guatemala: La Gremial de Industrias Extractivas en Guatemala implementó el estudio: “Impacto Económico y Fiscal de los Proyectos Mineros en Guatemala” el cual tuvo como propósito mostrar las contribuciones de Montana Exploradora y Minera San Rafael a la economía de Guatemala utilizando data producida por el EITI, entre otros. Ver más en el siguiente link: https://gremiext.org/wp-content/ uploads/2018/04/INFORME-CABI.pdf t República Dominicana: La Cámara Petrolera Minera de República Dominicana declara su compromiso con la implementación del EITI en el país. Ver más en el siguiente link: https://www.diariolibre.com/economia/camipe-con-nueva-directiva-MX9303860

(/ (,7, < /26 %(1(),&,26 /2&$/(6 ( ,17(51$&,21$/(6 $ /$6 &203$fÌ$6 La implementación del EITI beneficia a las compañías tanto en el país donde operan como internacionalmente. o Beneficios locales Una vez que la compañía ha decidido hacer una inversión en un país, uno de sus principales centros de atención será crear un negocio a largo plazo sostenible en ese país. En ese contexto, el EITI puede ser un contribuyente importante al crear: Licencia social para operar mejores relaciones con las comunidades y el gobierno. En efecto, el EITI les ofrece a las compañías una plataforma comprobada y neutral para generar comprensión respecto de las numerosas maneras en que el negocio de una compañía contribuye a las comunidades donde trabaja, así como a los ingresos del gobierno. Herramientas para comprender y mitigar los riesgos políticos y el descontento público, hacia salvaguardar el patrimonio y abrir el camino para otras inversiones. La inestabilidad política y la gobernanza opaca aumentan el riesgo de inversión para las

compañías. La apertura respecto de la industria extractiva y su creación de valor darán lugar a un desarrollo social y político más predecible. Un catalizador para el desarrollo de capacidad e infraestructura local. Como las compañías necesitan acceder a personal competente, se beneficiarán con personal local bien educado y con servicios competitivos. Una industria de proveedores locales y una infraestructura y servicios públicos en buen funcionamiento facilitarán el ejercicio del negocio sin dificultades, y reducirán la necesidad de costoso personal expatriado y bienes y servicios importados. Igualdad de condiciones. La mayoría de las compañías internacionales desean ver los mismos requisitos de presentación de información para todas las compañías. Cuando un país implementa el EITI, se exige que todas las compañías sean igualmente transparentes en lo que respecta a sus pagos al gobierno. Oportunidad de modificar directamente los requisitos de divulgación y de desafiar las prácticas corruptas. El EITI les da a las compañías una oportunidad para dar forma a requisitos detallados en la presentación de información en los diversos países implementadores. Las compañías que forman parte del Consejo Internacional del EITI y sus comités ayudan a dar forma a los requisitos globales del EITI. Un foro para abordar cuestiones del sector. Con el gobierno y la sociedad civil juntos en la mesa de negociaciones, el EITI ofrece un foro para debatir cuestiones clave del sector, como gobernabilidad y el gasto efectivo de los ingresos extractivos. o Beneficios internacionales para las compañías A nivel internacional, el EITI puede ser un contribuyente importante al crear: Credibilidad y aseguramiento de la reputación. Como estándar global para la transparencia y rendición de cuentas en las industrias extractivas, el EITI conlleva mayor credibilidad y aseguramiento de reputación de las compañías que quieren operar de acuerdo con estándares internacionales. La participación activa en el EITI es una oportunidad para las compañías de demostrar su compromiso con la transparencia y la rendición de cuentas. 19

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Respeto como líder de la industria. Los accionistas, inversionistas, empleados, competidores, grupos de la sociedad civil, medios de comunicación y otras partes interesadas externas perciben la divulgación de los pagos de las compañías en los países implementadores del EITI como un ejemplo de liderazgo basado en principios. Incentivo al cumplimiento de los compromisos con las buenas prácticas empresariales. El EITI contribuye a los códigos de éticas propios, las políticas de responsabilidad corporativa y otros compromisos de las compañías que les exigen que operen de modo transparente o que aseguren que sus operaciones están libres de corrupción. Mejor acceso al financiamiento. Los Informes EITI periódicos sobre los pagos y los ingresos pueden mejorar la calidad crediticia tanto de las compañías como de los países. Cuando las clasificaciones crediticias y los indicadores de gobernabilidad de un país soberano mejoran, se facilita el acceso al financiamiento, se puede atraer a inversionistas y se fortalece la imagen de las compañías que operan allí.

(/ (,7, < 68 9,1&8/$&,Ð1 &21 275$6 ,1,&,$7,9$6 La transparencia de los ingresos es necesaria, pero no es suficiente para asegurar que los ingresos de la extracción de recursos naturales beneficien a los ciudadanos de un país. También se necesitan otros esfuerzos. Los siguientes grupos e iniciativas trabajan conjuntamente con el EITI: o Pacto Mundial: www.unglobalcompact.org El Pacto Mundial de las Naciones Unidas es una iniciativa de política para las compañías comprometidas en alinear sus operaciones y sus estrategias con diez principios universalmente aceptados en las áreas de los derechos humanos, el trabajo, el medio ambiente y la anticorrupción. o Iniciativa Global de Reporte (GRI, por sus siglas en inglés): www.globalreporting.org La GRI se enfoca en la presentación de información sobre sostenibilidad. o Consejo Internacional de Minería y Metales (ICMM, por sus siglas en inglés): www.icmm.com El ICMM reúne a las compañías mineras y de metales líderes y más de 30 asociaciones 20

mineras nacionales y regionales y asociaciones de productos primarios internacionales para mejorar continuamente el rendimiento del desarrollo sostenible en la industria de la minería y los metales. o Asociación de la Industria Petrolera Internacional para la Conservación del Medio Ambiente (IPIECA): www.ipieca.org La IPIECA es la asociación de la industria petrolera y gasífera internacional para cuestiones ambientales y sociales. A través de su grupo de trabajo de responsabilidad social, su grupo de trabajo de presentación de información y otros grupos y subgrupos, la IPIECA trabaja para mejorar permanentemente el rendimiento de la responsabilidad social, de manera similar al ICMM. o Carta de Recursos Naturales: www.naturalresourcecharter.org/precepts La Carta de Recursos Naturales es un conjunto de principios económicos para los gobiernos y las sociedades respecto de cómo gestionar mejor las oportunidades que los recursos naturales presentan para el desarrollo. o Publiquen lo que pagan (PWYP, por sus siglas en inglés): www.publishwhatyoupay.org/es PWYP es una red internacional de aproximadamente 650 organizaciones de la sociedad civil que trabajan para asegurar que los ingresos por el petróleo, el gas y la minería formen la base para el desarrollo y mejoren la vida de los ciudadanos en los países ricos en recursos. o Instituto de Gobernanza de los Recursos Naturales (NRGI, por sus siglas en inglés): https://resourcegovernance.org/ NRGI es un instituto de políticas sin fines de lucro y organización patrocinadora que promueve la gestión efectiva, transparente y responsable de recursos petroleros, gasíferos y minerales para el bien público. o Fondo Fiduciario de Multi-donantes para el Apoyo Programático Global a las Extractivas (EGPS, por sus siglas en inglés): www.worldbank.org El EGPS financiado por varios donantes apoya a los países en desarrollo ricos en recursos naturales para la gobernanza de sus recursos de petróleo, gas y minerales, de modo que se utilicen de manera sostenible y transparente

EITI: transparencia en petróleo, gas y minería al servicio de todos Autor: Francisco Paris

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para reducir la pobreza e impulsar el crecimiento económico sostenible. No es parte formal de la estructura del EITI, pero coordina estrechamente su trabajo y proporciona informes periódicos al Consejo del EITI y a la Secretaría Internacional.

(/ 3$3(/ '( /$6 &203$fÌ$6 (1 /$ *2%(51$1=$ '(/ (,7, Las compañías tienen amplias oportunidades para desempeñar un papel en la gobernanza del EITI, tanto en países Implementadores del EITI como internacionalmente. En los países implementadores: Una compañía puede elegir participar directamente en el grupo de multipartícipes o en los diversos subcomités establecidos para diseñar y gestionar la implementación del EITI. De manera alternativa, si existe un organismo formal de la industria, como una Cámara de Minas o Petrolera, puede resultar útil para esta organización representar a las compañías extractivas en el grupo de multipartícipes o en los comités relevantes. En todo caso, los representantes de cada compañía pueden comunicarse individualmente con la comunidad empresarial en sentido más amplio y con el gobierno, con grupos de la sociedad civil y medios de comunicación para asegurar que se escuchen las perspectivas de la compañía respecto al proceso del EITI. En el ámbito internacional: En el ámbito internacional, el EITI es gobernado por una estructura de multipartícipes que

comprende gobiernos implementadores, compañías extractivas y sus asociaciones, organizaciones de la sociedad civil, gobiernos colaboradores y organismos de desarrollo, inversionistas e instituciones financieras internacionales. Las compañías internacionales incluyendo inversionistas tienen seis escaños en el Consejo del EITI y cada uno de estos miembros del Consejo tiene derecho a tener un Suplente.

(O (,7, \ (FXDGRU Ecuador anunció su compromiso con el EITI en la reunión anual de la Asociación de Prospectores y Desarrolladores de Canadá (PDCA, por sus siglas en inglés) en Toronto a principios de marzo de 2018. Desde mayo del 2018, el gobierno ecuatoriano se ha embarcado en la fusión de los Ministerios de Hidrocarburos, Minas y Electricidad. Finalizada esta transición a un nuevo ministerio, el Ministerio de Energía y Recursos Naturales está considerando los próximos pasos en la preparación para la candidatura de Ecuador al EITI. A fines de octubre la Secretaria Internacional del EITI se reunió con importantes miembros del gobierno ecuatoriano, incluyendo el Ministerio de Economía y Finanzas y la Dirección de Transparencia de la Oficina de la Presidencia para explorar colaboraciones en la preparación con el fin de implementar el EITI en el país y explorar nuevos apoyos y aprendizaje de experiencias regionales. Ecuador y Colombia han acordado cooperar en buenas prácticas de transparencia. El Ministerio de Minas y Energía

Para ver más sobre el EITI en Colombia, visitar: http://www.eiticolombia.gov.co/es/slider/informe-2016/ 21

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de Colombia estĂĄ ayudando a su homĂłlogo de Ecuador, el Ministerio de EnergĂa y Recursos Naturales, en los preparativos para la candidatura a la EITI, incluyendo el alcance y el mapeo institucional. MĂŠxico, por su parte, acaba de lanzar su portal EITI dentro de su portal de transparencia presupuestaria. Los siguientes pasos incluyen formalizar el grupo de multipartĂcipes y acordar el alcance de la implementaciĂłn de la EITI. El Secretariado Internacional del EITI y los socios de desarrollo, incluyendo la CooperaciĂłn Alemana (GIZ), el Banco Interamericano de Desarrollo y las Embajadas de CanadĂĄ, Reino Unido y Estados Unidos en Quito, continĂşan explorando con el gobierno y otras partes interesadas cĂłmo apoyar la futura

implementaciĂłn del EITI en Ecuador. Las organizaciones de la sociedad civil han comenzado a explorar cĂłmo organizar a su grupo constitutivo de cara a la participaciĂłn en la futura estructura tripartita encargada de implementar el EstĂĄndar. Las empresas del sector incluyendo de propiedad estatal y privada estĂĄn invitadas a conocer mĂĄs del EstĂĄndar y considerar su futura participaciĂłn en la implementaciĂłn del mismo. Si quieres explorar mĂĄs informaciĂłn, puedes visitar la pĂĄgina oficial del EITI (https:// eiti.org/), y la â&#x20AC;&#x153;GuĂa Empresarial sobre cĂłmo las compaĂąĂas pueden apoyar la implementaciĂłn del EITIâ&#x20AC;? disponible en el siguiente link: https://eiti.org/sites/default/files/documents/ ES_EITI_Business_Guide_Lowres.pdf

TecnologĂa de estimulaciĂłn multilateral (MST) para mejorar la productividad de los pozos en AmĂŠrica Latina Autores: Eirik Renlie, Thomas Jorgensen y Francisco Porturas, Fishbones, Noruega

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TecnologĂa de estimulaciĂłn multilateral (MST) para mejorar la productividad de los pozos en AmĂŠrica Latina $XWRUHV (LULN 5HQOLH 7KRPDV -RUJHQVHQ \ )UDQFLVFR 3RUWXUDV )LVKERQHV 1RUXHJD 5(680(1 La TecnologĂa de EstimulaciĂłn Multilateral (MST) ha probado que incrementa la productividad en numerosos pozos completados mundialmente. La tecnologĂa ofrece muchos beneficios comparado con mĂŠtodos de estimulaciĂłn tradicionales, incluyendo reducciĂłn de riesgos en salud, medio ambiente y reduciendo la complejidad operacional. Una sarta de tuberĂa se equipa con unidades cortas (â&#x20AC;&#x153;subsâ&#x20AC;?) adicionada a la longitud completa de las juntas y es bajada hacia el pozo abierto. Cada unidad contiene tres o cuatro tubos de diĂĄmetro pequeĂąo hasta de una longitud mĂĄxima de 40 pies. Cada tubo tiene una boquilla jet o una broca de perforaciĂłn, dependiendo del tipo de formaciĂłn a estimular e.g. calizas o areniscas consolidadas. Las unidades son posicionadas a lo largo de la formaciĂłn de acuerdo con los datos del reservorio. Los tubos se extienden desde la tuberĂa hacia el pozo con una operaciĂłn corta de bombeo. Todos los laterales son creados simultĂĄneamente en una operaciĂłn corta de bombeo, resultando en un tipo de competiciĂłn similar a â&#x20AC;&#x153;fishbonesâ&#x20AC;? con laterales mĂşltiples extendiĂŠndose desde el pozo principal. La tecnologĂa MST tiene aplicaciones en pozos verticales, desviados y horizontales, tanto en tierra, asĂ como tambiĂŠn en costa afuera, donde se requiera conexiĂłn adicional con la formaciĂłn. La mayor aplicaciĂłn de MST es para incrementar el radio efectivo de drenaje del pozo, penetrar capas, sobrepasar la zona de daĂąo del pozo y conectar a la red de fracturas naturales. MST estĂĄ considerado como una aplicaciĂłn nueva en AmĂŠrica Latina. Para verificar la factibilidad se han realizado pruebas en testigos de varias formaciones. Las pruebas se han realizado en las facilidades de la compaĂąĂa en Noruega, donde â&#x20AC;&#x153;jettingâ&#x20AC;? y perforaciĂłn de las muestras se han hecho en condiciones de reservorio para estimar la ganancia en productividad utilizando MST. Este artĂculo presenta

los resultados de estos estudios para un rango de aplicaciones en los reservorios de AmĂŠrica Latina. El artĂculo proporciona a las compaĂąĂas operadoras en AmĂŠrica Latina una visiĂłn del estado actual de la tecnologĂa de estimulaciĂłn para mejorar e incrementar la producciĂłn de hidrocarburos.

$%675$&7 Multilateral Stimulation Technology (MST) has proven to increase productivity in numerous wells worldwide. The technology brings several benefits compared to traditional stimulation methods, including reduced HSE exposure and reduced complexity. A liner string is equipped with short subs made up to full length liner joints and run in open hole. Each sub contains three or four small diameter tubes with length up to 40 feet. Each tube has a jet nozzle or drill bit on the end, depending on the type of formation. The subs are positioned across the formation where stimulation is desirable. The tubes are extended from the liner into the wellbore in a short pumping operation. All laterals are created simultaneously in a short pumping job, resulting in a fishbone style well completion with multiple laterals extending from the mainbore. The technology has applications in vertical, deviated and horizontal wells, both onshore and offshore, where additional connectivity with the formation is required. The major applications of MST are to increase the effective wellbore radius, penetrate layers, bypass damaged zone around the wellbore and to connect to the natural fracture network. MST is now being considered for applications in Latin America. In order to verify feasibility, testing on representative core samples from various formations have been performed. The testing is done at the companyâ&#x20AC;&#x2122;s test facility in Norway, where jetting or drilling of the formation samples are done at near downhole conditions. In addition to this testing, reser-

Fecha recepciĂłn: 8 de julio de 2018 Fecha aprobaciĂłn: 15 de agosto de 2018 Palabras clave: TecnologĂa de EstimulaciĂłn Multilateral (MST), TecnologĂa de EstimulaciĂłn Multilateral JetĂłn (MJST), TecnologĂa de EstimulaciĂłn vĂa PerforaciĂłn (MDST), Porosidad baja y moderada, Incremento en la comunicaciĂłn vertical, Incremento del factor de recobro Keywords: Multilateral Stimulation Technology (MST), Multilateral Jetting Stimulation Technology (MJST), Multilateral Drilling Stimulation Technology (MDST), Rate of Penetration (ROP), Weight on Bit (WOB), Recovery factor boost. (LULN 5HQOLH 06F ,QJHQLHUR GH 3HWUy OHR &(2 \ IXQGDGRU GH )LVKERQHV 1RUXHJD 7KRPDV -RUJHQVHQ 06F ,QJHQLHUtD GH 3H WUyOHR 1718 93 *OREDO 9HQWDV \ 'HVDUUROOR GH 1HJRFLRV )LVKERQHV 1RUXHJD )UDQFLVFR 3RUWXUDV 06F 17+ 1RUXHJD )XQGDGRU GH 6FDQ9L] *HR (QJLQHHULQJ 1RUXHJD \ 3HU~

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voir simulation studies have been completed to estimate gains in productivity by using MST. The paper will discuss the outcome of these studies for an array of applications in Latin America. The paper provides operators in Latin America a welcomed insight into state of the art stimulation technology that will help improving the region’s output of hydrocarbons.

,1752'8&&,Ð1 La Tecnología de Estimulación Multilateral o Multilateral Stimulation Technology (MST) fue desarrollada en conjunto con las compañías más grandes de E&P y es una tecnología de uso comprobada. Se ha utilizado en varias regiones: Europa, Medio Oriente, Asia y Norte América, ha demostrado incremento sustancial de la productividad de los pozos. La tecnología y sus aplicaciones ha sido documentada en las siguientes publicaciones: SPE143381MS, SPE-171021MS, SPE-174035MS, y SPE-180390MS. Tecnología de Estimulación Multilateral La tecnología de estimulación MST ofrece dos versiones: 1) Tecnología de Estimulación Multilateral Jetting (MJST) y 2) Tecnología de Estimulación vía Perforación (MDST). MJST se aplica principalmente en formaciones de carbonatos, mientras que MDST se aplica en formaciones clásticas, y también en

)LJXUD 8QLGDG ´VXEµ 067 FRQ ODV YDULOODV parcialmente extendidas. 26

formaciones de carbonatos apretadas las cuales reaccionan pobremente con ácidos. MJST comprende una unidad que contiene cuatro tubos de diámetro pequeño llamados “needles”, cada uno con una boquilla jet en su terminación. La unidad se ubica en la longitud entera de la junta de la tubería y se pueden extender hasta 40 pies de longitud dentro del reservorio, todos los componentes se instalan en un taller local en cada país antes de ser enviadas al campo. Las unidades se bajan en el pozo como partes integrales de la tubería hacia la sección de pozo abierto y son ubicadas a lo largo de formación a ser estimulada. Las varillas están ubicadas dentro de las juntas de “sub” / tubería cuando la unidad es corrida en el pozo. La tubería se cuelga con un colgador tipo “liner hanger” o empacador de producción. En formaciones de carbonatos, se bombea un sistema básico de HCl. El ácido se inyecta afuera de las boquillas y hacia la formación delante la cual es tratada por una combinación de erosión y disolución química por el ácido. La presión diferencial a través de la tubería activa las varillas dentro de la formación y estas penetran la roca hasta su extensión final. La presión típica para el modo “jetting” es de 3000 psi. MDST es similar a MJST, sin embargo, hay 3 varillas dentro del ensamblaje. Cada varilla esta equipada con una broca de pequeño

Tecnología de estimulación multilateral (MST) para mejorar la productividad de los pozos en América Latina Autores: Eirik Renlie, Thomas Jorgensen y Francisco Porturas, Fishbones, Noruega

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diámetro y una turbina. El equipo MDST se baja hacia la zona de producción en conjunto con un colgador convencional. Las cuñas del liner son activadas y después se circula para activar el sistema. Durante la circulación se activan las turbinas que giran y transmiten torque, fuerza y lubricación a través de la varilla hacia la broca para perforar los laterales. El proceso de perforación lateral es iniciado por el incremento de las tazas de flujo hasta un nivel predeterminado con las bombas en superficie, hasta que las turbina alcancen RPM requeridas para perforar. El fluido puede ser: lodo de perforación, fluido de completación o agua, dependiendo de los requerimientos de control del pozo. Las varillas con las brocas de perforación son presionadas contra la formación mientras se perfora el lateral: todas las laterales son perforados simultáneamente y se mantiene la circulación hasta que todas las varillas sean extendidas. Durante el proceso de perforación la circulación continua asegura que los detritos de perforación sean removidos del lateral y transportados hacia el pozo principal y hacia la superficie. Se instala el empaquetador y después se puede instalar la completación superior y el pozo esta listo para producción. La producción ocurre en el ánulo y en todo el anular de las varillas y fluye a través de las válvulas de las unidades de MDST. Las turbinas dentro de la tubería están diseñadas para ser disueltas en un periodo de tiempo corto tan pronto están expuestas al fluido de producción. Tanto para MJST, así como MDST, todos los laterales son creados simultáneamente y en un periodo corto de bombeo, resultando en una completación tipo “fishbones” con laterales múltiples extendiéndose desde el pozo principal (Figura 2). El rango de penetración depende de la composición de la formación,

porosidad, temperatura y tasas de bombeo. Aplicaciones y beneficios de MST t MST incrementa la productividad en reservorios apretados y en formaciones consolidadas con propiedades de rocas bajas, moderadas y en mejores zonas para optimizar la contribución a la producción. MST ofrece los siguientes beneficios en varias aplicaciones: t Incrementar el radio efectivo del pozo para aumentar productividad / inyectividad. t Atravesar capas de muy baja y/o baja permeabilidad que restringen o limitan el flujo vertical hacia un pozo horizontal. En la mayoría de los reservorios, la permeabilidad vertical es significativamente menor que la permeabilidad horizontal. Uno de los factores limitantes de los pozos horizontales es que no se desempeñan muy bien en reservorios con permeabilidad vertical pobre. Los laterales MST penetran las capas de baja permeabilidad para conectar las capas que de otra manera no podrían ser producidas eficientemente con completaciones comunes. Es por eso que MST acelera la producción y más aún, incrementa las reservas. t Conectar las fracturas naturales, si están presentes. Muchos reservorios fracturados naturalmente han sido desarrollados con pozos horizontales. Sin embargo, el éxito de estos pozos depende de la intersección suficiente de fracturas naturales para así crear un área de contacto extensa con el reservorio. La naturaleza intrínseca de la tecnología de completación MST ofrece una mayor probabilidad de interceptar fracturas naturales, comparado con un pozo horizontal común, debido a que los MST laterales tienen más alcance radial dentro del reservorio. t Evitar zonas no deseadas. Por ejemplo, uno de los problemas mayores con el fractura-

)LJXUD (MHPSOR GH FRPSOHWDFLyQ 067 PRVWUDQGR ORV ODWHUDOHV P~OWLSOHV ORV FXDOHV VH H[WLHQGHQ GHO SR]R SULQFLSDO GHQWUR GH OD IRUPDFLyQ 27

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t t

miento hidráulico en muchos reservorios es el riesgo de fracturar las zonas con alto contenido de agua y/o gas. Muchos pozos horizontales son perforados en reservorios con capas muy delgadas donde la distancia al contacto agua y gas es tan corta que limita el uso del fracturamiento hidráulico. Con la tecnología MST, los laterales tienen definido la máxima longitud de penetración y la longitud del lateral puede ser diseñada de acuerdo con el espesor de las capas del reservorio. Atravesar el daño de formación (skin) alrededor del pozo. El daño, es un problema muy significativo en los pozos horizontales y es muy difícil removerlo especialmente cuando los pozos son largos. Los laterales con MST físicamente atraviesan la zona dañada alrededor del pozo y con ineficiente limpieza del pozo facilitando así producir las zonas del reservorio sin daño. Este beneficio es real inclusive en reservorios homogéneos. Mejorar el ajuste entre afluencia / fluencia a lo largo de todo el pozo. Los registros de producción de pozos horizontales generalmente muestran poco ajuste. La mayor parte de la producción viene solo de un intervalo muy corto de la sección horizontal. Esto puede ser debido al daño de la formación, presencia de fracturas naturales o heterogeneidad del reservorio. La completación Fishbones mejora mecánicamente el balance de la producción debido al espaciamiento de laterales a lo largo del pozo entero, activando así toda la sección del pozo horizontal para contribuir a la producción. Conectar “sweet spots” lejos del pozo principal en el caso de que no hayan sido identificados durante la fase de perforación. Eliminar disposición de fluidos de fracturamiento. Reducir una logística complicada y la huella por la eliminación de la necesidad de equipo de bombeo de alta presión. Esto es particularmente importante en áreas de alta sensibilidad medio ambiental, como en la Amazonía.

Retos del reservorio y estratigrafía general La mayoría de las sensibilidades para aplicaciones de MST, han sido realizadas con rocas de la Cuenca Amazónica del Ecuador, sin embargo, los beneficios de este estudio pueden extrapolarse a Colombia y Perú donde se encuentran reservorios equivalentes. Adicionalmente a los reservorios de carbonatos del Ecuador, México y Brazil, podrían representar excelentes candi28

datos para aplicaciones de MST. La Cuenca del Oriente comprende varios campos: tanto clásticos consolidados y areniscas no-consolidadas y reservorios de calizas con propiedades variables de fluidos y rocas. Esta cuenca es parte del drenaje superior del Río Amazonas y cubre un área de cerca de 80 mil kilómetros cuadrados y muy rica en producción de petróleo y gas. La sucesión Cretácica se divide en dos formaciones principales productoras de petróleo y gas: La Fm. Hollín del Aptiano-Albiano está compuesta de areniscas masivas estratificadas supra yaciendo discordantemente al Jurásico y secciones mas antiguas. La sección Hollín es micro-conglomerática en la base y gradualmente cambia a arenisca cuarzosa y tiene una granulometría media y gruesa. Esta es la arenisca media o la arenisca principal. La parte superior de la Fm. Hollín es lutitica y glauconitica. Esto muestra la transición de un ambiente deposicional dominantemente fluvial a uno fluvial-deltaico / marino somero. La Fm. Hollín es mayormente porosa y permeable a través de la cuenca. La Figura 3 muestra una sección estratigráfica Oeste – Este, Hollín-Napo entre los pozos Pungarayacu 10 e Ishpingo 1. Nota: el gran potencial de las areniscas estan marcadas en color amarillo mientras que las calizas están coloreadas de azul. Las areniscas consolidadas (color amarillo) con baja y moderadas propiedades de roca se pueden beneficiar de la estimulación utilizando la opción de perforación, además las mejores zonas van a ser estimuladas para optimizar su contribución a la producción. Las calizas (color azul) son candidatas tanto para jetting y/o perforación. El color verde muestra las rocas no-reservorio. La arenisca no-consolidada M1 se extiende desde cerca del Centro-Este de la Cuenca Amazónica. El color naranja muestra el cambio lateral hacia limolitas de las lutitas del Basal Tena y calizas T. La Fm. Hollín (Figura 4), tiene una producción acumulativa de más de 2.1 billones de bls. Es el reservorio principal de los campos existentes en la Cuenca. La Fm. Napo consiste en lutitas con alto contenido orgánico, bioclástica y areniscas continentales se cree que fueron depositadas en ambientes fluvial, deltaico y marino somero. Se considera que los cinco miembros areníticos son resultado de una emergencia sucesiva de la costa en el Cretáceo. De la más Antigua a la más joven, estas areniscas se denominan miembros “T”, “U” inferior, “U” superior, M-2, y M-1. La arenisca Napo es típicamente cuarzosa, de grano fino a medio, bien clasificados y puede contener glauconita y cemento calcáreo. La

TecnologĂa de estimulaciĂłn multilateral (MST) para mejorar la productividad de los pozos en AmĂŠrica Latina Autores: Eirik Renlie, Thomas Jorgensen y Francisco Porturas, Fishbones, Noruega

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)LJXUD 6HFFLyQ HVWUDWLJUiĂ&#x20AC;FD 2HVWH Â˛ (VWH +ROOtQ 1DSR HQWUH ORV SR]RV Pungarayacu 10 e ,VKSLQJR 6HFFLyQ HVWUDWLJUiĂ&#x20AC;FD SRU 0 5LYDGHQHLUD \ 3 $OPHLGD

porosidad y permeabilidad varia como funciĂłn de la arcilla y mineralogĂa. Los miembros â&#x20AC;&#x153;Tâ&#x20AC;?,â&#x20AC;?Uâ&#x20AC;? y M-1, junto con la Fm. HollĂn cuentan por la mayor producciĂłn de petrĂłleo en la Cuenca. Las calizas â&#x20AC;&#x153;A y Bâ&#x20AC;?, (Figura 5), son de color oscuro, ricas en contenido orgĂĄnico y con porosidad secundaria (fracturas). AdemĂĄs de tener baja porosidad y permeabilidad bien cerradas, pero con gran potencial de ser estimuladas por la tecnologĂa MST para incrementar conectividad de la porosidad secundaria. La edad es CretĂĄcica, Turaniano y Albiano. Las calizas estĂĄn intercaladas con lutitas, y en el afloramiento se observan fracturas que atraviesan las diferen-

tes litologĂas. AquĂ la estimulaciĂłn con MDST va a incrementar la conectividad y producciĂłn de estas calizas de baja porosidad mĂĄs ricas en saturaciones comerciales de petrĂłleo. El reto principal es estimular rocas con propiedades de rocas bajas y moderadas y casi cerradas, para contribuir a la producciĂłn y al mismo tiempo optimizar la contribuciĂłn de mejores zonas. No hay muchos estudios mineralĂłgicos detallados y de estimaciones de porosidad y permeabilidad. Pruebas de las muestras de las formaciones Cinco muestras de testigos de areniscas

)LJXUD $Ă RUDPLHQWR GH OD DUHQLVFD FRQVROLGDGD +ROOtQ Â˛ FDQWHUD YtD /RUHWR Â˛ &RFD (O FRORU RVFXUR PXHVWUD HPDQDFLRQHV VDWXUDGDV de hidrocarburos casi asfalto, las areniscas masivas de color amarillo PXHVWUDQ R[LGDFLyQ GH ORV KLGURFDUEXURV GHELGR D OD PHWHRUL]DFLyQ Las heterogeneidades se muestran como lutitas inter laminadas.

Figura 5. Roca madre de la Cuenca del Oriente, las lutitas estĂĄn LQWHUFDODGDV FRQ FDOL]DV GH EDMD SHUPHDELOLGDG 6HFWRU 5tR 1DSR /DV FDOL]DV SULQFLSDOHV VRQ $ % 0 DQG 0 GH %DVDO 7HQD )P

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consolidadas fueron sujetas para la opciĂłn de perforaciĂłn, de la Fm. HollĂn, donde HollĂn superior es mĂĄs heterogĂŠnea y con porosidad y permeabilidad mĂĄs bajas. El mineral de arcilla principal es caolinita. Dos muestras de caliza A y B, debido a la dureza de la roca se probĂł solamente la opciĂłn de perforaciĂłn. La compaĂąĂa utiliza una unidad de prueba en escala pequeĂąa con el objetivo de determinar la tasa de penetraciĂłn (ROP) y subsecuentemente extrapolar los resultados para estimar

el tiempo de perforaciĂłn de laterales de 40 pies. La unidad de prueba consiste en una perforaciĂłn con peso en la broca (WOB) aplicado que correlaciona el WOB utilizado a nivel de reservorio mediante la circulaciĂłn de fluidos a travĂŠs de las turbinas acopladas en cada varilla de perforaciĂłn. Las Figuras 6a hasta 6e muestran las areniscas consolidadas antes y despuĂŠs de la prueba de perforaciĂłn con perforaciones optĂmales y perfectas. Figura 7, muestra las calizas obtenidas del afloramiento RĂo Napo, antes y despuĂŠs de las

D 3R]R

E 3R]R

F 3R]R

G 3R]R H 3R]R

)LJXUD 0XHVWUDV GH WHVWLJRV GH DUHQLVFDV FRQVROLGDGDV PRVWUDQGR JUDGRV GH YDULDFLyQ HQ KHWHURJHQHLGDG \ SURSLHGDGHV GH URFD DQWHV \ GHVSXpV GH OD SUXHED GH SHUIRUDFLyQ 30

Tecnologรญa de estimulaciรณn multilateral (MST) para mejorar la productividad de los pozos en Amรฉrica Latina Autores: Eirik Renlie, Thomas Jorgensen y Francisco Porturas, Fishbones, Noruega

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Test #

Sample ID

Time [sec]

Depth [mm]

ROP [mm/s]

ROP [m/h]

Hole diameter [mm]

:HOO

Comment

6DPSOH FUDFNHG

7DEOD 5HVXOWDGRV GH ODV SUXHEDV GH SHUIRUDFLyQ ยฒ DUHQLVFDV FRQVROLGDGDV

)LJXUD &DOL]DV GHO Dร RUDPLHQWR GHO 5tR 1DSR PXHVWUDQ ODV GLPHQVLRQHV GH ORV ODWHUDOHV HQ PRGR GH SHUIRUDFLyQ Test #

Sample ID

Time [sec]

Depth [mm]

ROP [mm/s]

ROP [m/h]

Hole diameter [mm]

7DEOD 5HVXOWDGRV GH ODV SUXHEDV GH SHUIRUDFLyQ GH ODV FDOL]DV &$ \ &%

pruebas de perforaciรณn con Buenos resultados. Tabla 2, muestra los resultados de las pruebas de perforaciรณn en las calizas. Las pruebas de perforaciรณn confirman que MDST es aplicable en la Cuenca Amazรณnica del Ecuador y en formaciones similares en Amรฉrica Latina. Las pruebas de perforaciรณn en las areniscas consolidadas muestran laterales con ROP aceptables. De las pruebas se pueden estimar que se pueden perforar laterales de 40 pies entre dos a cuatro horas. Las pruebas Tambiรฉn confirman que MDST es aplicable para estimular a las calizas. Ademรกs, se debe mencionar que la optimizaciรณn de la broca de perforaciรณn va a resultar en ROP mรกs alto. Simulaciones de reservorio Las simulaciones de reservorio son importantes para evaluar las aplicaciones de MST y en el proceso de planificaciรณn de pozos. Para evaluar la mejora de producciรณn utilizando tรฉcnicas de estimulaciรณn MST, es importante modelar la completaciรณn en un modelo de reservorios o en un modelo de sector. Se utiliza un simulador que ha sido comparado con un simulador 3D. El modelo de simulaciรณn compara un pozo a hueco abierto con uno con tรฉcnica

de estimulaciรณn MST, para estimar el nรบmero de unidades de cada aplicaciรณn. El simulador se puede utilizar para petrรณleo y gas con o sin soporte de presiรณn y en pozos inyectores de agua. Como ejemplo, una simulaciรณn de reservorio se ha realizado para una aplicaciรณn de la tecnologรญa MST en un pozo vertical y en una formaciรณn particular en Ecuador. Se utilizaron los siguientes parรกmetros: La Figura 8 muestra los resultados para este escenario particular. La Tabla 3 muestra un resumen de los resultados Espesor del reservorio: 3HUPHDELOLGDG KRUL]RQWDO .K 3HUPHDELOLGDG YHUWLFDO .Y Porosidad: Net to gross: TVD: 3UHVLyQ GHO UHVHUYRULR Temperatura: Skin factor: API : Gas: 3UHVLyQ GH EXUEXMD &DtGD GLQiPLFD GH OD SUHVLyQ 1~PHUR GH XQLGDGHV 067 3UHGLFFLyQ

150ft P' [ .K 18% 0.95 XXX00ft SVL 206ยฐF Sensibilidades entre +10 a +100 18 0.7 SVL 6HQVLELOLGDGHV HQWUH D SVL FDGD XQD รณ DQR 31

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Figura 8. SimulaFLyQ GH UHVHUYRULR mostrando la comSDUDFLyQ GH XQD VROXFLyQ FRQ SR]R abierto y una con FRPSOHWDFLyQ 067 SVL GH FDtGD GLQiPLFD GH SUHVLyQ y +30 de factor de skin.

Tabla 3. Resumen de los resultados del estudio de siPXODFLyQ

Case ID

Drawdown [psi]

Skin factor

PI increase

!VG Ă?OILĂ?RATEĂ?lRSTĂ? Ă?DAYSĂ?;BPD=

del estudio de simulaciĂłn. Los resultados muestran un incremento sustancial de productividad con la completaciĂłn y estimulaciĂłn MST para este reservorio de areniscas consolidadas. El incremento en productividad se debe al incremento del radio de drenaje del pozo y por atravesar la zona de daĂąo. Conclusiones La tecnologĂa MST ofrece un potencial sustancial para incrementar la productividad y factor de recuperaciĂłn tanto en areniscas consolidadas, asĂ como tambiĂŠn en formaciones de calizas vĂa jetting (MJST) o perforaciĂłn (MDST), aunque las propiedades de roca sean bajas o moderadas y aun apretadas, y en las mejores zonas MST va a optimizar su contribuciĂłn a la producciĂłn. AdemĂĄs, MST puede ser aplicado tanto ven pozos productores como inyectores para mejorar el factor de inyectividad y en mĂŠtodos de recobro como EOR, IOR. La tecnologĂa ofrece mĂĄs beneficios que las tĂŠc32

nicas de estimulaciĂłn comunes, incluyendo menos riesgo HSE y reduce la complejidad operacional. Agradecimientos Expresamos nuestro agradecimiento a los Ingenieros: Ernesto Grijalva, Director Ejecutivo AIHE, RamĂłn Correa, AGIP Ecuador, y al Profesor Marco Rivadeneira, por su gran colaboraciĂłn, comentarios y recomendaciones. BobliografĂa Renlie, E., Jorgensen, T., and Porturas, F., Fishbones: TĂŠcnica de EstimulaciĂłn que Incrementa la Productividad Reduciendo Costos y Complejidad, PGE PetrĂłleo & Gas, No. 014, septiembre 2017. Rivadeneira, M., and Almeida, P., CaracterĂsticas de los reservorios de la Cuenca Oriente, La Cuenca Oriente: GeologĂa y PetrĂłleo. Especial EdiciĂłn. Eds., P. Baby, M. Rivadeneira and R. BarragĂĄn, 3rd EdiciĂłn, octubre 2014.

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Sensor para sistemas de bombeo electrosumergible LT/A7/GFT instalado en el Pozo Sacha 197 $XWRU -DLUR $OIUHGR 9HUD 9DOODGDUH] $ONKRUD\HI 3HWUROHXP &2 5(680(1 El sensor de APC GFT que se instala en el fondo del pozo (Patente Pendiente) en un sistema de bombeo electrosumergible (BES) es un mĂŠtodo de monitoreo que continĂşa proporcionando datos rĂĄpidos y confiables sobre el yacimiento y rendimiento del sistema cuando los sensores estĂĄndar fallan debido a fallas a tierra del cable. El primer sensor de su tipo fue instalado satisfactoriamente en el pozo SACHA-197 de PETROAMAZONAS EP con alta resoluciĂłn y velocidad en una trama de datos completa (9 parĂĄmetros) cada 2.3 segundos.

$%675$&7 The APC Exceed GFT Downhole Sensor (Patent Pending) is an Electrical Submersible Pump (ESP) monitoring system that continues to provide fast, reliable data on reservoir and pump performance when standard sensors fail due to cable ground faults. The first sensor was successfully installed in the well SACHA-197 of PETROAMAZONAS EP with a high resolution and speed in a complete data frame (9 parameters) every 2.3 seconds.

,1752'8&&,Ă?1 Las soluciones integrales de monitoreo son herramientas de fondo de pozo instaladas en la parte inferior del motor electrosumergible BES que permite el monitoreo y optimizaciĂłn de

rendimiento del sistema asĂ como del yacimiento en tiempo real. La energĂa se entrega al motor por medio del cable de potencia BES; el sensor es conectado a travĂŠs de I-Wire (Punto estrella) del Motor. El sensor que se encuentra alojado dentro de la herramienta recibe los datos sobre el rendimiento del equipo y del yacimiento. Las condiciones del yacimiento son dinĂĄmicas y requieren la puesta a punto del sistema BES para garantizar su funcionamiento con la mayor eficiencia a fin de obtener una vida Ăştil mĂĄxima del sistema BES y evitar reacondicionamientos incensarios. Un sistema BES puede seguir funcionando con una fase a tierra en el sistema elĂŠctrico, pero la funcionalidad del sensor se anula y este esencialmente estĂĄ corriendo a ciegas y desprotegido. Esto produce que el equipo funcione sin ninguna protecciĂłn y al no registrar el valor de la presiĂłn de intake no se recomienda incrementar la frecuencia de operaciĂłn, lo que conlleva a una pĂŠrdida de producciĂłn. Es asĂ que Alkhorayef Petroleum desarrollĂł y puso en marcha el sensor GFT (falla a tierra) que puede operar con un corto severo en una fase o un corto resistivo entre 1, 2 o 3 fases y continuar enviando datos crĂticos. El sensor retiene su calibraciĂłn dentro de la herramienta de fondo de pozo y no requiere una calibraciĂłn en superficie, eliminando el riesgo de datos inexactos.

Fecha recepciĂłn: 19 de junio de 2018 Fecha aprobaciĂłn: 12 de septiembre de 2018 Palabras clave: Alta velocidad, Datos, Fase a tierra, ResoluciĂłn, Sensor. Keywords: High speed, data, cable ground faults, resolution, sensor. -DLUR $OIUHGR 9HUD HFXDWRULDQR ,QJHQLHUR HQ (OHFWUyQLFD \ &RQWURO GH OD (VFXHOD 3ROLWpF QLFD 1DFLRQDO FRQ XQD 0DHVWUtD HQ 6LVWHPDV GH *HVWLyQ ,QWHJUDGRV WLHQH DxRV GH H[SHULHQFLD HQ HO VHFWRU GH ERPEHR HOHFWURVXPHUJLEOH

(63(&,),&$&,21(6 MEDICIĂ&#x201C;N

RANGO

RESOLUCIĂ&#x201C;N

PRECISIĂ&#x201C;N

RANGO

3UHVLyQ ,QWDNH 36, %DU

VHJ

3UHVLyQ GH GHVFDUJD 36, %DU

VHJ

7HPSHUDWXUD ,QWDNH Ă&#x153;) Ă&#x153;&

VHJ

7HPSHUDWXUD GH 0RWRU Ă&#x153;) Ă&#x153;&

VHJ

9LEUDFLyQ 9[ 9\ 9]

VHJ

)XJD GH &RUULHQWH P$

VHJ

7DEOD (VSHFLĂ&#x20AC;FDFLRQHV 6HQVRU *)7 33

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(648(0$ (/e&75,&2

,167$/$&,Ă?1

El sensor GFT se conecta al panel de superficie a travĂŠs del cable de potencia y el punto estrella del motor BES el cual proporciona la alimentaciĂłn DC al sensor. El circuito DC se superpone en superficie al circuito AC requerido por el motor de bombeo electrosumergible; cuando el sensor capta el voltaje requerido, la informaciĂłn es recopilada y se envĂa a superficie utilizando la misma referencia de tierra. El voltaje suficiente puede llegar al sensor de fondo, pero una hipotĂŠtica fase a tierra interrumpirĂĄ la seĂąal del sensor al panel con el circuito circulante actual. La tarjeta del sensor GFT de interfaz continuarĂĄ buscando la seĂąal del sensor, mientras recibe comunicaciĂłn intermitente.

Del 24 al 26 de abril se instalĂł un sistema BES con sensor de tecnologĂa GFT en el pozo SACHA-197, Bloque 60, de Petroamazonas EP. Los datos para el diseĂąo fueron los siguientes: Como informaciĂłn adicional: arena Ui, punto de burbuja 879 Psi, perforaciones 9728Ftmd, profundidad de entrada 9520ftmd. La encuesta del pozo es la siguiente:

)LJXUD *HRPHWUtD 3R]R )LJXUD ,QWHUID] VHQVRU *)7 \ VXSHUĂ&#x20AC;FLH

9(17$-$6 t TransmisiĂłn de datos a alta velocidad (Todos los parĂĄmetros mĂĄs allĂĄ de 2,5 segundos). t Funciona con graves fallas a tierra de fase Ăşnica (Tan bajas como 1KOhms). t Funciona con fallas a tierra en todas las fases (30KOhms). t MĂşltiples frecuencias de portadora y alta inmunidad al ruido. t Sistema hĂbrido DC con capacidad AC. t La comunicaciĂłn digital del sensor Alkhorayef permite tener una alta resoluciĂłn a una alta velocidad una trama de datos completa (9 parĂĄmetros) cada 2.3 segundos. t El sensor puede seguir transmitiendo aun si ocurre una fase a tierra.

A continuaciĂłn la ESP seleccionada para esta aplicaciĂłn: 3803 :' 0) +6* 67* & $5 67' +66 )+ 3803 :' 0) +6* 67* & $5 67' +66 )+ 3803 :' 0) +6* 67* & $5 67' +66 )+ 3803 *38 ' & $5 67' 8+66 )+ *$6 6(3$5$725 6(5 9257(; % $5 67' +66 )+ 3526($/ 6(5 /6%3% +/ $5 8+66 )+ +7 3526($/ 6(5 /6%3% +/ $5 8+66 )+ +7 02725 6(5,(6 87 ;7 +3 9 $ )+ '+0 6(5,( 36, *), )+ (63 &$%/( N9 $:* 6ROLG &RSSHU 7XEH Âľ /2: 352),/( 3527(&7256 96' $/.+25$<() .9$

Tabla 3: Equipo BES seleccionado CondiciĂłn

ParĂĄmetros

Inicial

Final

Ă&#x152;QGLFH GH 3URGXFWLYLGDG

0.98

0.80

3UHVLyQ GH 5HVHUYRULR

&DXGDO GHVHDGR

540

480

3UHVLyQ )OX\HQWH

)UHFXHQFLD

55.5

&RUWH GH $JXD

3HWUyOHR

3UHVLyQ GH &DEH]D

3UHVLyQ GH &DVLQJ

Tabla 2: Datos de diseĂąo

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Entre las principales características del sistema seleccionado podemos acotar: t Bombas de flujo mixto compresoras de amplio rango para el manejo de sólidos ( Pozo fracturado ) y mejor capacidad para manejo de gas libre en solución t Separador de Gas t Sello tándem en configuración Laberinto serie Bolsa – Bolsa paralelo t Motor de alta eficiencia de 120 HP serie 450 Durante toda la instalación se tomaron medidas eléctricas del sistema: cable de potencia, motor y sensor. A continuación en el siguiente cuadro se muestra el incremento de la presión de entrada (presión de intake ) y la temperatura del motor mientras se baja el sistema:

)LJXUD 'DWD VHQVRU $3& GXUDQWH GHVDORMR GH ÁXLGR GH FRQWURO

El equipo de bombeo electrosumergible fue instalado sin camisa de refrigeración ya que se trata de un pozo fracturado que tiende a producir migración de finos que pueden taponar la succión al utilizar camisa de refrigeración. En las condiciones actuales, los parámetros del pozo, el rendimiento de la bomba y las variables de fondo de pozo son:

Tabla 3: Datos del sensor durante la bajada del sistema

El sistema BES arrancó el 26 de abril sin ningún inconveniente. La comunicación entre el Sensor GFT y el variador de frecuencia variable funcionan en condiciones normales.

Tabla 4: Cuadro comparativo, datos de diseño vs datos reales

)LJXUD (TXLSR GH VXSHUÀFLH $3& &RQ ÀOWUR VHQR

Durante la prueba de producción, el motor de bombeo electrosumergible alcanza valores de temperatura alta y se debe APAGAR el VSD hasta que la temperatura del motor baje a 250 ° F. Este procedimiento se realiza hasta que el PIP alcance 1200 psi y el pozo comience a producir. Los parámetros del sensor se muestran a continuación:

)LJXUD 'DWD VHQVRU $3& GXUDQWH GHVDORMR GH ÁXLGR de control 35

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Figura 5: Data sensor APC: 3UHVLyQ GH ,QWDNH \ GH Descarga

Figura 6: Data sensor APC: Temperaturas

Figura 7: Frecuencia de 2SHUDFLyQ

&21&/86,21(6 t Las bombas de flujo mixto compresoras de APC ofrecen un amplio rango para pozos con incertidumbre de producción y alto porcentaje de gas libre en solución. t El sensor APC GFT ofrece protección al sistema en condiciones de fase a tierra. 36

t La extraordinaria velocidad de transmisión de datos y su alta resolución, convierten al sensor GFT en el único de este tipo en el mercado. t El sensor GFT fue probado a altas temperaturas en fondo de pozo (SACHA-197).

Nuestra misión es ofrecer las soluciones más rentables, confiables y beneficiosas a través de nuestra experiencia y la amplia gama de nuestros productos que incluyen el desensamble, ensamble, mantenimiento, pruebas, instalación, extracción, monitoreo de equipos electrosumergibles y sistemas de control de superficie para el máximo beneficio de nuestros clientes, apoyados en la constante investigación y desarrollo continuo de nuevas tecnologías e ideas para satisfacer las necesidades y requerimientos del exigente mercado local y mundial.

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Conceptos Bรกsicos de Ingenierรญa de Reservorios y Producciรณn para No Petroleros Autores: Mayra Tapia y Juan Carlos Sandoval โ Halliburton Ecuador

Conceptos Bรกsicos de Ingenierรญa de Reservorios y Producciรณn para No Petroleros $XWRUHV 0D\UD 7DSLD \ -XDQ &DUORV 6DQGRYDO ยฒ +DOOLEXUWRQ (FXDGRU Fecha recepciรณn: 13 de noviembre de 2018 Fecha aprobaciรณn: 06 de diciembre de 2018 0D\UD 7DSLD FRQVXO WRUD GH ,QJHQLHUtD GH 5HVHUYRULRV FXHQWD FRQ DxRV GH H[SHULHQFLD HQ OD LQGXVWULD SHWUROHUD ORV FXDOHV LQFOX\HQ DxRV HQ +DOOLEXUWRQ &RQ VXOWLQJ 6X H[SHULHQFLD VH KD GHVDUUROODGR HQ SUR\HFWRV GH FRQVXOWRUtD HQ (FXDGRU 9HQH]XHOD %UDVLO \ HQ OD HPSUHVD RSHUDGRUD 2SHUDFLRQHV 5LR 1DSR -XDQ &DUORV 6DQGRYDO ,QJHQLHUR GH 6LPXODFLyQ GH <DFLPLHQWRV 7LHQH DxRV GH H[SHULHQFLD \ VH KD GHVHPSHxDGR FRPR SDUWH GHO HTXLSR GH DOWR UHQGLPLHQWR GH +DOOLEXUWRQ &RQVXOWLQJ HQ GLYHUVRV SUR\HFWRV HQ (FXDGRU LQFOX\HQGR FDUDFWHUL]DFLyQ GH \DFL PLHQWRV RSWLPL]DFLyQ GH SURGXFWLYLGDG VLPX ODFLyQ GH \DFLPLHQWRV SODQHV GH GHVDUUROOR GH FDPSR HVWLPDFLyQ GH UHVHUYDV

l objetivo de este artรญculo es compartir conceptos bรกsicos del petrรณleo con personas โ No Petrolerasโ , pero involucradas a la industria, con el fin de facilitar el entendimiento de informes y documentos de su rutina laboral. Adicionalmente, brindar un conocimiento general de algunos retos presentes en la producciรณn de hidrocarburos y las maneras de enfrentarlos para mantener o incrementar la producciรณn de los pozos. ยฟCรณmo y dรณnde inicia la industria hidrocarburรญfera? La industria del petrรณleo iniciรณ a nivel mundial en el aรฑo 1859 con la perforaciรณn del primer pozo en Pensilvania, Estados Unidos; esto marcรณ el inicio de la bรบsqueda global de petrรณleo que fue usado inicialmente como combustible para la iluminaciรณn. En Sudamรฉrica, el primer pozo petrolero fue perforado en la Cuenca Tumbes, Perรบ, en el aรฑo 1863. Este pozo produjo 60 BPPD con un grado API de 35. En Ecuador, se inicia la industria petrolera con el pozo Ancon-1 ubicado en la Penรญnsula de Santa Elena, el cual fue perforado en el aรฑo 1911. ยฟCรณmo se clasifican las รกreas prospectivas?

)LJXUD 3R]R $QFyQ Fuente: EP Petroecuador 38

Una vez iniciada la explotaciรณn petrolera se han definido varios conceptos para diferenciar las posibles zonas prospectivas en la producciรณn de petrรณleo, los cuales estรกn ligados bรกsicamente al nivel de certidumbre y cantidad de informaciรณn que se disponga. A continuaciรณn, los cinco conceptos mรกs importantes para definir un รกrea prospectiva: Play: รกrea prospectiva conocida o potenciales prospectos que requieren adquisiciรณn de informaciรณn y evaluaciรณn para ser definidos como leads o prospectos. Lead: acumulaciรณn potencial pobremente definida que requiere mayor informaciรณn y evaluaciรณn para ser definida como prospecto. Prospecto: acumulaciรณn potencial bien definida que representa un objetivo viable para perforaciรณn. Campo petrolero: รกrea con uno o varios yacimientos de hidrocarburos, agrupados o relacionados a la misma estructura geolรณgica o estratigrรกfica. ร rea donde ya se ha perforado uno o varios pozos. Yacimiento: unidad geolรณgica de volumen limitado, porosa y permeable que contiene hidrocarburos en estado lรญquido y/o

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Figura 2. Plays del Ecuador. Fuente: Baby, et al., 2014. La Cuenca OrienWH *HRORJtD \ 3HWUyOHR

gaseoso. Para que sea considerado un yacimiento debe tener: fuente, migraciĂłn, trampa, almacenamiento, permeabilidad y preservaciĂłn. ÂżCĂłmo se cuantifican los hidrocarburos? La estimaciĂłn de las cantidades o volĂşmenes de recursos petroleros estĂĄ ligada tanto a lo tĂŠcnico como a lo comercial y tiene inherente un grado de incertidumbre. Para clasificar los recursos de hidrocarburos se tiene los siguientes conceptos que han sido estandarizados por varias asociaciones ligadas a la industria (SPE/WPC/AAPG/SPEE): PetrĂłleo Original en Sitio (POES): es la cantidad de petrĂłleo originalmente contenida en una acumulaciĂłn conocida, la cual, ha sido estimada a una fecha establecida. Reservas: Cantidades de petrĂłleo que son comercialmente recuperables de una acumulaciĂłn conocida a travĂŠs de la aplicaciĂłn de proyectos de desarrollo de yacimientos desde una fecha especĂfica y bajo condiciones definidas. Al hablar en tĂŠrminos de reservas se las categoriza como 1P, 2P y 3P en funciĂłn de tĂŠrminos acumulados como bajo, medio o alto. Las cantidades incrementales son denominadas como Probadas, Probables y Posibles. Al referirse a reservas probadas se entiende que

)LJXUD (MHPSOR HVTXHPiWLFR GH FODVLĂ&#x20AC;FDFLyQ GH UHVHUYDV )XHQWH ,JDSy 39

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Conceptos BĂĄsicos de IngenierĂa de Reservorios y ProducciĂłn para No Petroleros Autores: Mayra Tapia y Juan Carlos Sandoval â&#x20AC;&#x201C; Halliburton Ecuador

hay una probabilidad del 90% de que las estimaciones realizadas se cumplan, mientras que, las reservas probables tienen una probabilidad de 50% y las reservas posibles un 10% de probabilidad. En la Figura 2 se muestra un ejemplo del nivel de certidumbre de las reservas, los puntos de color negro representan pozos existentes y los puntos de otros colores serĂan pozos propuestos para perforaciĂłn. El ĂĄrea con perfil de color celeste representa el ĂĄrea probaba pues se tiene mayor informaciĂłn y menos riesgos ya que existen pozos perforados. Si se ubica un pozo nuevo (punto celeste) dentro de esta ĂĄrea, sus reservas serĂan categorizadas dentro de las reservas probadas (90% certeza). El pozo en ĂĄrea con perfil de color amarillo (excluyendo la celeste) representarĂa las reservas probables debido a que se tiene menos cantidad de informaciĂłn y por tanto mayor incertidumbre en los pronĂłsticos (50%

certeza). Finalmente, el pozo localizado en el ĂĄrea con perfil verde es categorizado como reservas posibles pues es un ĂĄrea nueva donde existe una alta incertidumbre en las estimaciones (10% certeza). Otra manera de clasificar las reservas es de acuerdo a su estado, es decir, segĂşn el estado de los pozos o facilidades de producciĂłn; en este caso se divide las reservas en Desarrolladas y No Desarrolladas. Las Reservas Desarrolladas son las cantidades de petrĂłleo que se espera recuperar a travĂŠs de los pozos y facilidades existentes. Dentro de esta categorĂa tenemos: Reservas Desarrolladas en ProducciĂłn: cantidades de petrĂłleo que se estima se recuperarĂĄn a travĂŠs de los pozos y reservorios abiertos en el momento de la estimaciĂłn. Reservas Desarrolladas No Produciendo:

)LJXUD /iPLQDV GHOJDGDV YLVWDV D WUDYpV GH PLFURVFRSLR HOHFWUyQLFR D OD L]TXLHUGD VH REVHUYD XQD URFD FRQ EXHQD SRURVLGDG \ permeabilidad, a la derecha una roca donde los espacios porales han sido ocupados por arcillas. Fuente: Halliburto 40

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estimaciones realizadas en pozos o yacimientos cerrados en el momento de la estimación.

petróleo estimadas a una fecha específica, que pueden ser recuperables de una acumulación no descubierta.

Las Reservas No Desarrolladas son las cantidades de petróleo que se espera recuperar con futuras inversiones, es decir, pozos nuevos y nuevas facilidades de producción.

Producción: es la cantidad acumulada de petróleo recuperado a una fecha específica.

Otros conceptos importantes que ayudan a cuantificar los hidrocarburos son: Recursos Contingentes: Cantidades de petróleo recuperable de una acumulación conocida, estimadas a una fecha específica, pero que no son consideradas comerciales en ese momento. Recursos Prospectivos: Cantidades de

Desafíos y Oportunidades en la Etapa de Producción Imagine que se encuentra en su camino a casa a través de una transitada avenida de varios carriles en la que los vehículos se mueven con fluidez. De repente, el tráfico adelante se detiene y los vehículos comienzan a acumularse. A lo lejos se puede observar un accidente, un vehículo atravesado bloquea la mayoría de los carriles, dejando espacio para que solo unos pocos automóviles puedan

)LJXUD 7XEHUtD GH SURGXFFLyQ SDUFLDOPHQWH REVWUXLGD SRU GHSRVLWDFLyQ GH escala. Fuente: Halliburton 41

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Conceptos Básicos de Ingeniería de Reservorios y Producción para No Petroleros Autores: Mayra Tapia y Juan Carlos Sandoval – Halliburton Ecuador

circular. Lentamente los vehículos avanzan, tratando de colarse por el espacio disponible. Finalmente, la ayuda mecánica llega, retiran el vehículo averiado y el tráfico recupera su normal fluidez. Esta analogía sirve para explicar el objetivo de la ingeniería de producción. Al igual que una autopista de múltiples carriles funciona el sistema pozo reservorio. Los fluidos (petróleo, gas, agua) salen empujados por la presión del reservorio y recorren hacia la superficie a través de la tubería de producción que conforma el pozo. Sin embargo, pueden existir restricciones en el camino, el flujo normal de hidrocarburos se ve parcial o totalmente interrumpido, y es allí donde la ingeniería de producción actúa, detectando la causa del problema, diseñando soluciones optimizadas para garantizar la recuperación de la producción y buscando la forma de evitar su recurrencia. Estas restricciones al fluido o pérdidas de presión, pueden generarse en tres diferentes etapas del sistema de producción: el reservorio, el pozo o en superficie. En este caso nos enfocaremos en la primera etapa, el reservorio. A nivel de reservorio los problemas de producción se asocian en su mayoría con afectaciones a la permeabilidad. La permeabilidad se define como la capacidad de un medio para conducir fluidos y esta juega un rol fundamental en la capacidad de producción o inyectividad de un pozo. Se llama daño de formación a cualquier proceso que afecte a la permeabilidad del reservorio y disminuya su capacidad de producción o inyección. Desde el momento en que la broca contacta el tope del reservorio, hasta que el pozo se pone en producción, la formación está expuesta a diferentes fluidos y operaciones que tienen el potencial de reducir la permeabilidad e impactar la productividad. La posibilidad del daño de formación no termina cuando el pozo se ha puesto en producción, puede ocurrir en cualquier momento de la vida productiva del reservorio ya que cambios en la presión, temperatura y química de los fluidos pueden ocasionar también daño de formación. Se debe mencionar que no existe manera de evitar totalmente el daño de formación, ya que cualquier fluido que se emplee en el pozo y entre en contacto con el reservorio tendrá un efecto sobre el mismo. Sin embargo, con la tecnología disponible se pueden tomar muchas medidas para mitigarlo. Durante la perforación del pozo empleamos fluidos de perforación, los cuales cumplen muchas funciones, siendo las más importantes 42

controlar la presión de formación, evitando reventones de pozo, remover los recortes del pozo llevándolos a superficie y mantiene la estabilidad del pozo. El fluido de perforación suele estar compuesto por complejas mezclas de aditivos sólidos y orgánicos; en el Ecuador generalmente este fluido suele estar compuesto por una base de agua a la que se le añade químicos y aditivos en base a las necesidades del pozo y la litología que se esté atravesando. El daño que el fluido de perforación puede ocasionar viene tanto de la parte sólida como de la parte líquida. El mecanismo de daño, puede reducir el tamaño de las gargantas porales o afectar la permeabilidad relativa a los fluidos. Entre los mecanismos que ocasionan una reducción en el tamaño del poro están: invasión de sólidos en el lodo de perforación, taponamiento por filtrado del lodo, migración de finos de la formación, hinchamiento de arcillas y precipitación. El daño por invasión de fluidos puede ser ocasionado no solo por el lodo de perforación. Los fluidos que se emplean durante la completación del pozo, los fluidos empleados para controlar el pozo en operaciones de reacondicionamiento, inclusive los fluidos que se emplean durante la cementación pueden tener también efectos adversos si no se formulan adecuadamente. De igual forma, la inadecuada selección de un tratamiento para estimular al reservorio puede llevar a una mayor pérdida de permeabilidad, en ocasiones irreversible. La producción de sólidos que se generan en el pozo también presenta un desafío al momento de mantener la producción. Algunos reservorios, por su naturaleza y mineralogía suelen tener problemas de migración de finos, partículas microscópicas que se mueven a través del reservorio y llegan a taponar los espacios porales, disminuyendo la tasa de producción. Otros reservorios suelen presentar problemas de alta producción de arena, que afectan las operaciones en superficie. Cuando se cambian las condiciones físicoquímicas, en ciertos reservorios se pueden producir reacciones químicas o desequilibrios que generan precipitados orgánicos, como asfaltenos o parafinas; o precipitados inorgánicos, como carbonatos y sales, conocidos también como escala. Estos sólidos no solo generan problemas a nivel de reservorio, pues si se producen en cantidades considerables, pueden llegar a bloquear equipos de levantamiento artificial y tuberías de producción. Estos son algunos de los desafíos a los que los ingenieros de producción se enfrentan. Hoy en día se cuenta con una gran cantidad

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de estudios y tecnología que nos permite comprender de mejor manera estos fenómenos y encontrar las soluciones más adecuadas. Sin embargo, no existe una fórmula única para todos los casos, por lo que invertir en el conocimiento y el estudio detallado de cada reservorio, así como, el trabajo integrado y colaborativo entre múltiples disciplinas, es quizás la mejor manera de encontrar y diseñar soluciones que se adapten a los desafíos y garanticen el máximo incremento del valor de nuestros activos.

5()(5(1&,$6 t Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos. Septiembre 2009. SPE, AAPG, WPC, SPEE, SEG. t Guidelines for Application of the Petroleum

t t

Resources Management System. November 2011. SPE, AAPG, WPC, SPEE, SEG. SPE 38040, “Could Formation Damage Minimization Provide a Cost-Effective Integrated Approach for the Design of Drilling and Cementing Fluids?” by B. Vidick, SPE, Dowell, and P. Reid. 6472-MS SPE “Prevention and Control of Formation Damage”, Hower, W. SPE 165169 “Formation Damage and the Importance of a Rigorous Diagnostic: A Case History in Nigerian Deep Water”. Furgier J, Lebecq C, Degos X. SPE-169435-MS “Integrated Analysis to identify and prevent formation damage caused by completion in brines: A Colombian Field Application, Jaimes M. Castillo A. Escobar M.

5HGXFFLyQ VLJQLร FDWLYD GH OD IUHFXHQFLD GH LQWHUYHQFLyQ GH SR]RV Autores: Karim Azar y Fabiรกn Benedetto, TENARIS

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2EDUCCIร Nร SIGNIlCATIVAร de la frecuencia de intervenciรณn de pozos $XWRUHV .DULP $]DU \ )DELiQ %HQHGHWWR 7(1$5,6 Fecha recepciรณn: 13 de noviembre de 2018 Fecha aprobaciรณn: 06 de diciembre de 2018 Palabras Clave: Conexiones Premium, 1% Cr, Corrosiรณn Dulce, Experiencia de Campo, Campo Maduro, BES (Bomba Electrosumergible) Keywords: Premium connections, 1%Cr, Sweet Corrosion, Field experiences, mature filed, ESP ( Electric Submersible Pump) .DULP $]DU ,QJHQLHUR PHFiQLFR GH OD 8QLYHUVLGDG GHO =XOLD 7LHQH XQD 0DHVWUtD HQ SUR\HFWRV LQGXVWULDOHV 7UDEDMy HQ 3'96$ GXUDQ WH DxRV LQWHJUDQGR HO HTXLSR GH H[SORUDFLyQ \ SURGXFFLyQ (QWUH \ VH FRQYLUWLy HQ HVSHFLDOLVWD GH FDPSR LQWHUQDFLRQDO GH 7HQDULV HQ SDtVHV FRPR (JLSWR 3HU~ 2PDQ <HPHQ 1LJH ULD 4DWDU \ (FXDGRU $F WXDOPHQWH HV HO *HUHQWH 6HQLRU GH YHQWDV WpFQLFDV GH (FXDGRU \ 3HU~ GHVGH $XWRU \ FR DXWRU GH GLYHUVRV DUWtFXORV SDUD UHYLVWD WpFQLFDV )DELiQ %HQHGHWWR 'LUHFWRU 5HJLRQDO 7pFQLFR GH 9HQWDV SDUD OD 5HJLyQ $QGLQD GH 7HQDULV 7LHQH PiV GH DxRV GH H[SH ULHQFLD HQ OD LQGXVWULD GHO SHWUyOHR \ HO JDV (Q VX IXQFLyQ DFWXDO HV UHVSRQ VDEOH GH DWHQGHU D ORV FOLHQWHV FRQ HO REMHWLYR SULQFLSDO GH GDU VRSRUWH D ODV RSHUDGRUDV FRQ VXV UHTXLVLWRV GH &DVLQJ \ 7XELQJ WDQWR SDUD ORV PDWHULDOHV FRPR SDUD FRQH[LRQHV (VWR LQFOX\H OD JHVWLyQ GH ORV FOLHQWHV \ OD LQWHUSUHWDFLyQ GH VXV QHFHVLGDGHV SDUD WUDEDMDU OXHJR FRQ ORV HTXLSRV GH LQYHVWLJDFLyQ \ GHVDUUROOR LQYROXFUD GRV HQ PDWHULDOHV ODV FRQH[LRQHV \ SURFHVRV GH IDEULFDFLyQ

5(680(1 Los campos maduros contribuyen a la producciรณn mundial de petrรณleo en un gran porcentaje, lo hacen presentando desafรญos particulares relacionados con la corrosiรณn, el manejo de sรณlidos y los altos caudales. En la Amazonรญa muchos de los campos maduros estรกn equipados con sistemas de extracciรณn de bombeo electro-sumergible, la intervenciรณn de los pozos es por lo general dictada por la comunicaciรณn entre Tubing y Casing causada por la corrosiรณn interna debido a CO2 en la tuberรญa de producciรณn. Estos problemas no permiten cumplir con el objetivo de runlife en este tipo de pozos que es intervenir los mismos solo en caso de reemplazo del equipo BES (Bomba Electro-Sumergible). Las fallas prematuras generadas por corrosiรณn tambiรฉn incluyen desprendimientos debido a la desconexiรณn y/o โ lavadoโ de las conexiones, siendo รฉstas las mรกs severas y costosas. En este trabajo presentamos el รฉxito obtenido en campos maduros mediante el uso de aceros al carbono de baja aleaciรณn con bajo contenido de Cr, logrando mejorar el rendimiento contra la corrosiรณn en combinaciรณn con conexiones Premium que generalmente no se utilizan en este sector de la industria, donde prefieren usualmente productos clรกsicos y econรณmicos. Este enfoque ha incorporado nuevas tecnologรญas permitiendo la reducciรณn de la tasa de las intervenciones de pozos relacionadas con la comunicaciรณn entre Tubing y Casing, consiguiendo por lo tanto el objetivo general de intervenir los pozos solo cuando se requiere el reemplazo del equipo BES. Los resultados del proyecto mostraron que un aumento marginal de la inversiรณn inicial (Capex) permitiรณ una reducciรณn sustancial de las intervenciones no deseadas de pozos y mayor reutilizaciรณn del Tubing de producciรณn, lo que condujo a una mejora directa en las tasas de operaciรณn (reducciรณn de Opex) y de costos.

$%675$&7 Mature fields contribute to the worldโ s oil production by a large percentage, and they do so by presenting particular challenges related to

corrosion, solid handling and high flow rates. In Amazon mature fields, many of them equipped with electro-submersible pumping extraction systems, the intervention of the wells is usually dictated by the communication between Tubing and Casing caused by internal corrosion due to CO2 in the production pipe. These problems do not allow to meet the runlife objective of this type of wells, which is to intervene the well only in case of replacement of the ESP equipment (Electro-Submersible Pump). The premature failures generated by corrosion also include detachments due to the disconnection and / or โ washingโ of the connections, these being the most severe and costly. In this work we present the success achieved in those mature fields through the use of low alloy carbon steels with low Cr content achieving an improved performance against corrosion in combination with Premium connections that are not usually used in this sector of the industry, where classic and economic products are usually preferred. This approach has incorporated new technologies allowing the reduction of the rate of well interventions related to the communication between Tubing and Casing, thus achieving the general objective of intervening the wells only when the replacement of the ESP equipment is required.

,1752'8&&,ร 1 El Tubing de producciรณn cumple una funciรณn esencial durante la vida en servicio del pozo ya que se trata de la tuberรญa a travรฉs de la cual se conducen los fluidos desde el reservorio hacia las instalaciones de superficie. Como es conocido en la industria, esta tuberรญa se arma mediante el enrosque de tramos que miden aproximadamente 30 pies cada uno, se unen por medio de conexiones roscadas las cuales se clasifican en conexiones tipo Premium o conexiones tipo API. Todo el Tubing de producciรณn, al igual que la porciรณn de Casing (o liner) debajo del empaque (Packer), si aplica su uso, deberรก tolerar las condiciones corrosivas de los fluidos producidos

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de manera simultánea con las condiciones termodinámicas del reservorio. Por tanto, la selección de materiales del Tubing deberá satisfacer de forma simultánea los criterios de resistencia mecánica (tubo y conexión) así como los requerimientos de resistencia a la corrosión. En definitiva, la selección de un Tubing o tubería de producción implica asegurar los siguientes objetivos primarios: t Diámetro interno necesario para producción óptima. t Peso métrico, grado de acero y conexiones adecuadas hacia asegurar integridad en servicio. t Procedimientos operativos claros para bajada o running de la tubería. t Certeza sobre las máximas cargas esperadas y los valores máximos admisibles de resistencia de la instalación. Como sabemos, existen algunos tópicos inherentes al Tubing que requieren mayor énfasis en los diseños de este tipo de tuberías, entre los cuales podemos mencionar: t Se trata de un consumible. Por lo tanto, es posible la sustitución del mismo pero la selección de este material debe ser basado en un análisis previo y no en base a ensayo y error porque los trabajos de workover que se ejecutan por este motivo tienen una importante logística y un costo implícito. t Se encuentra más expuesto a fenómenos erosivos si el pozo es de caudal importante. Las conexiones son, precisamente, una zona preferencial en ese aspecto. t Necesita un enfoque distinto respecto de la resistencia a la corrosión. t Requiere total compatibilidad con el fluido de empaque cuando se utilizan materiales resistentes a la corrosión. De igual forma se debe analizar su compatibilidad con los inhibidores de corrosión. t Las hipótesis de carga que se consideran son diferentes respecto del Casing. t Las consideraciones de diseño dependen de su vinculación al Casing en el fondo del pozo, esto es del tipo de empaquetadura con el que se instala, y por ende con su capacidad de movimiento. t La selección de las conexiones roscadas implica que las mismas pueden tolerar una cantidad significativa de enrosques y desenrosques. t Finalmente, las tensiones de pandeo y post-pandeo deben tener especial atención ya que por su condición de tubería esbelta posee una marcada tendencia a la pérdida de estabilidad. Como se menciona en varios puntos, el uso

de conexiones roscadas adecuadas impacta de forma relevante. De lo expuesto, pasamos a describir el trabajo realizado y sus resultados.

$17(&('(17(6 Los campos aquí referenciados están ubicados en la cuenca amazónica y han estado produciendo hace más de 45 años. Desde algún tiempo atrás se plantea una estrategia de explotación donde se perforarán nuevos pozos mientras que otros serán rehabilitados. Adicionalmente, para mantener la producción de los pozos a un nivel de tasa aceptable, se utilizará un sistema de levantamiento artificial a través de bombas electro-sumergible (BES). La operación solicitaba el desafío de extender la vida útil de los activos para así mantener y mejorar la viabilidad económica de estos campos maduros. Como se ha mencionado, en este tipo de sistemas de levantamiento artificial, un concepto de optimización consiste en asegurar que la vida útil del equipo BES establezca el período de las intervenciones del pozo. Sin embargo, en estos campos se requirieron trabajos de operación anticipados debido a varios tipos de fallas referentes al Tubing de producción, muchos de estos relacionados con corrosión causada por presencia de CO2. Los campos analizados presentan varios retos desde el punto de vista de la corrosión ya que el gas muestra un contenido de CO2 relativamente alto y el corte de agua ha ido aumentando, encontrándose actualmente por encima del 70%. Algunos pozos presentan tendencia a la formación de parafinas que podrían conducir al bloqueo del Tubing de producción y por ende afectar el volumen de extracción, así como la eficiencia de funcionamiento del sistema. Por lo general, se usan tanto inhibidores como agentes anti-incrustantes, lo cual representa un desafío para alcanzar el equilibrio apropiado sobre el control simultáneo de ambos problemas (incrustaciones y corrosión por CO2). Otro inconveniente fue la aparición de fallas tipo washout o “lavado“ de la conexión utilizada, inducidas principalmente por el flujo en el área interna de las conexiones roscadas debido a la turbulencia generada en esta área preferencial. Por estas razones, se decide implementar una estrategia de selección de materiales y gestión de corrosión como parte de un sistema de gestión para disminuir la pérdida de producción, esto se implementó tomando en cuenta de manera sistemática todos los factores descritos anteriormente para reducir las fallas relacionadas 45

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5HGXFFLyQ VLJQLÀFDWLYD GH OD IUHFXHQFLD GH LQWHUYHQFLyQ GH SR]RV Autores: Karim Azar y Fabián Benedetto, TENARIS

con la corrosión de la tubería de producción que originaron intervenciones no planificadas y con el fin de alcanzar el objetivo de cumplir entre 900 a 1.000 días de operación sin problema que coincida con el límite técnico considerado “normal” para equipos BES. Sobre la base de lo expuesto, este estudio está enfocado en la identificación de los mecanismos de corrosión y en las medidas de mitigación de los mismos relacionados con la selección del material y conexión. La gestión de la corrosión se puede resumir en cuatro pasos principales: 1. Identificación de los mecanismos de daños por corrosión 2. Selección de medidas de mitigación de corrosión 3. Implementación y monitoreo 4. Revisión del desempeño de la gestión de la corrosión Identificación de mecanismos de daños por corrosión Una evaluación inicial realizada hace varios años expuso que el 54% de las intervenciones en pozos estaban relacionadas con el runlife o vida útil de los equipos BES, el 43% se dio por fallas en el Tubing de producción y el 3% a otras causas, donde el material utilizado para el Casing de revestimiento y Tubing de producción es acero al carbono. El mecanismo principal de daño observado fueron las fallas originadas por washout o “lavado” de la conexión. La Figura 1, muestra ejemplos fotográficos de las fallas observadas en el campo. Probablemente esto fue causado por la combinación de un mecanismo de erosión-corrosión, promovido por el perfil interno de la conexión que típicamente era API EU. Las fallas de tubería también se relacionaron con la corrosión interna en el cuerpo del tubo. La corrosión interna localizada a través de la pared

causó comunicación entre Tubing y Casing generando pérdida de la presión del sistema. Ejemplos de estas fallas típicas de corrosión se muestran en la Figura 2, como allí se observa, la morfología de falla consistió en una perforación localizada (pitting) causada fundamentalmente por CO2 y un alto corte de agua. La evaluación de la tasa de corrosión que se muestra a continuación en este estudio confirmó esta posibilidad. Otros agravantes adicionales fueron: agua de producción con contenido de carbonato relativamente alto con tendencia a la incrustación y tendencia emulsionante. Se tomaron medidas para gestionar estos problemas mediante tratamiento químico inyectado en fondo del pozo. Dichos sistemas de inyección de productos químicos fueron diseñados para no afectar el sistema de inhibición de la corrosión.

6(/(&&,Ð1 '( 0(','$6 '( 0,7,*$&,Ð1 '( /26 0(&$1,6026 '( &25526,Ð1 Corrosión por CO2 Hemos visto que los dos principales mecanismos de daños se asociaron a la corrosión por CO2. Cuando se tiene este tipo de agente agresivo, varios factores pueden contribuir a aumentar o reducir la gravedad del ataque. El efecto combinado de estos se puede evaluar cualitativamente mediante el uso de modelos predictivos que proporcionan valores estimados de velocidad de corrosión. Dada la complejidad y cantidad de agentes presentes en el campo, los cuales afectan este fenómeno, habrá seguramente diferencias con los resultados de los modelos. Sin embargo, los valores calculados se pueden usar como una guía para la selección de alternativas de mitigación de corrosión. Siguiendo este precepto, se realizó una evaluación predictiva manteniendo el procedimiento descrito en la Figura 3 con el

)LJXUD (MHPSORV GH ODYDGR GH FRQH[LyQ HURVLyQ \ FRUURVLyQ HQ SR]R 46

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)LJXUD (MHPSOR GH IDOODV WtSLFDV GH FRUURVLyQ LQWHUQD GH WXERV GH DFHUR DO FDUERQR (O GLiPHWUR DSUR[LPDGR GHO RULร FLR HV GH PP

fin de conocer analรญticamente la corrosividad de un pozo representativo del campo. Se utilizรณ un software de predicciรณn de corrosiรณn basado en el modelo De Waard [1], que incorpora un primer mรณdulo en la predicciรณn de corrosiรณn de CO2 y un segundo mรณdulo para determinar las caracterรญsticas de flujo a lo largo del pozo. El mรณdulo de predicciรณn de corrosiรณn tiene en cuenta el efecto de la formaciรณn de un

depรณsito de carbonato de hierro, la capa de sulfato de corrosiรณn H2S y la emulsiรณn del agua, entre otros factores. Tambiรฉn permite evaluar el efecto de la composiciรณn de acero con respecto al contenido de Cr hasta 3%. Los datos que se muestran en la Tabla 1 se introdujeron en el software de predicciรณn de corrosiรณn para analizar el impacto de estas condiciones sobre los tubos. Estos corresponden a un

Figura 3: Procedimiento para SUHGHFLU HO GDxR SRU FRUURVLyQ GH & SDUD XQD FRPSRVLFLyQ GH DJXD GDGD SUHVLyQ SDUFLDO de CO2 y temperatura, referencia EFC [2]. 47

5HGXFFLyQ VLJQLร FDWLYD GH OD IUHFXHQFLD GH LQWHUYHQFLyQ GH SR]RV Autores: Karim Azar y Fabiรกn Benedetto, TENARIS

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COMPLETION DATA

PROUCTION DATA

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pozo que produce a partir de la formaciรณn mรกs corrosiva detectada en el campo. El material de tubo utilizado tรญpicamente en este campo fue acero al carbono de baja aleaciรณn que no contiene Cr. A fin de obtener una reducciรณn de la velocidad de corrosiรณn, se incluyeron dos materiales alternativos mejorados en el anรกlisis: L80 1 con 1% de contenido de Cr y un material propietario con un contenido de 3% de Cr. El material con mayor contenido de Cr se ha utilizado con una resistencia a la corrosiรณn mejorada en condiciones con contenido relativamente alto de agua y CO2 [3,4]. Ademรกs, dicho material ha mostrado mejores resultados en comparaciรณn con los aceros que contienen Cr mรกs bajo en aplicaciones similares [5,6,7,8].

)LJXUD 7DVD GH FRUURVLyQ D OR ODUJR GHO SR]R GH UHIHUHQFLD SDUD PDWHULDOHV WtSLFRV TXH QR contienen Cr y alternativas con 1% y 3% de contenido de Cr. 48

La Figura 4, muestra la tasa de corrosiรณn calculada a lo largo del pozo de referencia para los tres materiales. Es evidente que este pozo es altamente corrosivo con la mayor velocidad de corrosiรณn hacia 700 m de profundidad. Tomando ese punto como referencia, el uso de un acero que contiene Cr al 1% presenta una reducciรณn de la tasa de corrosiรณn de aproximadamente 3 veces respecto de la esperada en la opciรณn que no contiene Cr. Para el material que contiene 3% Cr, se observa una mayor reducciรณn de la velocidad de corrosiรณn. Se considera que el material con 3% de Cr es una opciรณn tรฉcnicamente viable; sin embargo, considerando que ya existรญa un sistema de inhibiciรณn de corrosiรณn en la mayorรญa de los pozos,

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se evaluĂł uno de los pozos con tendencia mĂĄs agresiva y el comportamiento de la tuberĂa con 1% Cr, en simultĂĄneo con el sistema de inhibiciĂłn de corrosiĂłn fue aceptable. Por lo tanto, la medida de mitigaciĂłn de corrosiĂłn seleccionada serĂa utilizar L80.1 con 1% Cr en combinaciĂłn con el sistema de inhibiciĂłn. El concepto detrĂĄs del uso de un material con 1% Cr mĂĄs un programa de inhibiciĂłn estĂĄ plenamente explicado en la literatura y se conoce que, cuando un sistema se intenta proteger de la corrosiĂłn mediante un programa de inhibiciĂłn, la velocidad de corrosiĂłn (o la tasa de pĂŠrdida de material) estĂĄ dada por la siguiente ecuaciĂłn:

Con lo cual, la estrategia detrĂĄs de esta decisiĂłn consistiĂł en tener un material de mayor resistencia a la corrosiĂłn por CO2 en el estado â&#x20AC;&#x153;libreâ&#x20AC;? para poder hacer frente de mejor forma a las condiciones del ambiente cuando el inhibidor no estĂŠ actuando, ya sea por falta de disponibilidad en soluciĂłn o bien por una cuestiĂłn de eficiencia. Esto se mide simplemente como un porcentaje del tiempo en el cual el sistema va a estar en servicio. Si tomamos como ejemplo el caso del pozo mostrado en la Figura 4, en donde un material sin adiciĂłn de Cr tiene una pĂŠrdida de material mĂĄxima de unos 8,0 mm/aĂąo, mientras que el material con 1% Cr para las mismas condiciones tiene una pĂŠrdida de espesor determinada en 2,5 mm/aĂąo, y hacemos los cĂĄlculos para una tuberĂa que asumimos estĂĄ protegida con un inhibidor de eficiencia 90% la cual va a estar disponible el 80% del tiempo en servicio del Tubing, vemos que, en un tiempo perĂodo considerado de 10 aĂąos, la pĂŠrdida total de espesor del material sin Cr es de: t Tiempo total = 10 aĂąos J 8 aĂąos inhibido + 2 aĂąos sin inhibir. t PĂŠrdida de espesor total = 8 aĂąos x 8,0 mm/aĂąo x (1-0,9) + 2 aĂąos x 8,0 mm/aĂąo = 6,4 mm + 16 mm.

t PĂŠrdida de espesor total = 22,4 mm. Mientras que haciendo el mismo razonamiento para el material con 1% Cr se tiene: t PĂŠrdida de espesor total = 8 aĂąos x 2,5 mm/aĂąo x (1-0,9) + 2 aĂąos x 2,5 mm/aĂąo = 2,0 mm + 5,0 mm. t PĂŠrdida de espesor total = 7,0 mm. Con lo cual, la combinaciĂłn de un programa de inhibiciĂłn con material altamente resistente al CO2 (sin ser una aleaciĂłn resistente a la corrosiĂłn o CRAs) se convierte en una alternativa tĂŠcnico-econĂłmica de excelentes resultados como se ha demostrado en estos campos. De igual manera se ejecutarĂan los puntos 3 y 4 mencionados anteriormente (ImplementaciĂłn y Monitoreo, asĂ como la revisiĂłn del desempeĂąo de la GestiĂłn de la CorrosiĂłn) con el propĂłsito de realizar un mapeo de corrosiĂłn y determinar el comportamiento del material. Siguiendo este programa de gestiĂłn fue factible determinar cuĂĄles serĂan los pozos problemas para la revisiĂłn del material a utilizar en los mismos. AnĂĄlisis de conexiones Las fallas por corrosiĂłn en el ĂĄrea interna de conexiĂłn fueron la causa mĂĄs comĂşn de fallas del Tubing de producciĂłn. Adicionalmente, esta zona es considerada preferencial para que se genere un proceso erosivo que desemboca finalmente en un washout o â&#x20AC;&#x153;lavadoâ&#x20AC;? de la conexiĂłn, por lo que este fenĂłmeno probablemente estĂĄ en combinaciĂłn con un mecanismo de corrosiĂłn por CO2. La conexiĂłn utilizada normalmente en este campo fue API EU (8RD), razĂłn por la cual se considera que dicho problema podrĂa minimizarse o reducirse en una buena proporciĂłn mediante el uso de una conexiĂłn con un perfil interno liso. En la Figura 5, se muestra la secciĂłn transversal de una conexiĂłn API EU (8RD) donde se observa que el perfil interno de dicha conexiĂłn tiene una discontinuidad llamada ĂĄrea â&#x20AC;&#x153;Jâ&#x20AC;? donde se produce turbulencia localizada a travĂŠs de

)LJXUD 6HFFLyQ WUDQVYHUVDO GH XQD FRQH[LyQ $3, (8 5'

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5HGXFFLyQ VLJQLĂ&#x20AC;FDWLYD GH OD IUHFXHQFLD GH LQWHUYHQFLyQ GH SR]RV Autores: Karim Azar y FabiĂĄn Benedetto, TENARIS

Figura 6. RepresentaciĂłn de la turbulencia generada en la discontinuidad interna de la conexiĂłn API EU

un efecto representado en la Figura 6. En la Figura 7, se muestra la secciĂłn transversal de una conexiĂłn Premium con perfil interno liso, mientras que la representaciĂłn del perfil de flujo obtenido con este tipo de producto se muestra en la Figura 8. Tal comportamiento de flujo se espera que minimice el tipo de fallas causadas por la turbulencia en la conexiĂłn, fundamentalmente por una menor afectaciĂłn de la pelĂcula de inhibiciĂłn que se forma mediante el programa de inyecciĂłn de agentes quĂmicos. Existen medidas complementarias relacionadas con la inhibiciĂłn de corrosiĂłn y los sistemas de anti-incrustante y anti-emulsiĂłn que se llevaron a cabo en paralelo en un programa mejorado de sustancias quĂmicas para pozos como parte de un sistema exitoso de gestiĂłn de pĂŠrdidas de producciĂłn.

RESULTADOS El uso de L80.1 con material de Cr al 1% en combinaciĂłn con una conexiĂłn Premium con

perfil interno liso se implementĂł en una gran proporciĂłn de los pozos nuevos y rehabilitados en el campo. Los resultados de tres pozos que habĂan fallado previamente por el lavado de la conexiĂłn se muestran en la Figura 9. El pozo â&#x20AC;&#x153;Aâ&#x20AC;? todavĂa estĂĄ operando y ha alcanzado una vida Ăştil de 1.590 dĂas, significativamente mĂĄs alta que el tiempo anterior de 249 dĂas, en el cual habĂa fallado. Los pozos â&#x20AC;&#x153;B y Dâ&#x20AC;? se recuperaron una vez que se alcanzĂł el lĂmite tĂŠcnico del equipo BES. La vida Ăştil en estos casos fue al menos 9 veces mayor que la sarta anterior. Con esta misma lĂłgica de anĂĄlisis, se dio seguimiento detallado a otros 50 pozos desde el momento en que se completaron las tuberĂas de terminaciĂłn. El tiempo de operaciĂłn correspondiente sin falla de corrosiĂłn al momento de esta evaluaciĂłn se muestra en la Figura 10. La vida Ăştil promedio alcanzada fue de 1,072 dĂas, alcanzando el objetivo establecido inicialmente de 900 a 1.000 dĂas de operaciĂłn sin problemas. Con esta nueva soluciĂłn combinada tambiĂŠn

Figura 7. SecciĂłn transversal de una conexiĂłn Premium

)LJXUD UHSUHVHQWDFLyQ GHO SHUĂ&#x20AC;O GH Ă XMR VREUH OD ORQJLWXG LQWHUQD GH OD VDUWD FRQ HO XVR GH XQD &RQH[LyQ 3UHPLXP FRQ SHUĂ&#x20AC;O LQWHUQR OLVR 50

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)LJXUD &RPSDUDFLyQ GHO WLHPSR KDVWD ODV IDOODV GH WUHV FDVRV GH WXEHUtD DQWHV \ GHVSXpV GH OD LPSOHPHQWDFLyQ GH PHGLGDV GH UHGXFFLyQ GH OD FRUURVLyQ

)LJXUD 3URPHGLR GH YLGD ~WLO GH SR]RV HQ HO FDPSR FRQ WXERV / FRQ GH &U \ FRQH[LyQ 3UHPLXP

Figura 11. Desempeรฑo Promedio de las conexiones Premium y API EU

se observรณ una reducciรณn de inversiรณn en OPEX, ya que la mayorรญa de las tuberรญas fueron reutilizadas despuรฉs de su extracciรณn del pozo (trabajos de Work Over).

&21&/86,21(6 < 5(&20(1'$&,21(6 Se aplicรณ una estrategia de control de la corrosiรณn como parte de un sistema de gestiรณn 51

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de pérdida de producción. Los mecanismos de daños por corrosión identificados fueron la corrosión por CO2 en el cuerpo de la tubería y la falla de conexión del tipo de washout o “lavado” debido a una combinación de turbulencia de flujo localizado y corrosión por CO2 asistida. El uso de una herramienta de predicción de corrosión basada en el modelo De Waard permitió evaluar comparativamente el uso de un material alternativo con un mayor contenido de Cr como una posible medida de mitigación de la corrosión para pozos nuevos y rehabilitados. Después de su implementación, los resultados de campo mostraron que el uso de este material mitigó considerablemente la velocidad de corrosión. El uso de una conexión de mejor performance en combinación con el acero con contenido de 1 % de Cr minimizó de manera efectiva la ocurrencia de casos de washout o “lavado” de conexiones, que fue la principal causa de falla de la tubería en el campo. La implementación de las medidas de mitigación de corrosión complementarias al sistema de inhibición de la corrosión existente permitió alcanzar el objetivo de vida útil entre 900 y 1,000 días que se basó en un límite técnico nominal de referencia del equipo BES. Un beneficio adicional obtenido fue la reducción de OPEX al aumentar la proporción de tubería reutilizable. Ciertamente el Tubing es un consumible, pero es importante extender su vida útil hasta el límite en el cual la intervención del pozo no se genere por una comunicación entre dicha tubería y el Casing. Las conexiones roscadas utilizadas para la terminación de los pozos usualmente deben soportar una cantidad importante de enrosques y desenrosques debido a los múltiples viajes realizados antes de dejar de forma permanente la columna de producción en el pozo. Las conexiones de Tubing API presentan limitaciones en este aspecto. Además, la reparación de las conexiones API EU es limitada. (condicionada por el upset o recalque). Si tomamos en cuenta que también poseen alta interferencia de rosca (la cual se necesita para poder garantizar un mínimo valor de sellabilidad) estamos hablando entonces de elevadas tensiones generadas durante su enrosque, lo que a su vez incrementa el desgaste de los filetes. Las conexiones API EU cuentan con 8 hilos por pulgada, en consecuencia, necesitan de una gran cantidad de vueltas para alcanzar su posición final. Por esta razón este tipo de conexión posee una resistencia limitada a los aprietes 52

múltiples, presentando tendencia al engrane entre los filetes. En cuanto a la estanqueidad, la conexión API EU presenta una tolerancia limitada a las presiones diferenciales. La misma no cuenta con un sello metal-metal y mantener hermeticidad es función directa de la cantidad de filetes engarzados de la conexión y del desempeño de la grasa. Debido a esto las prácticas de apriete en campo son la clave, así como el desempeño de la grasa a través del tiempo. El área o zona “J” es una discontinuidad interna que se presenta en cada una de las conexiones. Esta contribuye a la afectación del flujo mediante la generación de turbulencia. Adicionalmente, si se tiene un pozo con tortuosidad los fenómenos de corrosión, erosión, etc. recortan la vida útil de la columna y suelen generar el lavado de rosca y posterior desenchufe de la conexión. Se ha comprobado que los materiales de acero al carbono con adición de bajo porcentaje de cromo, acompañados con un proceso de inhibición química adecuado y monitoreo controlado, generan buenos resultados reduciendo los costos operacionales. En el caso de las conexiones API EU por el tema de la discontinuidad interna presente en todas las conexiones, la turbulencia del flujo allí generada afecta la acción del inhibidor, removiéndolo y evitando su protección sobre acero. En pozos con altos contenidos de corte de agua asociado a la producción (mayor al 50%) se favorece la presencia de la corrosión, pues esta suele agravarse cuando la producción se realiza a través de equipos de bombeo electro-sumergible los cuales aumentan la velocidad y flujo de extracción. Por ello la selección adecuada de materiales que resistan este proceso no puede estar desvinculado de las conexiones roscadas idóneas. En definitiva, el costo de inversión inicial de una tubería con conexión Premium frente a una tubería con conexión API estándar es mayor, pero existe un ahorro real que se cuantifica con la disminución de los costos operativos, como se muestra en la Figura 11.

5()(5(1&,$6 1. De Waard C. et al.: “Influence of liquid flow velocity on CO2 corrosion: a semi-empirical model”. CORROSION/95, Paper No 128 (NACE, 1995). 2. EFC 23 (1997), “CO2 Corrosion Control in Oil and Gas Production - Design Considerations” (The Institute of Materials). 3. Nice, P. I. & Ueda, M., “The Effect of Micros-

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tructure and Chromium Alloying Content to the Corrosion Resistance of Low-Alloy Steel Well Tubing in Seawater Injection Service”, CORROSION/98, Paper No 98003 (NACE, 1998). 4. Nice, P. I., et al., “The Development and Implementation of a New Alloyed Steel for Oil and Gas Production Wells”, CORROSION 2000, Paper No. 00154 (NACE International, 2000). 5. Pigliacampo, L., et al., “Window of Application and Operational Track Record of Low Carbon 3Cr Steel Tubular”, CORROSION 2006, Paper No. 06133 (NACE International, 2006).

6. Axelsen, S. B., et al., “Field Experience With use of 3%Cr Tubing Material”, CORROSION 2015, Paper No. 5741, (NACE International, 2015). 7. Kermani, B., et al., “Development of Superior Corrosion Resistance 3%Cr Steels for Downhole Applications”, CORROSION 2003, Paper No. 03116 (NACE International, 2003). 8. Kermani, B., Gonzales, J. C., Turconi, G. L., Perez, T. E., & Morales, C. (2004, January 1). In-Field Corrosion Performance Of 3%Cr Steels In Sweet And Sour Downhole Production And Water Injection. 04111 NACE Conference Paper. NACE International.

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