Edición No. 021 - JUNIO 2019
IS SN 1390 - 8 81 2
1 000 EJEMPLARES
PRODUCCIÓN Técnicas innovadoras a la medida en campos maduros: Fracking Rigless en Ecuador
TRANSPORTE Análisis de dimensionamiento de bombas para transporte de crudo parafínico empleando modelos no-newtonianos
PGE PETRĂ“LEO & GAS - No. 21 - Quito, Junio 2019
F
PRESENTACIĂ“N
Ing. Ernesto Grijalva H.
La REVISTA PGE PETRĂ“LEO&GAS en su ediciĂłn junio 2019, comparte con sus lectores artĂculos que contienen informaciĂłn de interĂŠs para la industria hidrocarburĂfera. AdemĂĄs reportes de torres de perforaciĂłn y estadĂsticas. En el ĂĄrea tĂŠcnica, se presenta un artĂculo acerca de los modelos sedimentarios para guiar la propuesta de tendencias de prospectos en la Cuenca Oriente como una revolucionaria estrategia de exploraciĂłn de petrĂłleo. En la secciĂłn de producciĂłn se expone el estudio: TĂŠcnicas innovadoras a la medida en campos maduros. La presente ediciĂłn tambiĂŠn presenta un estudio sobre los fundamentos de reformado catalĂtico para la producciĂłn de Naftas de Alto Octano, y el estudio cĂĄlculo de la vida Ăştil de las camisas de los cilindros de motor Wärtsila 12V32 LN. 3DUD Ă€QDOL]DU OD 5HYLVWD H[SRQH HO DUWtFXOR /D RSHUDFLyQ \ RSWLPL]DFLyQ GHO WUDQVSRUWH de crudo pesado a travĂŠs del oleoducto en el Bloque 16. Esperamos que esta nueva ediciĂłn, sea de su interĂŠs. 3
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 21 - Quito, Junio 2019
CONSEJO EDITORIAL Ing. Ernesto Grijalva Director Ejecutivo Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE)
CONTENIDO
6
Estadísticas AIHE
Evaluador Técnico Externo: Ing. José Luis Ziritt Coordinación: Mayra Revelo Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) Editor Responsable Sandra Mosquera, Globalcorp
12
Sustentabilidad en tiempos de cambios disruptivos Raúl Alfredo Dubié
Diseño Juan Centeno, Globalcorp Fotografías Wikipedia
15
Colaboradores: Raúl Alfredo Dubié, Lin Jincheng, Fausto Calderón, Ricardo Rodríguez, Andrés Miño Ron, Fabricio Bladimir Vega Álvarez, Galo Guanoluisa, Juan Pablo Pérez, Raúl Guaita, Jaime Taipe, Carlos Valencia, Andrés Esquivel y Esteban Miguel Pozo Prado. Nota Editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio. Impresión: Globalcorp Tiraje: 1000 Número: 021 - Junio 2019 Frecuencia: Trimestral Lugar de Edición: Quito - Ecuador ISSN: 1390 - 8812
Una revolucionaria estrategia de exploración de petróleo. Modelos sedimentarios para guiar la propuesta de tendencias de prospectos en la Cuenca Oriente, Ecuador Lin Jincheng
24
Técnicas innovadoras a la medida en campos maduros: Fracking Rigless en Ecuador Fausto Calderón y Ricardo Rodríguez
32
Fundamentos del reformado catalítico para la producción de Naftas de Alto Octano Andrés Miño Ron
Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com www.revistapetroleogas.com Globalcorp: dmosquera@globalcorpvirtual.com Teléf: (593-2) 259-8407 Celular: 099 5404195
REVISTA PGE PETRÓLEO&GAS, es una publicación trimestral de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador. Esta revista HVSHFLDOL]DGD HQ OD LQGXVWULD SHWUROHUD UH~QH artículos y estudios técnicos, reportes de torres de perforación e información de interés relacionada con el sector.
41
Cálculo de la vida útil de las camisas de los cilindros del motor Wärtsila 12V32 LN Fabricio Bladimir Vega Álvarez
44
2SHUDFLyQ \ RSWLPL]DFLyQ GHO WUDQVSRUWH GH FUXGR SHVDGR a través del Oleoducto en el Bloque 16 Galo Guanoluisa, Juan Pablo Pérez, Raúl Guaita, Jaime Taipe, Carlos Valencia y Andrés Esquivel
50
Análisis de dimensionamiento de bombas para transporte de crudo parafínico empleando modelos no-newtonianos Esteban Miguel Pozo Prado
Revise la edición en su tablet o smartphone escaneando el código QR
4
CONTACTO Av. De los Shyris E9-38 y Bélgica. Edificio Shyris Century, piso 9 (593 2) 3800 980 ccdc@ccdc-ec.com
EL SERVICIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN DE CCDC AL SERVICIO DE LA INDUSTRIA PETROLERA ECUATORIANA
C
NPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited – CCDC – en febrero del 2014 incorporó su nueva línea de Servicio, decisión que se basó en la visualización del negocio, en la organización logística y técnica, en la infraestructura, y de sobremanera en el desarrollo tecnológico y técnico de los productos y sistemas, los cuales fueron desarrollados en el Centro de Investigación de CNPC en China. Su eficacia ha permitido que los productos puedan ser utilizados para todo tipo de pozo y de reservorios. El Servicio ha venido obteniendo en su haber incontables aciertos y reconocimientos internacionales; en Ecuador, se abrió paso a la oportunidad brindada en su tiempo por OPERACIONES RÍO NAPO, quienes creyeron y dieron la apertura al Servicio de CCDC en el Campo Sacha, el mismo que se desempeñó con gran éxito en la perforación de 15 pozos entre verticales y direccionales con los taladros CCDC-28, Hilong-7 y PDV-79. Gracias a los resultados y eficiencia alcanzados en el Campo Sacha, al Servicio de Fluidos de CCDC se le da la oportunidad para replicar dichos aciertos en los Bloques de la Compañía PETROORIENTAL y ANDES PETROLEUM; de inicio en el taladro CCDC 37 se prestó el Servicio en el Bloque Sur y posteriormente en el taladro CCDC 25, en el Campo Tarapoa. PAM SACHA, 26
55%
PAM TAMBOCOCHA, 47
29%
45%
PAM TAMBOCOCHA, 24
55%
PAM TAMBOCOCHA ANDES PETROLEUM
Pozos Horizontales
El Servicio de Fluidos de Perforación y Completación de CCDC, ha formado parte en diferentes proyectos de servicios, alcanzando hasta el momento su participación en un total de 164 pozos perforados. Recursos Son varios los aspectos que han conjugado y han permitido alcanzar el éxito en el Servicio de Fluidos de Perforación durante este corto periodo de tiempo, entre los cuales se puede mencionar: 1. Gerenciamiento por parte de profesionales chinos, con la introducción de nuevas tecnologías y apertura para nuevas prácticas y manejo del fluido. 2. Adecuada coordinación con el Cliente, en Oficinas y Campo.
16% ANDES PETROLEUM, 91
ANDES PETROLEUM, 20
PAM SACHA
3. Personal con experiencia en el área y con apertura para manejo del fluido de una manera diferente a la que se llevaba históricamente.
PAM TAMBOCOCHA
4. Adecuada infraestructura.
ANDES PETROLEUM
5. Laboratorio de Fluidos de Perforación en Quito con equipamiento de última tecnología y próximamente con equipo de retorno de permeabilidad, que será el primer equipo de este tipo en el país con el que pueda contar una empresa de servicios.
Pozos perforados por Operadora
Los resultados alcanzados por CCDC llegaron a ser superiores a los obtenidos durante años anteriores en los mismos campos y con los mismos pozos tipo, esto en conjunto con el resto de servicios y bajo el gerenciamiento de ANDES PETROLEUM, se reflejaron en varios records en la perforación en todos los pozos verticales, direccionales de bajo ángulo, direccionales de alto ángulo y horizontales. La aplicación de nuevos conceptos y el manejo de sistemas de fluidos, han permitido dar como resultado excelentes prácticas que finalmente se miden con la reducción de tiempos de perforación. A la presente fecha se han perforado 91 pozos. Con el devenir del tiempo, el Servicio de Fluidos de CCDC se ha posicionado como un servicio de alto performance, prueba de ello, es la presencia del mismo en el proyecto emblemático para el estado ecuatoriano Bloque 43 – Tambococha, considerado así por constituirse un reto tanto en el aspecto técnico como en lo ambiental, al momento se han acumulado en dicho campo un total de 48 pozos intervenidos. En el campo Sacha y esta vez de la mano de CCDC quien ejecutó el Servicio Integrado para la Campaña de Perforación de tres pozos direccionales y ocho re-entries para PETROAMAZONAS EP, se entregó en mayo del 2019 dichos pozos con resultados satisfactorios en producción y con un excelente desempeño junto con los taladros CCDC 28 y CCDC 39.
6. Bodega en la Base Lago Agrio con stock suficiente para mantener el servicio en 8 taladros. 7. CCDC Fluidos utiliza en todos los rigs y en oficinas Quito para la coordinación, softwares de la empresa PEGASSUS VERTEX, tanto para reportes de fluidos MUD PRO, hidráulica HYD PRO y diseño y distribución de materiales sellantes BRIDGE PRO. Nueva Tecnología Fluidos de Perforación y Completación de CCDC, está implementando el uso de resina con el fin de brindar mayor estabilidad al hoyo para las secciones donde se perfora paquetes de carbón y/o lutita. Formulaciones para zonas productoras con la selección adecuada de materiales de sello minimizando el daño de formación. Aplicación del rompedor de revoque retardado para remoción de revoque principalmente en secciones horizontales, que dependiendo del caso puede ser utilizado en pozos direccionales y verticales, además de otras aplicaciones y como una opción para la liberación en casos de pega diferencial. Personal El Servicio de Fluidos de CCDC en Ecuador, ha reunido a un grupo de profesionales ecuatorianos con amplia experiencia, lo cual ha permitido entregar un trabajo de alta calidad y con excelentes rendimientos, además de permitir la constante mejora y crecimiento del Servicio.
PGE PETRร LEO & GAS - No. 21 - Quito, Junio 2019
REPORTES
I
Torres de perforaciรณn en operaciรณn en el Ecuador Junio 03, 2019 OPERADOR
POZO
CONTRATISTA
RIG
TIPO DE EQUIPO
COMENTARIOS
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
JOHANNA ESTE 55RE
CCDC
CCDC 025
ZJ70DB (2000 HP)
PREPARRING EQUIPMENT FOR RIG SKIDDING FROM CELLAR 5 TO 6
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
MARIANN 56
HILONG
HL-7
ZJ70D 2000 HP
RUNNING 13 3/8" CASING
PETROORIENTAL S.A.
HORMIGUERO SUR 14
CCDC
CCDC 037
2000 HP
COMPLETION
CONSORCIO PETROLERO PALANDA-YUCA SUR
SAMI 3D
HILONG
HL-15
ZJ70D 2000 HP
COMPLETION
ENAP SIPEC
MDC 39H
TUSCANY DRILLING
117
HELI RIG 200O HP
DRILLING 16" HOLE SECTION
ORION ENERGY
RON 6 RE
TUSCANY DRILLING
119
DSI CANTILEVER TYPE 2000 HP
COMPLETION
PACIFPETROL (GRUPO PETROGAS)
MORRILLO 17
TRIBOILGAS
202
SERVICE KING 1000 HP
DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION
EP PETROAMAZONAS
TMBB 046H
CCDC
CCDC 036
BAOJI 2000 HP
SKIDDING
EP PETROAMAZONAS
TMBE 048H
CCDC
CCDC 066
2000 HP
LOGGING
EP PETROAMAZONAS1
CLBC 041H
SLR
SLR - 401
MAVERICK T 1000 (2000 HP)
PREPARRING DRILL PIPE STANDS
EP PETROAMAZONAS2
LGAJ 064
PETREX
20
HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP
RIGGING UP
EP PETROAMAZONAS3
PRHG 023
CCDC
CCDC 069
2000 HP
COMPLETION : RIH ESP WITH "Y" TOOL
EP PETROAMAZONAS4
ARMB 012I
SINOPEC
127
ZJ70D - 2000 HP
DRILLING
EP PETROAMAZONAS5
YRCA 013
SINOPEC
168
ZJ70DB - 2000 HP
COMPLETION
EP PETROAMAZONAS5
OSO A151
SINOPEC
185
2000 HP
DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION
3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD 6+$<$ (&8$'25 6 $ ร UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV 3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR ,*$32 ร UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV FRQWUDWR GH FDPSRV 0DGXURV 3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &13& ร UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV &DPSRV 0HQRUHV 3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD (&8$6(592,/ ร UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV 3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR :$<5$ (1(5*< ร UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV &DPSRV 0HQRUHV
Torres de perforaciรณn en stand by en el Ecuador Junio 03, 2019 CONTRATISTA
RIG
COMENTARIOS
CCDC 028
200O HP
CCDC
CCDC 038
CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)
LAGO AGRIO BASE
CCDC
CCDC 039
1600 HP
LAGO AGRIO BASE
EQUIPENINSULA
EQP 100
HEARTLAND RIG INTERNATIONAL (HRI) 850 HP
ANCON BASE. PACIFPETROL (SINERGY GROUP)
NABORS DRILLING SERVICES
794
PYRAMID 2000HP
SHUSHUFINDI BASE
PETREX
3
2000 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
PETREX
5824
NATIONAL 1320 (HELI RIG)
COCA BASE
PETREX
5899
2000 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
SINOPEC
119
ZJ70/4500D - 2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
128
ZJ70D - 2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
129
ZJ70D - 2000 HP
OSO A PAD
SINOPEC
156
ZJ70/4500D 2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
168
ZJ70DB - 2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
169
ZJ70DB - 2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
183
ZJ70DB - 2000 HP
LIMONCOCHA "G" PAD. STACKED. WAITING EVALUATIONS
SINOPEC
185
ZJ70DBS - 2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
188
ZJ50D - 1500 HP
COCA BASE
SINOPEC
191
ZJ70D/4500D50 - 2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
219
ZJ70DB - 2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
220
ZJ70/4500D92 - 2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
248
ZJ70DB - 2000 HP
COCA BASE
Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com 6
TIPO DE EQUIPO
CCDC
COCA BASE
PGE PETRÃ&#x201C;LEO & GAS - No. 21 - Quito, Junio 2019
REPORTES
I
Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador Junio 03, 2019
OPERADOR
POZO
CONTRATISTA
RIG No.
TIPO DE EQUIPO
COMENTARIOS
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
JOHANNA ESTE 50H
HILONG
HL-3
DFXK JC11/21 650HP
W.O.
PETROORIENTAL S.A.
KUPI 8
CCDC
51
650 HP
W.O.
ENAP SIPEC
MDC 33
ORIENDRILL S.A.
901
LOADCRAFT 650
W.O.
PETROBELL (GRUPO PETROGAS)
TIGÃ&#x153;INO 22
CCDC
40
650 HP
W.O.
REPSOL
AMO B2
SINOPEC
908
XJ 650 - 650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SCHAI 411
CCDC
52
650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
DRRB 037
FAST DRILLING
FD 11
XJ 650 (700 HP)
W.O.
EP PETROAMAZONAS
TPTC 016
HILONG
HL- 28
DFXK JC11/21 650HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SCHA 423
TRIBOILGAS
101
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SCHAO 433
TRIBOILGAS
102
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
COCA K024
TRIBOILGAS
103
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
PYMM 030
TRIBOILGAS
104
LOADCRAFT 550
W.O.
EP PETROAMAZONAS
CYBK 24
TRIBOILGAS
106
SERVICES KING 550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
TETETE 07
TRIBOILGAS
107
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SHSB 246
TRIBOILGAS
201
DRILLING SERVICE KING 1000HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
GNT 032
TRIBOILGAS
203
SERVICE KING 1000 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
LMND 013
TRIBOILGAS
204
SERVICE KING 1000 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
SHS 95
DYGOIL
20
FRANKS 600
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
SHS 036
DYGOIL
30
CAMERON 600
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
SHSH 202
CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERATED BY SLR)
CSSFD 001
KING SERVICES 750HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
SHSF141
GEOPETSA
3
WILSON 42B 500
W.O.
EP PETROAMAZONAS2
ATACAPI 17
TUSCANY DRILLING
104
CARE 550 HP
W.O.
EP
PETROAMAZONAS2
SECOYA 44
TUSCANY DRILLING
105
CARE 650 HP
W.O.
EP
PETROAMAZONAS3
ACAE 207
GEOPETSA
6
ZPEC 650
W.O.
EP PETROAMAZONAS3
ACSA 005
SLR
SLR 47
WILSON 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS3
ACAJ 200
SLR
SLR 55
WILSON MOGUL 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS3
YLBA 016
SLR
SLR 56
WILSON MOGUL 42B
W.O.
PETROAMAZONAS3
ACAI 205
TUSCANY DRILLING
111
CARE 665 HP
W.O.
VHR 13
GEOPETSA
5
LTO-550-VIN-26606
W.O.
LMNG 063
SINOPEC
907
XJ 550 - 550 HP
W.O.
EDYD 088 R1
SINOPEC
932
XJ 650 - 650 HP
W.O.
EP
EP PETROAMAZONAS4 EP
PETROAMAZONAS5
EP PETROAMAZONAS6
3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR 6KXVKXÃ&#x20AC;QGL Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV FRQWUDWR GH &DPSRV 0DGXURV
3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR 3DUGDOLV Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV FRQWUDWR GH &DPSRV 0DGXURV
3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD 6+$<$ (&8$'25 6 $ Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV 3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR ,*$32 Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV FRQWUDWR GH FDPSRV 0DGXURV
3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR 3$f$785, Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV &RQWUDWR GH FDPSRV 0DGXURV
3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR .$0$1$ Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV FRQWUDWR GH &DPSRV 0DGXURV
7
PGE PETRÃ&#x201C;LEO & GAS - No. 21 - Quito, Junio 2019
REPORTES
I
Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador Junio 03, 2019 CONTRATISTA
RIG No.
STACKED
AGIP OIL ECUADOR
AOE 1
OIME 750SL
STBY. VILLANO "A" PAD
AGIP OIL ECUADOR
AOE 2
OIME 500
STBY. VILLANO "B" PAD
CCDC
CCDC 40
650 HP
LAGO AGRIO BASE
CCDC
CCDC 41
XJ550 - 650 HP
LAGO AGRIO BASE
CCDC
CCDC 42
XJ550 - 650 HP
STDBY, PAD "C" PARAHUACU
ESPINEL & ASOCIADOS
EZ -12
XJ 650
SACHA BASE
GEOPETSA
4
UPET 550 HP
COCA BASE
HILONG
HL - 18
DFXK JC11/21 650HP
COCA BASE
LOXODONTA
ELEFANTE AZUL 01
CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY)
COCA BASE
NABORS DRILLING SERVICES
814
IRI 1287W / FRANKS 500
SHUSHUFINDI BASE
NABORS DRILLING SERVICES
815
IRI 2042 / FRANKS 600
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 32
WILSON MOGUL 42B
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 34
WILSON 42B
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 53
WILSON MOGUL 42B
SHUSHUFINDI BASE
SINOPEC
903
XJ 650 - 650 HP
COCA BASE
SINOPEC
904
ZJ30 - 750 HP
COCA BASE
SINOPEC
905
ZJ30 - 750 HP
COCA BASE
TRIBOILGAS
5
LTO-550-VIN-26606
COCA BASE
TRIBOILGAS
6
COOPER 550
COCA BASE
TRIBOILGAS
7
WILSON 42 B
COCA BASE
TRIBOILGAS
8
COOPER 550DD
COCA BASE
TRIBOILGAS
105
CROWN 550 HP
COCA BASE
TRIBOILGAS
205
SERVICE KING 1000 HP
TAMBILLO (QUITO)
TRIBOILGAS
206
SERVICE KING 775 HP
TAMBILLO (QUITO)
Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com
8
TIPO DE EQUIPO
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 21 - Quito, Junio 2019
ESTADÍSTICAS
I
PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006 - 2019 (Dólares por barril)
Fuente: EP Petroecuador y EIA Energy Information Administration
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS MAYO 2017 - MAYO 2019 (BPPD)
)XHQWH $JHQFLD GH 5HJXODFLyQ \ &RQWURO +LGURFDUEXUtIHUR (ODERUDFLyQ $,+(
9
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 21 - Quito, Junio 2019
ESTADÍSTICAS
I
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.
AGIP OIL ECUADOR B V.
CAMPO PUMA S. A. (CONSORCIO PEGASO)
GENTE OIL ECUADOR PTE. LTD.
ORION ENERGY OCANOPB S. A.
ORIONOIL ER S.A.
CONSORCIO PALANDA - YUCA SUR
)XHQWH $JHQFLD GH 5HJXODFLyQ \ &RQWURO +LGURFDUEXUtIHUR (ODERUDFLyQ $,+( 10
PGE PETRÓLEO & GAS - No. 21 - Quito, Junio 2019
ESTADÍSTICAS
I
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA
PACIFPETROL
PETROBELL INC.
PETROORIENTAL S. A. (BLOQUE 14 Y 17)
REPSOL - BLOQUE 16 Y 67 (TIVACUNO)
ENAP SIPETROL S. A. - ENAP SIPEC
TECPETROL
)XHQWH $JHQFLD GH 5HJXODFLyQ \ &RQWURO +LGURFDUEXUtIHUR (ODERUDFLyQ $,+( 11
PGE PETRĂ&#x201C;LEO & GAS - No. 21 - Quito, Junio 2019
Sustentabilidad en tiempos de cambios disruptivos Autor: RaĂşl Alfredo DubiĂŠ
F
Sustentabilidad en tiempos de cambios disruptivos Autor: RaĂşl Alfredo DubiĂŠ Las especies que sobreviven, no son las mĂĄs fuertes, ni las mĂĄs rĂĄpidas, ni las mĂĄs inteligentes; sino aquellas que se adaptan mejor al cambio. En la lucha por la supervivencia, los mĂĄs aptos ganan a expensas de sus rivales, porque consiguen adaptarse mejor a su entorno. Charles Darwin Fecha recepciĂłn: 02 de abril de 2019 Fecha aprobaciĂłn: 06 de junio de 2019 Palabras clave: RevoluciĂłn digital, cambios culturales, cambios tecnolĂłgicos, hipertransparencia, cultura de integridad internalizada. Key words: Digital revolution, cultural changes, technological changes, hyper-transparency, culture of embedded integrity. RaĂşl Alfredo DubiĂŠ, es ingeniero industrial, por la Universidad Nacional GHO 6XU (VSHFLDOL]DGR HQ ExplotaciĂłn de Campos de PetrĂłleo y Gas, por la Universidad de Buenos Aires. Desde inicio del DxR D Ă&#x20AC;QDOHV GHO aĂąo 2015; con residencia en Ecuador, se desempeùó como CEO para el Grupo Synergy en las compaĂąĂas Petrobell y Pacifpetrol. Durante esta etapa, desarrollĂł e implementĂł, un Modelo de GestiĂłn que denominĂł ´&XOWXUD GH /LGHUD]JRÂľ \ que bien describe en su OLEUR ´/tGHUHV 9DOLHQWHVÂľ
RESUMEN La humanidad estĂĄ atravesando la cuarta revoluciĂłn industrial â&#x20AC;&#x201D;tambiĂŠn conocida como revoluciĂłn digitalâ&#x20AC;&#x201D;, una transformaciĂłn radical de carĂĄcter tecnolĂłgico que estĂĄ alterando nuestras vidas. Paralelamente, se perciben cambios culturales a partir del derrumbe de empresas y gobiernos envueltos en temas de corrupciĂłn. Hoy en dĂa, en las organizaciones se apunta a la hipertransparencia, dadas las demandas cada vez mĂĄs exigentes de sus grupos de interĂŠs. Las organizaciones que pretendan asegurar un rendimiento financiero superior de mediano y largo plazo deberĂĄn contar con una cultura de integridad internalizada por toda la organizaciĂłn.
ABSTRACT Humanity is going through the fourth industrial revolution - also known as the digital revolution - a radical technological transformation that is altering our lives. At the same time, cultural changes are perceived from the collapse of companies and governments involved in corruption issues. Nowadays, organizations are aiming at hyper-transparency, given the ever increasing demands of their interest groups. Organizations that aim to ensure superior financial performance in the medium and long term should have a culture of embedded integrity throughout the organization. La humanidad estĂĄ atravesando la cuarta revoluciĂłn industrial â&#x20AC;&#x201D;tambiĂŠn conocida como revoluciĂłn digitalâ&#x20AC;&#x201D;, una transformaciĂłn radical de carĂĄcter tecnolĂłgico que estĂĄ alterando nuestras vidas. Los cambios se suceden como nunca antes y en forma simultĂĄnea: Big Data, nube, impresoras 3d, robotizaciĂłn e inteligencia artificial, neurociencias, biotecnologĂa, nanotecnologĂa, blockchain, realidad virtual, entre otros.
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Paralelamente, se perciben cambios culturales a partir del derrumbe de empresas y gobiernos envueltos en temas de corrupciĂłn. Hoy en dĂa, en las organizaciones se apunta a la hipertransparencia, dadas las demandas cada vez mĂĄs exigentes de sus grupos de interĂŠs. Ante este escenario, el cambio ya no consiste simplemente en adaptarse, sino que requiere una transformaciĂłn con sentido. La tecnologĂa impacta en los modelos de negocios y, en definitiva, en la forma en que se trabaja en las organizaciones. Por otro lado, el perfil de la fuerza laboral estĂĄ cambiando. Se ha creado una brecha que hoy parece insalvable entre la oferta y la demanda de los perfiles requeridos en ĂĄreas de la nueva tecnologĂa. El ritmo de desarrollo tecnolĂłgico es tan vertiginoso que el mercado va por delante de los programas de capacitaciĂłn de las universidades y de empresas. Por otro lado, las personas buscan que el propĂłsito personal estĂŠ alineado con el propĂłsito organizacional. Y los roles de los individuos en las organizaciones tambiĂŠn estĂĄn cambiando. Se esperan competencias mĂĄs complejas requeridas por el mundo digital con una fuerte base en ciencias como matemĂĄticas, fĂsica y quĂmica, en definitiva, ingenierĂas y tecnologĂa. TambiĂŠn, mĂĄs que nunca, se requerirĂĄn competencias relacionadas con el pensamiento crĂtico, la creatividad, la inteligencia emocional y la flexibilidad cognitiva. Los valores de las personas tendrĂĄn mucho peso; ya no importarĂĄ tanto quĂŠ se ha hecho, sino cĂłmo se lo ha hecho. Podemos decir que esta transformaciĂłn, que afecta tanto a las empresas como a la gente, estĂĄ reconfigurando la vida y el trabajo. En tal sentido, tanto las empresas como los trabajadores deben adaptarse para sobrevivir y prosperar. ÂżQuĂŠ pueden hacer las organizaciones para transformarse y adaptarse a este nuevo contexto? Para hacer frente a los cambios
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tecnológicos, es importante generar capacidad organizativa de aprendizaje permanente, identificando necesidades futuras, tanto en competencias duras como blandas y contar con Recursos Humanos como constructores de puentes entre estas. Muchos nuevos conocimientos comienzan a ser básicos y excluyentes para desarrollarse en nuevas profesiones. Profesiones que también están cambiando ante el impacto de la digitalización y la tecnología, ocasionando que la vida media de las habilidades, hoy no superen los cinco años. En paralelo, nuevas formas de adquirir conocimientos desafían los sistemas educativos tradicionales y el aprendizaje permanente surge como respuesta a la incertidumbre sobre las competencias y las habilidades que demandarán los trabajos del futuro. La guerra de talentos va a ser cada vez más intensa. Y la van a ganar las empresas que estén más atentas al desarrollo integral de los individuos, las que despierten ganas, pasiones y alegría, las que nos hagan sentir felices y orgullosos de ser parte. Las organizaciones que pretendan asegurar un rendimiento financiero superior de mediano y largo plazo deberán contar con una cultura de integridad internalizada por toda la organización. La contribución del gobierno corporativo es crucial, ya que de existir deficiencias allí,
seguramente estas tengan repercusiones negativas en la parte ambiental, social y reputacional. Se requerirán procesos de cambios profundos en las organizaciones y los individuos, especialmente los que ejercen los cargos de poder, deberán estar dispuestos a transformarse junto con ellas y soportar los sinsabores del proceso de cambio. El rol del líder es indelegable, como lo es también su propia transformación. Para que el cambio eche raíces y se transforme en cultura, el involucramiento del líder es fundamental. Las personas estarán más dispuestas al esfuerzo del cambio si perciben que sus líderes se hacen cargo de la parte que les toca y están dispuestos a transformarse a sí mismos para lograr una mejora para todos. En base a la experiencia personal, si estamos decididos y dispuestos a encarar procesos de cambios, sean estos tecnológicos o de comportamientos, deberemos tener en cuenta lo siguiente: En cualquier proceso de transformación se necesita del compromiso total del CEO y su equipo gerencial. El CEO debe declarar en forma explícita al gerente de RH como su socio estratégico y el gerente de RH debe declarar al CEO como su principal cliente. Ninguno por su cuenta puede llevar adelante un proceso de transformación exitoso en la organización.
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Una revolucionaria estrategia de exploración de petróleo. Modelos sedimentarios para guiar la propuesta de tendencias de prospectos en la Cuenca Oriente, Ecuador. Autor: Lin Jincheng - Andes Petroleum Ecuador Ltd.
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Una revolucionaria estrategia de exploración de petróleo. Modelos sedimentarios para guiar la propuesta de tendencias de prospectos en la Cuenca Oriente, Ecuador. Autor: Lin Jincheng - Andes Petroleum Ecuador Ltd. Basado en la teoría geológica tradicional de formación de trampas estructurales, la exploración de petróleo en la cuenca oriente de Ecuador logró un gran éxito y se ha convertido en la principal cuenca productora de petróleo en América del Sur. Muchos campos importantes están claramente controlados por desplazamientos de falla norte-sur y las trampas anticlinales se encuentran asociadas con las fallas. Después de 50 años de exploración y desarrollo, está claro que se han descubierto los prospectos estructurales más significativos y los futuros descubrimientos de esta clase son poco probables a pesar de los avances en tecnología sísmica. Cómo revitalizar la actividad de exploración en la cuenca oriente, es un tema fundamental. Tras 12 años de experiencia en la práctica de exploración y desarrollo, Andes Petroleum Ecuador Ltd. brinda una solución revolucionaria basada en modelos sedimentarios para impulsar la propuesta de tendencias en la cuenca oriente. Según estas teorías geológicas, Andes Petroleum Ecuador Ltd. mantiene una actividad de exploración y descubrimiento de gran escala que ha contribuido sustancialmente a la eficiencia operativa de la empresa. Cambió significativamente las características de distribución plana de los reservorios regionales; el reservorio M1 se produce en dirección noroeste-sureste y el reservorio U y T en dirección noreste-suroeste. En la cuenca oriente, esta teoría relaciona los modelos sedimentarios y el control de trampas estratigráficas que difieren de los controles estructurales puros y podría revolucionar la exploración futura. En cierto sentido, el contenido de este artículo se puede considerar como una técnica EOR de escala regional generalizada.
SUMMARY Based on the traditional geological theory of the formation of the structural trap, oil exploration in the Oriente Basin of Ecuador has
achieved a great success and has become the main oil-producing basin in South America. Many of the large fields are clearly controlled by North-South fault displacements, and anticline traps are associated with failures. After 50 years of exploration and development, the most significant structural prospects have been discovered and future discoveries are unlikely despite advances in seismic technology. How to revitalize exploration activity in the Oriente basin is a fundamental issue. After 12 years of experience in exploration and development practice, Andes Petroleum Ecuador Ltd. provides a revolutionary solution, based on sedimentary models to promote the proposal trends in the Oriente basin. According to these geological theories, Andes Petroleum Ecuador Ltd. has maintained a large-scale exploration and discovery activity that has contributed significantly to the company´s operational efficiency. And it significantly changed the flat distribution characteristics of the regional reservoirs, the M1 Reservoir is produced in the Northwest-Southeast direction, the U and T reservoir is produced in the Northeast-Southwest direction. In the Oriente basin, this guiding theory relates the sedimentary models and the control of stratigraphic traps, which differ from pure structural controls and could revolutionize future exploration. In a sense, this article can be considered as an EOR technique of generalized regional scale.
Fecha recepción: 27 de mayo de 2019 Fecha aprobación: 07 de junio de 2019 Palabras Clave: Cuenca Oriente, trampas estratigráficas, modelos estratigráficos, geología, exploración. Key words: Oriente basin, Stratigraphic traps, Stratigraphic models, Geology, Exploration. Lin Jincheng, Ingeniero en Geofísica y PHD en Geología con aproximadamente 30 años de experiencia en la industria petrolera y alrededor de 10 años trabajando en Andes Petroleum Ecuador Ltd., primero como Geofísico Senior y actualmente como Asesor Geofísico de Exploración. Su trabajo principal es la elaboración de la Interpretación Sísmica de los Volúmenes en 3D y 2D, deÀQLU SURVSHFWRV SRWHQFLDOHV y recomendar ubicaciones GH SR]RV GH ([SORUDFLyQ y Desarrollo en todos los Bloques operados por Andes Petroleum Ecuador Ltd. y PetroOriental S.A.
EXPLORACIÓN
RESUMEN
ASENTAMIENTO GEOLÓGICO REGIONAL DEL RESERVORIO E HISTORIA DE LA EXPLORACIÓN La cuenca oriente comprende un área de aproximadamente 100.000 kilómetros cuadrados y es una de las cuencas petroleras más prolíficas en América del Sur (gráfico 1). La exploración petrolera comenzó en 1921 y después de casi cien años de exploración y desarrollo, 15
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la acumulación y controles de distribución del reservorio de petróleo para campos estructurales convencionales se entienden relativamente bien. La producción de petróleo en la cuenca oriente proviene del reservorio de areniscas cretácicas de las formaciones Hollín y Napo. Muchos de los grandes campos están claramente controlados por desplazamientos de falla en la dirección norte-sur y por trampas anticlinales asociadas con las fallas. En relación a lo expuesto, la compañía francesa Beicip llevó a cabo una evaluación geológica del área y dividió la cuenca en seis tendencias favorables controladas tectónicamente, con acumulaciones de hidrocarburos que están orientadas hacia el norte (gráfico 2). En función de la teoría de formación de trampas estructurales se hicieron descubrimientos iniciales de petróleo entre 1964 y 1972, en este período se descubrieron varios yacimientos petrolíferos gigantes controlados estructuralmente con respecto a antiguas técnicas de exploración sísmica 2D. Estos yacimientos incluían los
grandes campos de Shushufindi, Sacha, Auca y Lago Agrio, etc., que aún cuentan con una importante producción petrolífera. Durante 1972-1992, se aplicó en mayor medida tecnología de exploración sísmica más avanzada y se encontraron grandes descubrimientos litológicos-estructurales como Fanny y Libertador. Con la llegada de la sísmica 3D, se han hecho descubrimientos litológicos-estructurales más sutiles en áreas maduras. A partir de 1992 los descubrimientos petrolíferos más importantes efectuados en la cuenca oriente se basaron en mantener constante la situación madura y algunos pequeños descubrimientos de yacimientos gracias a la guía de la teoría geológica de formación de trampas estructurales. Actualmente, parece claro que se han descubierto la mayoría de los prospectos estructurales. Los futuros descubrimientos importantes deberían ser guiados por una nueva teoría geológica y no únicamente por avances en la tecnología sísmica (gráfico 3).
EXPLORACIÓN
*UiÀFR 0DSD GH %ORTXHV \ &DPSRV GH OD &XHQFD 2ULHQWH
*UiÀFR 3URVSHFWRV GH 7HQGHQFLDV GH +LGURFDUEXURV HQ OD &XHQFD 2ULHQWH %HLFLS 16
Una revolucionaria estrategia de exploración de petróleo. Modelos sedimentarios para guiar la propuesta de tendencias de prospectos en la Cuenca Oriente, Ecuador. Autor: Lin Jincheng - Andes Petroleum Ecuador Ltd.
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*UiÀFR +LVWRULD GH ([SORUDFLyQ 3HWUROHUD HQ OD &XHQFD 2ULHQWH
LA IMPORTANCIA DE UNA ACTIVIDAD CONTINUA Y ESTRATEGIA DE EXPLORACIÓN
EXPLORACIÓN
Cómo revitalizar la actividad de exploración en la cuenca oriente es un tema muy significativo. Incluso, sólo en los 12 años de historia (gráfico 4), la participación de Andes Petroleum Ecuador Ltd. en actividades de exploración y desarrollo de la cuenca oriente ha llevado a cabo exploraciones útiles, logrando prácticas exitosas. Sin embargo, Andes Petroleum Ecuador Ltd., apoyado en innovación, mejoramiento continuo y aplicación de los modelos de acumulación, ha logrado mantener exploraciones y descubrimientos de escala comercial. El éxito de exploración requiere unificar tecnología sísmica avanzada con nuevas teorías de exploración basadas en la interpretación geológica de los reservorios prospectivos y en la búsqueda de acumulaciones complejas, litológicas y estratigráficamente controladas, en lugar de
yacimientos petrolíferos que solo son controlados estructuralmente. De 2006 a 2010, Andes Petroleum Ecuador Ltd. inició su participación en actividades de exploración y desarrollo de la cuenca oriente, gradualmente aprendiendo y acumulando experiencia en estos ítems. En 2011, bajo el nuevo contrato de servicios, según la teoría de trampas estructurales de baja amplitud en el Bloque Tarapoa, se descubrieron los campos Esperanza y Colibrí al explorar en dirección ascendente a la pendiente de los yacimientos productivos existentes. En 2012, en función del entendimiento de control litológico y tectónico de acumulación de hidrocarburos y mediante el estudio de distribución transversal axial de los cuerpos de arena sedimentarios de tendencia este-oeste y tendencia axial estructural norte-sur, se descubrió el campo Tapir Norte (Bloque 17, dirección descendente) siguiendo la pendiente del yacimiento
*UiÀFR $FWLYLGDG \ HVWUDWHJLD GH H[SORUDFLyQ GH $QGHV 3HWUROHXP (FXDGRU /WG 17
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reservas recientemente descubiertas han sido rápidamente transformadas para la producción y actualmente el campo Johanna Este, con más de 10.000 barriles por día, es el yacimiento más productivo en las operaciones de Andes Petroleum Ecuador Ltd. En 2017, la aplicación innovadora de la teoría de control de facies sedimentarias motivó la exploración del lado bajo de la falla Fanny y del área de producción histórica de petróleo, lo cual generó el descubrimiento del nuevo campo Gaby. Se aplicaron los mismos conceptos en dirección descendente desde el campo Fanny donde se han realizado varios nuevos descubrimientos petrolíferos en la plataforma Fanny 120. Las dos áreas han permitido el acceso a grandes espacios para su desarrollo a futuro. En 2018, se lanzó nuevamente la exploración destinada a romper las barreras para identificar pequeñas capas de petróleo (3 metros) en el área Kupi del Bloque 14, en donde no se habían logrado éxitos por más de 25 años. El descubrimiento de Kupi 4, con producción de petróleo estable y una arena fina de más de 600 barriles por día, ha demostrado el potencial latente que aún existe en esta área.
petrolífero existente en Auca. En 2013, bajo la guía de la teoría geológica del control tectónico de desplazamientos y desarrollo de trampas estructurales en forma de flor relacionadas al estrés de compresión-torsión, se descubrió el campo Mariann Sur en la extensión de Mariann hacia el sur, siguiendo la pendiente hacia abajo desde el antiguo Yacimiento Mariann. La extensión Mariann Sur cuenta con un área productiva de más de 30 km2 y varios conjuntos de estratos los cuales contienen petróleo que pueden superar los 100 pies de espesor neto. En 2014, en el área oeste de Tarapoa, la teoría trampas estructurales de gran escala de baja amplitud fue modificada por reservorios complejos con bajo relieve estructural, columnas de petróleo de mayor altura que los cierres estructurales, múltiples interfaces de petróleo-agua y trampas de petróleo que dependen de barreras litológicas. Tuvo lugar el descubrimiento del campo Alice Oeste en las areniscas M1 siguiendo en dirección descendente la barrera de lutita. En 2015, la técnica de descripción general mejoró la precisión de predicción efectiva de reservorios al aplicar una inversión sísmica, un análisis de imágenes de espectro y un análisis geoestadístico. Utilizando el modelo de barrera de lutita de la teoría geológica de la acumulación y las trampas, el estudio confirmó que el área presentaba potencial para acumulaciones de gran escala. La aplicación del modelo geológico con interpretación sísmica 3D dio como resultado el descubrimiento del campo Johanna Este en las areniscas M1, siguiendo en dirección descendente la barrera de lutita. En 2016, siguiendo el ímpetu de la integración de exploración y desarrollo,
MODELOS SEDIMENTARIOS PARA GUIAR LA PROPUESTA DE TENDENCIAS DE PROSPECTOS Generalmente, los métodos de investigación de la ciencia geológica comienzan con la observación de los fenómenos en la naturaleza, la ayuda de la equivalencia empírica, la teoría pertinente como la norma de la afirmación a la inferencia. El razonamiento regresa a la naturaleza y el avance del proceso de inducción y deducción da paso paulatinamente a una hipótesis.
D aedong Bay H a e ju B a y o
O n g jin P e n .
38 N
Yesung R .
Im jin R .
EXPLORACIÓN
Han R. Seoul 3 7 o3 0 '
In c h o n
Land N I n t e r t id a l f l a t 0 - 5 m T id a l la k e 5 - 10 m ( r e c la i m e d ) 10 - 20 m > 20 m
K yunggi B a y N am yang Bay
30 km
3 7 oN
A san Bay
Yellow Sea o
124 30'
o
125 E
o
125 30'
Ta e a n P e n .
o
126 E
o
126 30'
*UiÀFR (YROXFLyQ GH DUHQDV SRFR SURIXQGDV HQ .\XQJJL %D\DUHD 3U 6WHHO 18
Una revolucionaria estrategia de exploraciรณn de petrรณleo. Modelos sedimentarios para guiar la propuesta de tendencias de prospectos en la Cuenca Oriente, Ecuador. Autor: Lin Jincheng - Andes Petroleum Ecuador Ltd.
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En el grรกfico 5 del Profesor Steel, se muestra claramente que los cuerpos de arena en los ambientes de la costa se encuentran aislados del plano, una situaciรณn que conduce al entrampamiento de petrรณleo. El grรกfico 6, muestra los ambientes naturales en los cuales la cuenca oriente puede desarrollar rรญos de gran escala. Eventualmente se crea una barrera de lutita en la posiciรณn del rรญo. El Grรกfico 7, muestra la fuente de los estratos
Cretรกcicos en la Cuenca Oriente provenientes del cratรณn de Guyana del Este. Grรกfico 8. La estructura de la caliza M2 cuenta con evidencia adicional sobre la fuente de los estratos cretรกcicos en la cuenca oriente proveniente del cratรณn de Guyana del Este. Debido al contexto tectรณnico monoclรญnico, junto a la barrera de lutita, รฉsta deriva eventualmente en una trampa de roca que conduce a la acumulaciรณn de reservorios.
*Uiร FR 3ODQ GH GLVWULEXFLyQ GH UtRV HQ OD &XHQFD 2ULHQWH
EXPLORACIร N
*Uiร FR 3DOHRJHRJUDItD GHO &UHWiFLFR LQIHULRU GH 6FRWHVH HW DO
*Uiร FR (VFHQDULR 5HJLRQDO (VWUXFWXUDO &XHQFD 2ULHQWH 19
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El GrĂĄfico 9, muestra la historia de exploraciĂłn del campo Johanna Este. En 2011, se descubriĂł el fenĂłmeno de la barrera de lutita en base al perfil sĂsmico 2D y se predijeron los objetivos favorables en base al modelo geolĂłgico, luego se recolectĂł informaciĂłn sĂsmica 3D. En 2015, se desarrollĂł el campo de 10.000 barriles por dĂa. Para confirmar la autenticidad de la barrera de lutita, dos pozos: JE8 y JE8RE fueron especialmente diseĂąados. Luego de que la barrera de lutita fue perforada en el pozo JE8, se perforĂł el pozo JE8RE para alcanzar un reservorio efectivo. El GrĂĄfico 10 corresponde al mapa de amplitud sĂsmica 3D de la uniĂłn de varios proyectos
sĂsmicos 3D, se muestra claramente la distribuciĂłn del plano de los campos como Johanna Este y Fanny. GrĂĄfico 11. El anĂĄlisis de los reservorios productivos de la arenisca M1 descubiertos recientemente ha permitido una mejor compresiĂłn de los controles de sedimentaciĂłn y trampas en los campos Alice Oeste y Johanna Este que se encuentran claramente en la misma tendencia noroeste-sureste que los campos Fanny Dorine y diagonales al tejido estructural de la Cuenca Oriente. El descubrimiento de los reservorios productivos en la arenisca U inferior de Gaby y Nathaly es tambiĂŠn el resultado de la aplicaciĂłn de la teorĂa de modelos sedimentaria
*UiĂ&#x20AC;FR <DFLPLHQWR -RKDQQD (VWH
EXPLORACIĂ&#x201C;N
*UiĂ&#x20AC;FR 0DSD GH $PSOLWXG 6tVPLFD GHO %ORTXH 0 VV de Tarapoa.
*UiĂ&#x20AC;FR 'LVWULEXFLyQ GH ORV <DFLPLHQWRV 3HWUROtIHURV Cuenca Oriente. 20
Una revolucionaria estrategia de exploración de petróleo. Modelos sedimentarios para guiar la propuesta de tendencias de prospectos en la Cuenca Oriente, Ecuador. Autor: Lin Jincheng - Andes Petroleum Ecuador Ltd.
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de desplazamiento. Estos descubrimientos confirman la continuación del reservorio U inferior a lo largo del Bloque Tarapoa que tiende a una dirección suroeste-noreste; en el caso del campo Gaby en el lado bajo de la falla de Fanny. Nuevamente, estos descubrimientos ocurren en una tendencia que es diagonal al principal tejido estructural norte-sur.
BENEFICIOS DE LA EXPLORACIÓN PETROLÍFERA La teoría geológica comprende el tiempo y el espacio. La teoría de los modelos sedimentarios y su relación con la acumulación de petróleo puede unir dos áreas geológicas que se encuentren a muchos kilómetros de distancia y su impacto en la exploración petrolífera es de gran alcance. Por ejemplo, la tendencia del entrampamiento de la “barrera de lutita” en el campo Apaika en el Bloque 31 podría extenderse hasta una barrera de lutita identificada en la parte sur del área Batata del Bloque 14, lo que representa
una distancia de aproximadamente 100 kilómetros. Esto permite el acceso a una larga tendencia geológica con un potencial de varios cientos de km2 de prospectividad, (Gráfico 12). De forma similar, la tendencia geológica de U inferior detectada a lo largo del Bloque Tarapoa y confirmada en dirección descendente en el área de Gaby, podría conectarse a campos en las áreas del Palmar, Limoncocha y Paka, consecuentemente podría tener un mayor papel de trampa estratigráfica que el control estructural. En la cuenca oriente la posibilidad de futuros grandes descubrimientos depende de la aplicación de conceptos geológicos y sedimentarios con sus componentes estratigráficos asociados. La aplicación de una mentalidad abierta y tecnología sísmica avanzada resultará sin duda en el descubrimiento de grandes acumulaciones de petróleo alejadas de tendencias estructurales prominentes y anunciarán una nueva generación de éxito en la exploración, (Gráfico 13).
EXPLORACIÓN
*UiÀFR (VWR SHUPLWH HO DFFHVR D XQD ODUJD WHQGHQFLD JHROyJLFD FRQ XQ SRWHQFLDO HQ 0
*UiÀFR (VWR SHUPLWH HO DFFHVR D XQD ODUJD WHQGHQFLD JHROyJLFD FRQ XQ SRWHQFLDO HQ 8 21
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CONCLUSIONES
EXPLORACIÓN
Los grandes descubrimientos históricos en la cuenca oriente se centraban en fallas de tendencia norte sur que crearon grandes cierres estructurales, ideales para capturar petróleo. Los descubrimientos posteriores se concentraron en estructuras más pequeñas y hallaron menos reservas. Una excepción a los yacimientos estructurales encontrados son los yacimientos estratigráficamente controlados en Tarapoa que contienen en el orden de 350 MMBLS EUR (Recobro Estimado Final) Los controles geológicos y de trampas M1 se encuentran principalmente orientados en una dirección noroeste, diagonal a la principal tendencia estructural norte – sur. El reservorio productivo U inferior de origen marino en el Bloque Tarapoa cuenta con un litoral predominantemente orientado al suroeste, que de igual manera se encuentra depositado de manera diagonal a la principal tendencia estructural. Enfocarse en modelos y tendencias geológicas, así como en controles de trampas estratigráficas permite el acceso al enorme potencial
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que todavía existe en la cuenca oriente y debería tener mayor peso en las futuras actividades de exploración.
BIBLIOGRAFÍA t 2015, “Model Experiments to Simulate Compressional-Strike Fault Pattern in Oriente Basin, Ecuador”, (SPE) LACPEC2015, Lin Jincheng t 2016, “Positive Outcomes in the M1 Sandstone in a Mature, Low Structure Play–Tarapoa West Area, Oriente Basin, Ecuador”, (AAPG) ICE2016, Lin Jincheng t 2016, “Renewed Exploration Interest in the Mature Basal Tena / M1 Sandstone Play– Kupi-Wanke Area, Block 14, Oriente Basin, Ecuador”, (AAPG) ICE2016, Lin Jincheng t 2017, “Innovative application of exploration model in Tarapoa block in the mature basin of Orient, Ecuador, and efficient construction of Johanna East oilfield development capacity”, The 7th China Petroleum Geology Annual Meeting (CAPG), Lin Jincheng.
Petrolamerec invertirá USD 50 millones en los bloques petroleros Arazá Este y Sahino Autor: María Teresa Escobar ¿Cuál es su producción global en el país? Con todas las operaciones estamos en 8.000 barriles diarios, pero si se materializan nuevas inversiones podríamos llegar a una meta de al menos 13.000 barriles diarios en cuatro años. En los últimos meses hemos hecho tres perforaciones adicionales que confirman la existencia de un campo compartido con el bloque 61. ¿Qué pasa con el campo compartido? Va a demandar inversiones muy importantes, de alrededor de USD 100 millones y podría producir unos 7.000 barriles diarios. Haremos una solicitud de campo compartido al ministerio de Energía en los próximos 30 días. Marcelo Aguirre, vicepresidente de Petrosud-Petroriva y Palanda-Yuca Sur Foto: PRIMICIAS Petróleos Sudamericanos del Ecuador (Petrolamerec) se adjudicó los dos bloques en la ronda Intracampos I. Las inversiones en exploración en estos bloques alcanzarán los USD 50 millones en los próximos cuatro años, de acuerdo con Marcelo Aguirre Durán, representante de la empresa en el país y vicepresidente de los consorcios PetrosudPetroriva y Palanda-Yuca Sur.
E
n entrevista con PRIMICIAS, Aguirre detalla la estrategia a futuro de la empresa para incrementar su producción e incursionar en nuevos segmentos, como la generación de energía eólica. ¿Qué planes tienen para el desarrollo de los bloques que se adjudicaron en la recientemente ronda Intracampos I? Invertiremos USD 50 millones y perforaremos tres pozos exploratorios en Arazá y otros tres en Sahino, durante la primera etapa del contrato, que dura cuatro años y es para búsqueda de nuevas reservas. La segunda etapa del contrato, que cubre otros 20 años, será para el desarrollo de la producción en esos bloques. ¿Qué potencial ven en los Intracampos? Llevamos 20 años en Ecuador y tenemos un equipo 100% ecuatoriano, que ha desarrollado operaciones de manera exitosa, pero en pocos años se terminaban ya los contratos que tenemos. En el caso de Palanda Yuca Sur (bloque 64), el contrato termina en 2025 y, en el caso de Pindo (bloque 65), el contrato vence en 2027. Los accionistas vieron la oportunidad de permanecer más tiempo en Ecuador y de ampliar las operaciones. ¿Para Pindo y Palanda Yuca Sur qué proponen? Estamos planteando inversiones adicionales que nos permitan desarrollar las reservas aun existentes en esas áreas. Se necesitan seis o siete años de ampliación de estos contratos, en el caso de Palanda estamos hablando de 2031 y para Pindo de una ampliación hasta 2033. ¿Cuánto se podría incrementar la producción allí con el desarrollo nuevas reservas? Alrededor de 2.000 barriles diarios en cada uno, además una ampliación del plazo nos daría la posibilidad de explorar más.
¿Dónde se encuentra? Partiendo de Palanda hacia una estructura aledaña dentro del bloque 61, es un área relativamente pequeña. En 2011 invertimos USD 22 millones en exploración en Sami, que es un campo ubicado dentro del bloque Palanda, esto nos permitió descubrir un potencial de reservas de alrededor de 1.6 millones de barriles que, de acuerdo con nuestro contrato, se estableció como un potencial de tipo campo compartido. Si llegamos a un acuerdo, las operaciones de perforación podrían comenzar dentro de seis o siete meses. Si se concretara este plan, más los proyectos de Intracampos y la ampliación de los contratos que la empresa ya tiene actualmente ¿a cuánto ascendería su inversión total en Ecuador? Hablamos de unos USD 200 millones. En los campos en los que ya estamos produciendo esa inversión se daría de manera inmediata para los próximos dos o tres años, igual en el campo compartido. Pero como grupo no solo nos interesa el sector petrolero en sí sino también participar en inversiones en el área de generación de energía eólica. Ecuador está impulsando proyectos eólicos nuevos como Villonaco II y Villonaco III ¿Les interesaría invertir en ellos? Sí, estamos esperando a que se abran las licitaciones. La empresa argentina Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), que controla el 100% de Petrosud-Petroriva y de Palanda-Yuca Sur, es el quinto productor de energía eólica en Argentina. PCR tiene proyectos que suman una capacidad de generación de 325 megavatios, de los cuales se han inaugurado ya dos centrales. También queremos entrar en ese negocio en Ecuador. ¿Se presentarían a una ronda Intracampos II? La empresa creee en Ecuador, queremos trabajar, nuestro negocio es sacar petróleo. Intracampos I fue una ronda muy seria. Tendríamos que ver qué activos se van a ofrecer y las condiciones del contrato. ¿Y a una eventual ronda ronda Suroriente? Es una zona alejada de la infraestructura existente en Ecuador, son inversiones importantes en las cuales no entraríamos porque nuestro segmento es mediano. Nos interesa firmar contratos para cumplir y producir no para vender, nuestro éxito es es la permanencia y la seriedad. No tenemos pasivos tributarios y no estamos en el negocio de compraventa.
Fuente: Primicias.ec Enlace: https://www.primicias.ec/noticias/economia/petrolamerec-invertira-50-millones-araza-este-sahino/.
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TĂŠcnicas innovadoras a la medida en campos maduros: Fracking Rigless en Ecuador Autores: Fausto CalderĂłn y Ricardo RodrĂguez, Halliburton F
TĂŠcnicas innovadoras a la medida en campos maduros: Fracking Rigless en Ecuador $XWRUHV )DXVWR &DOGHUyQ \ 5LFDUGR 5RGUtJXH] +DOOLEXUWRQ Fecha recepciĂłn: 25 de abril de 2019 Fecha aprobaciĂłn: 06 de junio de 2019 Palabras clave TĂŠcnicas innovadoras de intervenciĂłn Campos Maduros Incrementar producciĂłn Alto grado de complejidad Reducidos montos de inversiĂłn Menor costo por barril Keywords Innovative intervention techniques Mature Fields Increase production High degree of complexity Reduced investment amounts Lower cost per barrel Fausto CalderĂłn, se desempeĂąa actualmente como Well Engineer II para Halliburton en el grupo de Gerenciamiento de Proyectos (HAL HPM). Cuenta con 11 aĂąos de experiencia en la industria petrolera. Se ha desempeĂąado en funciones como Company Man de Work Over, Ingeniero de Servicios, Supervisor de CementaciĂłn en Ecuador e Internacionalmente (Argentina, Arabia Saudita y GabĂłn). Es coautor de varios artĂculos tĂŠcnicos de la SPE. 5LFDUGR 5RGULJXH] FXHQWD con 11 aĂąos de experiencia, actualmente ocupa la posiciĂłn de Principal Technical Professional. IniciĂł en Halliburton en el 2008 como Associated Technical Professional, en el 2009 fue promovido a Technical Professional y en 2013 fue promovido como Senior Technical Professional Ă&#x20AC;JXUDQGR HQ HVWD SRVLFLyQ como LĂder de IngenierĂa. En 2013 fue transferido a MĂŠxico como punto focal de servicios de Fracturamiento HidrĂĄulico y estimulaciones. En 2016 es promovido a lĂder de tecnologĂa. En 2017 es transferido a Ecuador para desempeĂąarse como LĂder de IngenierĂa para las lĂneas de Production Enhancement y PS.
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RESUMEN A nivel mundial, el 75 por ciento del flujo de caja libre de las compaĂąĂas operadoras proviene de campos maduros convencionales. Los campos petroleros del Oriente ecuatoriano llevan en explotaciĂłn aproximadamente 50 aĂąos y actualmente requieren de tĂŠcnicas innovadoras de intervenciĂłn a la medida del mercado internacional, que con los precios del crudo bajos y fluctuantes ameritan diseĂąos, mĂŠtodos y tecnologĂas que reduzcan los tiempos y costos de intervenciĂłn para mantener e incrementar su producciĂłn. Los campos petroleros maduros en Ecuador tienen un alto grado de complejidad (agotamiento de la presiĂłn del yacimiento, alto corte de agua, heterogeneidad) y condiciones geolĂłgicas complejas. AdemĂĄs de esos desafĂos, el mercado actual debe navegar por las difĂciles condiciones de financiamiento y los montos reducidos de inversiĂłn, con el reto de incrementar la producciĂłn al menor costo por barril producido.
ABSTRACT Worldwide, 75 percent of the free cash flow of operating companies comes from conventional mature fields. The Eastern Ecuadorian oil fields have been operating for approximately 50 years and currently require innovative intervention techniques tailored to the international market, with low and fluctuating oil prices; they deserve designs, methods and technologies that reduce the time and costs of intervention to maintain and increase their production. Mature oil fields in Ecuador have a high degree of complexity (depletion of reservoir pressure, high water cut, heterogeneity) and complex geological conditions. In addition to these challenges, the current market must navigate the difficult financing conditions and the reduced amounts of investment, with the challenge of increasing production at the lowest cost per barrel produced.
INTRODUCCIĂ&#x201C;N El presente trabajo presenta una metodologĂa
para la reducciĂłn del costo por barril mediante el gerenciamiento adecuado de recursos, tiempos, riesgos y conocimiento del yacimiento, entregando proyectos predecibles de construcciĂłn e intervenciĂłn de pozos a travĂŠs de liderazgo colaborativo y gestiĂłn de riesgos realizado entre Halliburton Project Management y el cliente. Analizando las condiciones del mercado actual, y donde la mayorĂa de campos del Ecuador ya pasan los 50 aĂąos de vida (campos maduros), se encuentran pozos realmente complejos, especialmente en sus condiciones mecĂĄnicas con el reto de optimizar los costos de intervenciĂłn, nace la propuesta de realizar operaciones de Work Over con menor tiempo de intervenciĂłn del rig (taladro de reacondicionamiento), consiguiendo no solo reducir costos, sino tambiĂŠn tener una producciĂłn anticipada de crudo usando tĂŠcnicas de estimulaciĂłn para los diferentes yacimientos como; fracturas, estimulaciones ĂĄcidas, limpiezas de formaciĂłn, mĂŠtodos de control de agua, que son muy importantes para mantener e incrementar la producciĂłn en un campo maduro. Para la aplicaciĂłn de cualquiera de estas tĂŠcnicas es fundamental el conocimiento del yacimiento, los pozos y las condiciones presentes en estos dos importantes puntos. El conocimiento de la geomecĂĄnica del yacimiento, pruebas de campo con nĂşcleos y correlaciones con pozos vecinos es primordial para un correcto diseĂąo de estimulaciones, especialmente cuando se trata de fracturas hidrĂĄulicas, que con la selecciĂłn del correcta del pozo candidato los resultados serĂĄn siempre positivos. Figura 1 y Figura 2.
DISEĂ&#x2018;O DE INTERVENCIĂ&#x201C;N DE WORK OVER Dentro de la planificaciĂłn de una reparaciĂłn de pozo o Work Over es importante tener la siguiente informaciĂłn para realizar un diseĂąo correcto: 1. Diagrama MecĂĄnico actualizado. 2. Cabezal de pozo instalado. 3. Survey del pozo.
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)LJXUD (VTXHPD HVWUXFWXUDO FDPSR PDGXUR FRUUHODFLyQ HVWUXFWXUDO 6HFXHQFLD $UHQLVFD D IUDFWXUDU
)LJXUD 3R]R YHFLQR ² 1~FOHR GH FRURQD $UHQLVFD D IUDFWXUDU
4. Historial de intervenciones en el pozo. 5. Historial de perforación, incluyendo fluidos y cementación, topes esperados y densidades. 6. Registros de cemento y corrosión. 7. Historial de producción y pruebas de restauración de presión. 8. Presiones, características mineralógicas, geomecánica de los yacimientos en el pozo a intervenir. 9. Análisis nodal de producción esperada, tipos de fluidos. 10. Registros a ser tomados de ser necesario, y/o información que se requiere adquirir. 0.0
10.0
20.0
P R O DUC T IO N WE L L T E S T A ND B 'UP
11. Objetivo de la intervención (fractura, estimulación, etc. 12. Plan de pruebas de producción. Una vez analizada toda la información y establecido el objetivo se define la secuencia operativa de la intervención la misma que contempla tiempos, riesgos, planes de contingencia y costos asociados. Toda esta información se incorpora en un solo documento (DOS – Design of Service/Diseño del Servicio), que contiene el detalle de cada operación para su ejecución en campo. Figura 3. 30.0
HOURS 40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
26
S L IC K L INE OP E R A T IO NS
20.0 C L E A NING B HA WIT H C T U
N/D B O P A ND N/U C HR IS T MA S T R E E
R IH B O T T O M S E L E C T IV E C OMP L E T IO N
P UL L ING F R A C K ING B HA
15.0 F R A C J O B O N " T " S A NDS T ONE
DAYS
T O P O F S A ND P L UG WIT H G R -CC L (S L IC K L INE ) S A ND P L UG WIT H C T U
R IH F R A C K ING B HA
10.0
L O G GING , S E T CIB P , P E R F OR A T E " T " A ND " U" S A NDS T ONE S C L E A NING B HA
B O P P R E S S UR E T E S T , K E L L Y M/U
5.0
P UL L ING T C P
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N/D C HR IS T MA S T R E E AND N/U B O P
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P
0.00 0.00 0.00
WE L L C ONT R O L O P E R AT IONS
0
Actual Hrs
P lan Hrs
P lan Days C um
T ime Dis tribution [Days ]
Actual Days C um
1 7
0.0
Figura 3. Secuencia operativa y curva de tiempos de la LQWHUYHQFLyQ 25
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Para poder realizar un DOS, la integración de todas las líneas de servicio de Halliburton son la clave para entregar un producto de calidad, que permita alcanzar el objetivo planteado bajo los requerimientos y diseños realizados. Los tiempos definidos tienen un costo asociado, el cual se verifica como inversión. Esta inversión debe ser pagada con la producción del pozo al precio del mercado internacional actualizado del WTI para nuestro país. Bajo los escenarios actuales de precio por barril, y teniendo una vida útil corta de producción del pozo, el retorno de la inversión (ROI) es muy bajo, por esta razón es necesario optimizar los tiempos y costos, y nace la propuesta de realizar intervenciones de estimulación rigless, principalmente fracturas bajo el siguiente esquema operativo general. Figura 4. Con el plan definido de intervención/reacondicionamiento de los pozos, se evalúan los riesgos asociados a cada proceso operacional de la intervención, para esto Halliburton maneja una matriz de riesgos aplicada a la ingeniería y actividades operacionales. Esta matriz está basada en la probabilidad de ocurrencia y la severidad
de las consecuencias, este análisis garantiza la integridad del personal, equipos y medio ambiente. Con la base de datos de riesgos asociados a intervenciones anteriores, se determina de manera correcta los valores de probabilidad de ocurrencia y severidad en la matriz de riesgo. Figura 5.
DISEÑO DE LOS LÍMITES TÉCNICOS DEL POZO Es importante tener un conocimiento amplio de las condiciones (ie. Casings ODs & IDs, presiones de trabajo, accesorios instalados, tipo fluidos, etc) y antigüedad del pozo, como también del desempeño de producción a través de los años, con el fin de realizar un análisis detallado de todas las fuerzas que estarán actuando sobre el pozo. Para este análisis, Halliburton posee el software Stress Check, que presenta en resumen resultados con los límites mínimos y máximos en los cuales se debe operar dentro de un rango seguro para mantener la integridad del pozo.
Selección del Candidato Solución de Ingeniería * Intervenciones Previas a la Fractura
Minifrac / F racturamiento Hidráulico L impieza del P ozo con C T P rueba de P roducción
*R ig en Locación
)LJXUD 6HFXHQFLD RSHUDWLYD JHQHUDO GH LQWHUYHQFLyQ ULJOHVV
Almos t C ertain Very Unlikely
P robability of O c c urrenc e
R is k S everity
5
Moderate
Moderate
High
High
High
4
L ow
Moderate
Moderate
High
High
3
L ow
Moderate
Moderate
Moderate
High
2
L ow
L ow
Moderate
Moderate
Moderate
1
L ow
L ow
L ow
Moderate
Moderate
1
2
3
4
Very low
Impac t of O c c urrenc e
)LJXUD 0DWUL] GH VHYHULGDG GH ULHVJRV 26
5 Very high
* Completamiento con Levantamiento Artificial
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Por esta razón, antes de intervenir el pozo, se debe determinar el diseño de los fluidos a ser bombeados (ie. Densidades, PH, salinidad, temperaturas de trabajo de los químicos, compatibilidades con la formación etc) para poder determinar el tipo de herramienta, así como los límites de trabajo de las mismas hacia la futura intervención. Figura 6. La sarta a utilizar debe soportar las temperaturas y presiones a las que va a ser sometida, no sufrir cambios con los compuestos bombeados al pozo, y debe tener como característica adicional la adquisición de datos de fondo. La toma de datos de fondo en tiempo real durante la intervención del pozo, ayudará a tomar las decisiones más eficientes con respecto al diseño del tratamiento, con el objetivo de obtener los mejores resultados. El diseño de la sarta debe permitir realizar estimulaciones, fracturas, pruebas de producción con bombeo hidráulico, cierre de válvulas en fondo para obtener mejor calidad de datos de fondo (Presión y Temperatura). Toda esta información puede ser recuperada a través de un repetidor corrido con cable (Slick Line/Wireline), en forma precisa y en menor
tiempo, para una mejor toma de decisiones. En conclusión, el diseño de la sarta permite realizar varios trabajos incluidos operaciones con unidad Coiled Tubing dejando un diámetro interno de trabajo de 2.125”, lo que permite bajar motores de fondo con la tubería flexible y brocas expandibles para limpieza de fondo de pozo sin necesidad de sacar la sarta a superficie, y permitiendo que toda la operación se realice sin la necesidad de tener un rig en el pozo, reduciendo tiempo y costos logrando obtener los barriles producidos a menor precio. En el diseño de la sarta existen varias opciones para optimizar los tiempos, como por ejemplo sartas con doble packer para evitar intervenciones en zonas abiertas de no interés y que no sea necesario aislarlas. La sarta de fractura/ evaluación con doble packer es una solución que Halliburton ha diseñado para poder realizar la intervención de fractura sin el uso de un rig. Esta solución le ha permitido a Halliburton dar un valor agregado a estas operaciones de fractura, como también diferenciarse del mercado actual, ya que ninguna otra empresa en el país posee esta tecnología. Figura 7.
)LJXUD $QiOLVLV VWUHVV FKHFN GH XQ SR]R EDMR IDFWRUHV GH IUDFWXUDPLHQWR FRQ WRGDV ODV FDUJDV GHQWUR GH ORV OtPLWHV WpFQLFRV
BHA con opción de doble packer Sensores y repetidores de P/T Válvulas de cierre en fondo Válvulas de circulación Nipple para bomba jet )LJXUD 6DUWD HMHPSOR SDUD intervenciones de fractura con GREOH SDFNHU 27
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DISEĂ&#x2018;O DE FRACTURA
(Fcd), simulados. Se identifica que, con un volumen mayor a 300 sacos, no se obtiene una variaciĂłn importante en la geometrĂa de la fractura generada, por lo que la cĂŠdula considera un volumen de apuntalante de 250 a 300 sacos de Carbolite 20/40. Figura 9. En el simulador se estiman la geometrĂa de fractura que se obtendrĂa considerando un volumen de apuntalante, utilizando el software Halliburton Fracpro y los resultados de la presiĂłn de superficie, con valores de caudal y presiĂłn mĂĄximos a alcanzar. Figura 10.
Con el diseĂąo de fractura para la arena de interĂŠs se busca incrementar la productividad de formaciĂłn alcanzando zonas de mayor permeabilidad y cambiando la geometrĂa de flujo en la formaciĂłn, evitando problemas futuros de retorno de apuntalante. En la generaciĂłn del modelo geomecĂĄnico y petrofĂsico de la formaciĂłn fueron considerados los registros elĂŠctricos disponibles y datos de esfuerzos mĂĄximo y mĂnimo horizontal observados en los pozos de correlaciĂłn. El modelo geomecĂĄnico y petrofĂsico fueron cargados en el simulador Halliburton Fracpro con el fin de simular la geometrĂa de fractura, la cantidad Ăłptima de apuntalante y los parĂĄmetros operativos estimados. Figura 8. Con el objetivo de determinar la cantidad Ăłptima de apuntalante, se realiza una sensibilidad, considerando diferentes cantidades de arena de fractura. En la siguiente grĂĄfica se presentan los valores de longitud de ala de fractura (Xf), altura (H), ancho (w) y conductividad adimensional
EJECUCIĂ&#x201C;N FRACTURAMIENTO HIDRĂ ULICO Minifrac: mediante esta prueba de diagnĂłstico se determina el gradiente de fractura y cierre. Se identifican fricciones en los perforados y tortuosidad de formaciĂłn, lo que puede ser una dificultad al realizar el fracturamiento hidrĂĄulico si sus valores son altos, en estos casos se puede realizar una inyecciĂłn de arena malla 100 para reducciĂłn de fricciones; y mejorar la comunicaciĂłn entre el
)LJXUD 0RGHOR *HRPHFiQLFR GH OD IRUPDFLyQ D IUDFWXUDU
Pucuna 11 1.4
90 80
1.2
70 1
50
0.8
40
0.6
30 0.4 20 0.2
10
0
0 50
100
150
200
250
300
350
Cantidad de Arena (Sxc) Xf (Ĺ&#x152;)
H (Ĺ&#x152;)
W (in)
Fcd
)LJXUD 'HWHUPLQDFLyQ 9ROXPHQ Ă?SWLPR GH $SXQWDODQWH 28
400
450
w (in), Fcd
Xf (ft), H (ft)
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)LJXUD *HRPHWUtD GH )UDFWXUD 6LPXODGD )UDFSUR +DOOLEXUWRQ
pozo y la formaciรณn, reduciendo de esta forma el riesgo de arenamiento prematuro. Fracturamiento Hidrรกulico: en esta etapa se inyectan a formaciรณn la arena de fractura en concentraciones que pueden ser de 1.0 a 12.0 lb/gal dependiendo del anรกlisis y comportamiento de la formaciรณn, todo el apuntalante de fractura es resinado con Expedite 350, para evitar el retorno del mismo en la etapa de producciรณn del pozo. Al observar un ganancial de presiรณn en el ISIP, se refleja un excelente empaquetamiento durante la operaciรณn. Figura 11.
Una vez finalizada la operaciรณn se presenta una geometrรญa final de fractura, donde se obtiene una longitud de fractura (Xf), un ancho y una conductividad adimensional, que pueden ser comparados con el diseรฑo inicial. Figura 12.
PRODUCCIร N ESTIMADA POST FRACTURA Considerando la interpretaciรณn de la prueba de restauraciรณn de presiรณn post evaluaciรณn y los valores de producciรณn y presiรณn registrados durante la prueba, se realiza un anรกlisis de
)LJXUD 'DWRV GH OD RSHUDFLyQ GH )UDFWXUDPLHQWR +LGUiXOLFR 29
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Técnicas innovadoras a la medida en campos maduros: Fracking Rigless en Ecuador Autores: Fausto Calderón y Ricardo Rodríguez, Halliburton F
productividad, en el que se define la capacidad de aportación de la formación en función de la presión fluyente, de esta forma se puede estimar el éxito de la operación de Fracturamiento Hidráulico. Con el Fracturamiento Rigless se identifica una mayor productividad, con respecto a operaciones convencionales, debido a que se reducen de forma considerable las pérdidas de fluido a formación posterior a la operación. Figura 13. Esta prueba de producción puede realizarse con datos confiables de fondo y válvulas de cierre que garantizan la calidad de la información.
CONCLUSIONES t Reducción de un 90% de invasión de fluido a la formación post fractura. t Reducción del 30% del tiempo total en las operaciones del rig o taladro de reacondicionamiento.
t Reducción estimada de costos totales de intervención del 12% aproximadamente dependiendo de todas las operaciones rigless a realizar. t Obtención de producción anticipada. En la etapa rigless el taladro puede intervenir otro pozo. t Eliminación de retorno de apuntalante, por la acción de uso de Expedite 350 Halliburton. t Diagnóstico adecuado por el análisis de presión con datos de fondo que reflejan comportamientos reales de la formación a fracturar. t Presiones reales similares a las presiones simuladas, lo que garantiza el funcionamiento adecuado de los accesorios instalados en el pozo.
)LJXUD *HRPHWUtD GH )UDFWXUD 2EWHQLGD
Figura 13. Análisis de Productividad Post Fractura. 30
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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Y FUENTES 1. Halliburton project management, Risk Assessment and Management, Work Method, 2014. 2. Halliburton project management, Basis if Design, Guidelines, 2014. 3. Halliburton project management, Service Delivery Process, Control Points, 2018. 4. Halliburton, Casing and Tubing design, Manual, 2008. 5. Williams, B., Gidley. J., Schechter, R., Acidizing Fundamentals, SPE Monograph Series, Vol.6, 1979. 6. R.D. Barree, V.L. Barree, D.P Graig ‘Holistic Fracture Diagnostics”, paper SPE 107877, presentado en el simposio de tecnología de petróleo y gas de Rocky Mountain, Denver Colorado, 16-18 abril 2007. 7. Economides M., Oligney R., Valko P., Unified Fracture Design, Bridging the Gap
Berween Theory and Practice, 2002. 8. Smith, M., Montgomery, C., Definitions and Simple Geometry Models, In Hydraulic Fracturing, Primera Edición, Capitulo 2. 2, 33-37, Boca Raton, Florida: CRC Press. 9. Bateman R., 2012, Openhole Log Analysis and Formation Evaluation, Segunda edición, 626, Richardson, Texas: Serie de textos, SPE. 10. Ghalambor, A., Ali, S., Norman, D., Frac Packing Handbook, Primera edición, 8-10, Richardson, Texas: Serie de textos, SPE. 11. Gidley, J., Holditch, S., Nierode, D., Veatch, R., 1989, Recent Advances in Hydraulic Fracturing, Primera edición, 31, Richardson, Texas: Serie monografías, SPE. 12. Jones, J., Britt, L., Design and Appraisal of Hydraulic Fractures, Primera edición, 26 – 28, Richardson, Texas: Serie de textos, SPE.
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Fundamentos del reformado catalítico para la producción de Naftas de Alto Octano Autor: Dr. Andrés Miño Ron F
Fundamentos del reformado catalítico para la producción de Naftas de Alto Octano Autor: Dr. Andrés Miño Ron Fecha recepción: 14 de mayo de 2019 Fecha aprobación: 07 de junio de 2019 Palabras clave: Reformado catalítico, índice de octano, naftas, regeneración. Keywords: Catalytic reforming, octane number, naphtha, regeneration.
REFINACIÓN
Andrés Miño Ron, PhD. Doctor en Catálisis de ReÀQDFLyQ GH OD 8QLYHUVLGDG de Lille y el Instituto Francés del Petróleo, Máster en Catálisis y Procesos de la Escuela Nacional de Química de Lille y del IFP School, Ingeniero Químico de la Escuela Politécnica Nacional. Se ha desempeñado como Docente Universitario, Viceministro de Hidrocarburos, Representante Nacional ante la OPEP, Asesor Ministerial. Actualmente se desempeña como Docente Universitario a nivel de pregrado y postgrado.
RESUMEN El reformado catalítico es el proceso más empleado en refinación para convertir las naftas de bajo índice de octano, provenientes de la destilación primaria, en naftas base con alto índice de octano para la producción de gasolinas automotrices. El índice de octano caracteriza la aptitud del combustible a combustionarse correctamente en un motor de combustión interna. Mientras mayor es el índice de octano, mayor es la potencia y eficiencia del motor en términos de consumo. El catalizador del reformado catalítico está constituido de nanopartículas de platino bien dispersas en la superficie de una alúmina gama clorada. La introducción de renio y estaño en la fase metálica permite incrementar la estabilidad y selectividad del catalizador. Las condiciones de operación de la unidad de reformado juegan un rol trascendental en el rendimiento del proceso, así como en la desactivación del catalizador, estudios relevantes se presentan al respecto. Las configuraciones de las unidades de reformado catalítico han ido evolucionando de manera a favorecer las condiciones óptimas de operación, principalmente hacia menores presiones (entre 5 a 25 bars). La concepción y puesta en marcha de las unidades regenerativas, las cuales operan en regeneración continua del catalizador, han permitido disminuir considerablemente la presión de funcionamiento y por consiguiente obtener mayores rendimientos en reformado e hidrógeno favoreciendo considerablemente la economía del proceso.
ABSTRACT Catalytic reforming is the most used refining process to convert low octane naphtha from primary distillation into high octane naphtha base for gasoline production. The octane number characterizes the fuel ability to combust correctly in an internal combustion engine. The higher the octane number of the fuel, the more the power and efficiency of the engine in terms of consumption. The catalytic reforming catalyst is composed of platinum nanoparticles well dispersed on the surface of a chlorided gama alumina. Rhenium and tin are added in 32
the metallic phase to increase stability and selectivity of the catalyst. The operating conditions play a relevant role in the performance of the process, as well as in the catalyst deactivation, reference works are presented in this regard. The process flow schemes of the catalytic reforming units have been evolving in order to promote optimal operating conditions, mainly at lower pressures (between 5 to 25 bars). The conception and commissioning of the regenerative units, which work in continuous catalyst regeneration, have allowed to considerably reduce the operating pressure and consequently obtain higher yields in reformate and hydrogen, favoring the economy of the process.
INTRODUCCIÓN La producción de gasolinas automotrices con adecuados índices de octano, y de acuerdo a las normativas vigentes, constituye un auténtico reto tecnológico para el sector de refinación. El octanaje de las gasolinas tiene una relación directa con el correcto funcionamiento del motor y por consiguiente con su cuidado mecánico. El octanaje de las gasolinas también está ligado con la potencia y consecuente eficiencia del motor, permitiendo optimizar el uso del combustible en términos de consumo. Así, los países alrededor del mundo han ido adoptando normativas cada vez más estrictas alcanzando altos estándares, principalmente en los países desarrollados. El reformado catalítico es el principal proceso de refinación para transformar de naftas de bajo octano, provenientes de la destilación primaria del crudo, en naftas de alto octano, las cuales constituyen una excelente base de nafta para el proceso de mezcla y producción de las gasolinas automotrices. Si bien la tecnología del reformado catalítico es bastante madura, su operación implica un amplio conocimiento técnico y operativo por parte del refinador para poder determinar las condiciones de operación óptimas de la unidad. Este artículo iniciará analizando la importancia del reformado catalítico dentro de las unidades de octano que disponen actualmente las refinerías alrededor del mundo, desde el punto
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PERSPECTIVA DE LAS UNIDADES DE OCTANO Los principales procesos en refinación destinados a mejorar el índice de octano de las gasolinas son el reformado catalítico, la isomerización y la alquilación, denominados usualmente como unidades de octano. De acuerdo con los datos evaluados a nivel global en el año 2018 por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), las unidades de reformado catalítico cuentan con una capacidad de 13,4 millones de barriles por día (mbd), las unidades de isomerización con 2,7 mbd y las unidades de alquilación con 2,2 mbd (World Oil Outlook, 2018). Se estima que todas las refinerías actuales poseen al menos una unidad de reformado catalítico la cual es la principal fuente de octano para la fabricación de gasolinas automotrices. Si se establece la relación entre la capacidad mundial de las unidades de reformado catalítico, 13,4 mbd, con respecto a la capacidad mundial de destilación atmosférica,
99,0 mbd, se obtiene un porcentaje del 13,5%. Considerando solamente la región de América Latina esta relación equivale al 8,6%, valor por debajo del promedio mundial, indicativo de que la región es deficitaria en capacidad de unidades de reformado catalítico. En el caso ecuatoriano, la unidad de reformado catalítico existente en la Refinería de Esmeraldas cuenta con una capacidad de 10 mil barriles por día y con relación a la capacidad de destilación atmosférica del país (Refinerías de Esmeraldas, La Libertad y Shushufindi) equivale al 5,7%, proporción considerablemente inferior al promedio mundial y también inferior al promedio de la región latinoamericana. Estos porcentajes revelan que tanto en Latinoamérica y en mayor medida en el Ecuador no existe la capacidad adecuada para mejorar el índice de octano de las naftas producidas localmente, generando mayor dependencia de importaciones de naftas de alto índice de octano para obtención de gasolinas automotrices que cumplan con las especificaciones de calidad exigidas en cada país. La perspectiva a mediano plazo de la OPEP, entre los años 2018 a 2023, estima que la capacidad de destilación en el mundo se incrementará en 7,8 mbd. De la misma manera, prevé, en este mismo periodo, un incremento de capacidad de las unidades de conversión en 3,3 mbd, de las unidades de hidrodesulfuración en 6,7 mbd y de las unidades de octano en 1,7 mbd (World Oil Outlook, 2018). Si bien este incremento de las unidades de octano es inferior al incremento de las unidades de conversión y de hidrodesulfurización no deja de ser un incremento considerable y refleja el hecho de que los niveles de octanaje están siendo incrementados y/o el consumo de gasolina se incrementará a nivel global, esta última tendencia se observa principalmente en los países en vías de desarrollo. El incremento de 1,7 mbd de las unidades de octano comprende principalmente el reformado catalítico el cuál se estima en un incremento de 1,2 mbd, equivalente al 73% del total, resaltando nuevamente que el reformado catalítico es el proceso más empleado para incrementar el índice de octano de las gasolinas. En el caso de América Latina, se estima que las unidades de octano incrementarán su capacidad de manera marginal, alrededor de 0,1 mbd. En el caso ecuatoriano, si bien por una parte se considera que las normativas relativas al octanaje de las gasolinas automotrices no se modificarán a mediano plazo, por otra parte, el consumo de gasolinas en los últimos 10 años muestra un crecimiento anual promedio de alrededor del 5% (El Petróleo en Cifras, 2019). Esta tendencia acentúa en el país la necesidad actual y en los próximos años
REFINACIÓN
de vista de sus capacidades y sus perspectivas de ampliación. Con esta información se identifica al reformado catalítico como la principal unidad de mejoramiento de octano y se discute brevemente su situación en América Latina y en Ecuador con respecto al mundo. Para iniciar el contenido tecnológico, se establece la definición del índice de octano, así como el principio del método estandarizado para su determinación. Una breve revisión de ciertas normativas internacionales y de la regulación ecuatoriana en relación al índice de octano en gasolinas automotrices es presentada. Se analiza el índice de octano de cuerpos puros, estableciendo la contribución en octanaje de las diferentes familias de hidrocarburos presentes en las naftas. Con los principios técnicos establecidos se procede a analizar la tecnología del proceso de reformado catalítico. Así, se aborda en primer lugar las reacciones químicas y la termodinámica del proceso para establecer las transformaciones químicas deseadas, las reacciones secundarias y las condiciones de operación de estas unidades. Se establece claramente la influencia de la presión en el rendimiento del reformado, así como en la desactivación del catalizador. Continuando con la tecnología del proceso, se presenta el catalizador de reformado catalítico analizando su composición, su desactivación durante el proceso y sus perspectivas de mejora en su formulación. Finalmente se presentan los tipos de unidades industriales de reformado catalítico discutiendo su evolución, su operación y sus perspectivas. Una comparación de rendimientos de los dos tipos de unidades más comunes es presentada.
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Fundamentos del reformado catalítico para la producción de Naftas de Alto Octano Autor: Dr. Andrés Miño Ron F
de una mayor capacidad de unidades de octano o un mayor incremento en las importaciones de naftas de alto octano.
TECNOLOGÍA: ÍNDICE DE OCTANO, DEFINICIÓN Y NORMATIVAS
REFINACIÓN
El índice de octano es una propiedad esencial de las gasolinas empleadas como combustibles automotrices. Esta propiedad caracteriza la aptitud del combustible a combustionarse correctamente en un motor de combustión interna (Tocqué, E., y Travers, C., 2010). Para un determinado motor, la aparición de un funcionamiento anormal ligado al combustible se traduce por un ruido metálico conocido como cascabeleo y por un calentamiento del motor. Mecánicamente, el índice de octano también es comúnmente conocido como la capacidad antidetonante que posee el combustible. La calidad del índice de octano del combustible limita la potencia y la economía que un motor puede producir, cuánto mayor sea el índice de octano del combustible, mayor será la potencia y la eficiencia del motor (Speight, J., 2011). En caso de un cascabeleo intenso y prolongado se produce una sobrecarga del sistema de refrigeración y un aumento de la temperatura pudiendo conducir a daños de partes mecánicas y por consiguiente del motor. Para un combustible determinado la aparición del cascabeleo depende de un número importante de factores. Sin embargo, para un motor determinado y condiciones de funcionamiento idénticas la aparición del cascabeleo depende exclusivamente del combustible. Para medir la capacidad de resistencia al cascabeleo de un combustible determinado se utilizan los octanómetros los cuales emplean un motor normalizado conocido como Motor CFR, por sus siglas en inglés “Cooperative Fuel Research”. El principio de la medida consiste en una mezcla de dos combustibles patrón que son el normal-heptano al que se le atribuye un índice de octano de 0 y el iso-octano (2, 2, 4 tri-metil-pentano) al cual se le atribuye un índice de octano de 100 (Speight, J., 2011). De esta manera, una gasolina posee un índice de octano de 92 si provoca en el motor CFR un cascabeleo idéntico al observado por una mezcla del 92% en volumen de iso-octano y del 8% en volumen del normal-heptano. Dos métodos principales son empleados para determinar el índice de octano. El primero expresa el índice de octano como RON (“Research Octane Number”) el cuál caracteriza el comportamiento del combustible en el encendido del motor; esto es, velocidad de rotación a 600 rpm 34
y temperatura de la mezcla combustible en la admisión a temperatura ambiente. El segundo método expresa el índice de octano como MON (“Motor Octane Number”) el cual caracteriza el comportamiento del combustible desde que el motor está en condiciones severas de funcionamiento; esto es, velocidad de rotación del motor CFR a 900 rpm y temperatura de la mezcla combustible en la admisión del orden de 150 °C (Fahim, M., et al., 2010). En razón de las condiciones más severas de la medida, el índice de octano expresado como MON es generalmente inferior al índice de octano RON. El RON se asemeja a condiciones de manejo en ciudad mientras que el MON a condiciones de manejo en autopista, por esta razón el RON es el valor más representativo y usado en las distintas normativas de calidad de gasolinas. Adicionalmente se puede mencionar que existe una intensa investigación científica industrial para estimar el índice de octano en función de la composición química de las familias de hidrocarburos presentes en el corte, permitiendo obtener mediciones de manera más rápida y menos costosa (Daly, Sh., et al., 2016). Alrededor del mundo, las normativas de índices de octano de las gasolinas varían ampliamente entre RON 80 a RON 100. Los países poseen dos o más grados disponibles en sus mercados. Sin embargo, de manera general, se puede establecer dos grados de gasolinas, la una conocida como grado regular y la otra como grado premium, en el Ecuador el equivalente a gasolina extra y súper respectivamente. Los grados regulares tienen un índice de octano que va desde RON 80 a RON 97, mientras que los grados premium tienen un índice de octano que va desde RON 90 a RON 100. Los grados regulares a menudo dominan el consumo de gasolinas debido a su precio más económico y, por lo tanto, son más populares entre los consumidores (Stratas Advisors, 2016). La tendencia de las normativas a nivel mundial es hacia alcanzar altos estándares en índice de octano. Así por ejemplo en la Unión Europea la especificación mínima de índice de octano es RON 95. En el caso de nuestros países vecinos; Colombia posee dos grados de gasolinas, la gasolina corriente, con un RON 87 y la gasolina extra, con un RON 92. Perú por su parte maneja cuatro grados de gasolinas denominadas Súper Plus con RON 97, RON 95, RON 90 y RON 84. En nuestro país, la última versión de la norma INEN 935 establece para la gasolina extra un RON 87 y para la gasolina súper un RON 92.
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Extensos estudios sobre el índice de octano de los hidrocarburos puros y de las familias de hidrocarburos presentes en los cortes petroleros han puesto de manifiesto algunas reglas generales. Las parafinas normales poseen los índices de octano más bajos, y se vuelven progresivamente peores a medida que aumenta su peso molecular. Las iso-parafinas presentan índices de octano mayores que los isómeros normales correspondientes, y el índice de octano aumenta a medida que aumenta el grado de ramificación de la cadena. Los naftenos son generalmente mejores que las parafinas normales correspondientes, pero rara vez tienen un octanaje elevado. Los aromáticos presentan índices de octanaje bastante altos. Las olefinas, familia de hidrocarburos producidas en las unidades de craqueo, tienen un índice de octano considerablemente más alto que las parafinas relacionadas (Speight, J., 2011). La Tabla 1, sitúa los valores relativos de los índices de octano de las diferentes familias de hidrocarburos presentes en las naftas. La composición química expresada como las proporciones de las diferentes familias de hidrocarburos que componen las naftas determinan el índice de octano del corte. Así, las naftas pesadas, hidrocarburos que poseen de 7 a 10 átomos de carbono (C7 a C10), provenientes de la destilación primaria, son ricas en parafinas normales y naftenos por tanto sus índices de octano son bastantes bajos. Se estima que la nafta pesada de destilación directa presenta índices de octano entre RON 20 y RON 50 (Tocqué, E., y Travers, C., 2010). La elevación del índice de octano puede ser alcanzada solamente mediante la transformación química
Familia de hidrocarburos
de los hidrocarburos presentes en estos cortes. Es decir, el mejoramiento de las características de la nafta pesada puede ser obtenida por la transformación de las parafinas normales y de los naftenos en hidrocarburos aromáticos y en isoparafinas. Estas son las principales reacciones que se producen en el proceso de reformado catalítico de las naftas pesadas.
TECNOLOGÍA: PROCESO DE REFOMADO CATALÍTICO El principal objetivo del reformado catalítico es convertir la nafta pesada de bajo octanaje en un producto de alto octanaje, conocido como reformado, el cual constituye una excelente base de nafta para el proceso de mezcla y producción de las gasolinas automotrices. Como segundo objetivo, este proceso produce hidrógeno que es ampliamente demandado en los procesos de hidrotratamiento de la refinería, como por ejemplo en procesos de hidrodesulfurización. Finalmente, el reformado presenta un alto contenido de BTX (benceno-tolueno-xileno), por lo que también sirve como una excelente fuente de aromáticos para las plantas petroquímicas.
REACCIONES QUÍMICAS Y TERMODINÁMICA DEL REFORMADO CATALÍTICO Según el crudo de origen, la nafta pesada contiene diferentes proporciones de familias de hidrocarburos; sin embargo, es siempre relativamente rica en parafinas normales y en naftenos, familias de hidrocarburos de bajo índice de octano. Se estima que el contenido de parafinas puede alcanzar hasta un 60% en volumen, mientras que el contenido en naftenos puede variar entre el 10% al 70% (Fournier, G., y Joly, J., 2016). De esta manera, las transformaciones o reacciones
REFINACIÓN
TECNOLOGÍA: ÍNDICE DE OCTANO DE CUERPOS PUROS
0ARAlNAS Naftenos
Aromáticos
/LElNAS
C8H18
C9H18
C8H10
C5H10
Elevado
Medio
Bastante elevado
Elevado
0ARAlNASÏNORMALES
)SO 0ARAlNAS
C7H16 Muy bajo
Ejemplos
Índice de octano (RON)
7DEOD 9DORUHV UHODWLYRV GHO tQGLFH GH RFWDQR GH ODV IDPLOLDV GH KLGURFDUEXURV SUHVHQWHV HQ ODV QDIWDV 35
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Fundamentos del reformado catalítico para la producción de Naftas de Alto Octano Autor: Dr. Andrés Miño Ron F
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REFINACIÓN
químicas deseadas son la deshidrociclización, la deshidrogenación e isomerización de las parafinas normales y de los naftenos para la obtención principalmente de aromáticos y en menor proporción de isoparafinas, ambas, familias de hidrocarburos de alto índice de octano. La Figura 1 y 2 presentan ejemplos de este tipo de reacciones que se dan en las unidades de reformado catalítico (Hsu, Ch., y Robinson, P., 2006). Es importante mencionar que, dentro de los compuestos aromáticos producidos en la unidad, se encuentra el benceno, compuesto fuertemente regulado dentro de las especificaciones de gasolinas automotrices. Según la norma INEN 935, el contenido máximo de benceno es 1% y 2% en volumen para las gasolinas extra y súper respectivamente. Para limitar la formación de este compuesto el refinador dispone de alternativas como elevar el punto de corte entre la nafta ligera y la nafta pesada, así como optimizar la separación de estas naftas, es decir no introducir en la unidad 36
hidrocarburos susceptibles de formar benceno. El correcto funcionamiento en paralelo de la unidad de isomerización, unidad de octano de naftas livianas, también permite solucionar esta restricción. Pese a estas precauciones, en ocasiones se torna necesario la puesta en marcha de una columna de fraccionamiento del reformado. Las reacciones químicas secundarias, comúnmente llamadas reacciones parásitas, que se producen en las unidades de reformado son el hidrocraqueo y la formación de coque. Las reacciones de hidrocraqueo producen gases metano, etano y sobre todo propano y butano, componentes del gas licuado de petróleo (GLP). Estas reacciones son perjudiciales en el rendimiento del reformado y consumen hidrógeno. La formación de coque, poliaromáticos que se condensan en la superficie del catalizador desactivándolo progresivamente, constituye la reacción secundaria más molesta ya que conduce a una disminución de la actividad del catalizador y por
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consiguiente disminuciĂłn en los rendimientos de reformado y de hidrĂłgeno. La termodinĂĄmica de las reacciones quĂmicas deseadas, a excepciĂłn de las reacciones de isomerizaciĂłn, establece que son reacciones fuertemente endotĂŠrmicas y se acompaĂąan de un aumento en el nĂşmero de molĂŠculas. AsĂ, estas reacciones son favorecidas a mayores temperaturas y menores presiones de operaciĂłn. Por otro lado, la formaciĂłn de coque, si bien presenta velocidades de reacciĂłn menores, es tambiĂŠn favorecida en condiciones de altas temperaturas y bajas presiones. La Figura 3 muestra claramente el impacto de la presiĂłn en el rendimiento de los hidrocarburos lĂquidos que poseen 5 o mĂĄs ĂĄtomos de carbono (C5+), la disminuciĂłn de la presiĂłn incrementa el rendimiento de estos hidrocarburos. La Figura 3, muestra igualmente que la operaciĂłn a menor presiĂłn incrementa la velocidad de desactivaciĂłn del catalizador. AsĂ, la diluciĂłn en hidrĂłgeno de la carga permite desacelerar la formaciĂłn de coque,por tanto la presiĂłn de hidrĂłgeno que ingresa a la unidad debe ser cuidadosamente controlada.
CATALIZADOR DE REFORMADO CATALĂ?TICO
REFINACIĂ&#x201C;N
El catalizador de reformado catalĂtico es un catalizador bifuncional ya que requiere una funciĂłn ĂĄcida para las reacciones de isomerizaciĂłn, una funciĂłn metĂĄlica para las reacciones
de deshidrogenaciĂłn y una combinaciĂłn de las dos funciones para las reacciones de deshidrociclizaciĂłn. La funciĂłn ĂĄcida es aportada por el soporte del catalizador el cual es una alĂşmina gama cuya acidez es ajustada por la adiciĂłn de cloro. La funciĂłn metĂĄlica es aportada por las nanopartĂculas de platino bien dispersas en el soporte. El platino puede encontrarse solo o en asociaciĂłn con otros metales como el renio o el estaĂąo, los cuales se ha demostrado que favorecen la estabilidad y selectividad del catalizador. La composiciĂłn tĂpica de un catalizador de reformado catalĂtico puede ser 0,25% de platino, 0,25% de renio y 1,0% de cloro, porcentajes en masa, soportado en una gama alĂşmina extruida de alta pureza con un ĂĄrea especĂfica de 180 m2/g a 200 m2/g (Robinson, D., 2000). Los catalizadores de reformado catalĂtico pierden su actividad principalmente por la formaciĂłn de coque en la superficie del mismo y por la presencia de compuestos sulfurados o nitrogenados que deben imperativamente ser eliminados antes del ingreso a la unidad mediante un proceso de hidrotratamiento. La formaciĂłn de coque en el catalizador se produce de manera progresiva e incide directamente en la pĂŠrdida de actividad del catalizador. Para compensar la pĂŠrdida de actividad, el operador debe aumentar la temperatura de operaciĂłn con el objetivo de mantener el Ăndice de octano del reformado producido. Sin embargo, el aumento de temperatura disminuye el rendimiento en reformado
)LJXUD (IHFWR GH OD SUHVLyQ GHO UHDFWRU HQ HO UHQGLPLHQWR \ HQ OD YHORFLGDG GH GHVDFWLYDFLyQ SDUD XQ FDWDOL]DGRU FRPHUFLDO TXH SURFHVD XQD QDIWD D 521 FRQVWDQWH 0RVHU 0 37
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Fundamentos del reformado catalĂtico para la producciĂłn de Naftas de Alto Octano Autor: Dr. AndrĂŠs MiĂąo Ron F
REFINACIĂ&#x201C;N
y aumenta la producciĂłn de gas. AsĂ, el aumento de la temperatura se puede realizar hasta un cierto lĂmite, a partir del cual es necesario regenerar el catalizador para alcanzar nuevamente su actividad inicial y mantener la economĂa del proceso. El catalizador juega el papel principal en el proceso de reformado. Aunque el estado del arte ha avanzado notablemente, incluso las mejoras mĂĄs pequeĂąas en selectividad, actividad y estabilidad del catalizador pueden tener impactos significativos en la economĂa de la refinerĂa. El incentivo para las mejoras del catalizador es alto. La madurez de los catalizadores de reformado y su naturaleza altamente sofisticada significan que la mejora a travĂŠs de los programas de experimentaciĂłn se estĂĄ apoyando cada vez mĂĄs en mĂŠtodos mĂĄs complejos como la experimentaciĂłn factorial, la misma que requiere una planificaciĂłn cuidadosa, optimizaciĂłn y tratamiento estadĂstico, mĂŠtodo encaminado prin-
cipalmente a reducir costos y ahorrar tiempo. Otra alternativa que estĂĄ posicionĂĄndose para orientar el descubrimiento de mejoras en la formulaciĂłn del catalizador es la quĂmica computacional (Boitiaux, J. et al., 2006).
TIPOS DE UNIDADES INDUSTRIALES DE REFORMADO CATALĂ?TICO Existen tres tipos de unidades industriales de reformado catalĂtico: las unidades semi-regenerativas con tratamiento in situ del catalizador en cada parada que realice la unidad; las unidades regenerativas cĂclicas, con la utilizaciĂłn de un reactor suplementario, el cual durante las regeneraciĂłn del catalizador reemplaza sucesivamente a cada uno de los otros reactores y de esta manera asegurar una operaciĂłn en continuo; y finalmente, las unidades regenerativas conocidas como unidades CCR, por sus siglas en inglĂŠs Continuos Catalyst Regeneration, que operan en regeneraciĂłn continua del catalizador. En
)LJXUD 'LDJUDPD HVTXHPiWLFR GHO SURFHVR GH XQD XQLGDG &&5 &RXUR\HU & HW DO 7DEOD &RPSDUDFLyQ GH UDQJRV WtSLFRV GH UHQGLPLHQWRV REWHQLGRV HQ ODV XQLGDGHV VHPL UHJHQHUDWLYDV \ HQ ODV XQLGDGHV UHJHQHUDWLYDV 0DUFLOO\ &K Alimentación Intervalo de destilación °C Condiciones operativas1 +RUDV GH XWLOL]DFLyQ SRU DxR
Nafta de destilación atmosfÊrica 90 - 175 °C semi-regenerativa
regenerativas
8000
8400
PresiĂłn (bar)
9.5 - 14.5
<5
RON
98 - 100
102 - 105
MON
87 - 89
90 - 93
Rendimientos/AlimentaciĂłn1 HidrĂłgeno (% masa)
2,0 - 2,5
3 - 3,6
Reformado C5+ (% masa)
80 - 85
90 - 94
/DV FRQGLFLRQHV RSHUDWLYDV VHYHULGDG GH OD RSHUDFLyQ \ ORV UHQGLPLHQWRV GHSHQGHQ GH OD QDWXUDOH]D GH OD FDUJD \ GHO REMHWLYR EXVFDGR 38
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CONCLUSIONES El principal proceso de refinación para incrementar el octanaje de las naftas es el reformado catalítico. Ecuador no cuentan con la capacidad necesaria para mejorar el índice de octano de las naftas producidas localmente y su consumo de gasolinas automotrices presenta una marcada tendencia de crecimiento, generando mayor dependencia de importaciones de naftas de alto octano o necesidad de incrementar la capacidad de unidades de reformado catalítico para la obtención de gasolinas bajo especificaciones. El índice de octano es una propiedad fundamental de las gasolinas que caracteriza la aptitud del combustible a combustionarse correctamente en un motor y mientras mayor sea el índice de octano, mayor será la potencia y la eficiencia del motor. Por otra parte, un funcionamiento anormal, en un mismo motor y en las mismas condiciones de funcionamiento, depende exclusivamente del combustible. Así, la tendencia es alcanzar altos estándares de calidad, como mínimo RON 95, caso de la Unión Europea. El catalizador de reformado catalítico está constituido por nanopartículas de platino en asociación con renio o estaño dispersas en la superficie de una alúmina gama clorada. Si bien la formulación de estos catalizadores es una tecnología madura, cambios en su composición que permitan obtener pequeñas mejoras en el proceso conducirán a importantes logros en la economía del mismo. El desarrollo tecnológico de las unidades de reformado catalítico ha conducido a la concepción y puesta en marcha de unidades de regeneración en continuo del catalizador permitiendo trabajar en las condiciones de operación más favorables y de esta manera obtener mejores rendimientos del proceso. La refinería de Esmeraldas cuenta con una unidad de regeneración en continuo por lo que una operación técnica y un control estricto del proceso maximizarán la economía de la unidad y por ende de la refinería. El reformado catalítico además de producir naftas de alto octano produce hidrógeno, elemento altamente demandado en las refinerías para los procesos de hidrotratamiento. Estos objetivos subrayan la importancia estratégica del reformado catalítico en la configuración de las actuales refinerías y en la calidad de los combustibles.
REFINACIÓN
todo el mundo, el esquema semi-regenerativo domina la capacidad de reformado en aproximadamente el 60% de la capacidad total, seguido de regeneración continua en 28% y cíclica en 12% (Rahimpour, M., et al., 2013). La formación de coque en el catalizador es de importancia radical en el proceso por lo que el desarrollo de este tipo de unidades a conducido a unidades de regeneración del catalizador en continuo, así las unidades CCR son el tipo más moderno de las unidades de reformado catalítico. En estas unidades, el catalizador se regenera continuamente y una vez regenerado alimenta los reactores operativos. En la Figura 4, se presenta un diagrama esquemático de una unidad de CCR, denominada comercialmente como Octanizing, del licenciante Axens Solutions, configurada con cuatro reactores separados (side-by-side), en el intermedio el paso de la carga a través de hornos, la circulación del catalizador en cada uno de los reactores se los realiza por gravedad y el paso de un reactor al siguiente y a la sección de regeneración se lo realiza neumáticamente con la ayuda de un gas de lift, una vez concluida la sección de regeneración el catalizador es nuevamente enviado a la zona de reacción. En la Tabla 2, se compara los rendimientos típicos de una unidad semi-regenerativa clásica a los rendimientos de una unidad de regeneración en continuo para una carga constituida de una nafta de destilación atmosférica. El interés de una unidad de regeneración en continuo es permitir una operación a muy baja presión. Si bien las bajas presiones aumentan la formación de coque en el catalizador, la regeneración en continuo mantiene al catalizador con un nivel de actividad constante y elevado. Así, en estas unidades se acepta el empleo de catalizadores con menor estabilidad, pero que presentan mayor selectividad y rendimiento en productos deseados. Las grandes ventajas de un proceso regenerativo frente a los procesos tradicionales de lecho fijo son: mayor octanaje del reformado producido, incluso trabajando con una baja calidad de alimentación, y mayores rendimientos en reformado y en hidrógeno. Adicionalmente, la unidad es operativa durante todo el año y suministra constantemente su producción de hidrógeno para la refinería. En el Ecuador, la unidad de reformado catalítico de la Refinería de Esmeraldas es de regeneración en continuo, de tipo CCR, y cuenta con una capacidad de 10 mil barriles por día. La operación de este tipo de unidades requiere de personal técnico altamente capacitado y de un control estricto de la operación de para aprovechar al máximo la capacidad instalada en beneficio de la economía de la unidad y de la refinería.
BIBLIOGRAFÍA t Organización de Países Exportadores de Petróleo, World Oil Outlook 2018, septiembre 2018, ISBN 978-3-9503936-6-8. t Asociación de la Industria Hidrocarburífe39
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Cálculo de la vida útil de las camisas de los cilindros del motor Wärtsila 12V32 LN Autor: Fabricio Bladimir Vega Álvarez, OCP Ecuador S.A.
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Cálculo de la vida útil de las camisas de los cilindros del motor Wärtsila 12V32 LN $XWRU )DEULFLR %ODGLPLU 9HJD ÉOYDUH] 2&3 (FXDGRU 6 $ INTRODUCCIÓN
El objetivo principal de este estudio es determinar la vida útil de las camisas de los cilindros, analizando la metrología de las camisas obtenidas en los mantenimientos preventivos anteriores y el monitoreo continuo de la presión del cárter.
OCP Ecuador, empresa privada, brinda el servicio de transporte de crudo a lo largo de 485 km. El sistema del oleoducto se localiza en el sector norte del Ecuador y su ruta comienza al Este del país, dentro de la región amazónica, en Sucumbíos. Se extiende a través de la Cordillera de los Andes, alcanzando los 4060 m.s.n.m. y finaliza en la zona costera ecuatoriana en Esmeraldas. En su recorrido cruza 4 provincias (Sucumbíos, Napo, Pichincha y Esmeraldas), 11 cantones y 33 parroquias. El oleoducto de crudos pesados inició su operación en noviembre de 2003 con una capacidad para transportar hasta 450.000 barriles diarios y a la fecha ha transportado más de 800 millones de barriles de crudo por su oleoducto, de los cuales, más de 15 millones, provienen de Colombia, lo que ha permitido afianzar la integración hidrocarburífera regional. El oleoducto de crudos pesados tiene 4 estaciones de bombeo. En cada una de ellas están instalados motores de combustión interna que producen la energía necesaria para transportar el petróleo hasta el Terminal Marítimo. Los motores de combustión interna poseen sensores cuyas señales pueden ser usadas para predecir posibles fallas. Una variable ligada al desgaste interno es la presión del cárter. El fabricante del motor Wärtsila indica que cuando la presión del cárter alcanza los 5 milibares, el motor debe apagarse por emergencia (Ver figura 1).
Se analizan dos factores principales: la presión del cárter y el desgaste de las camisas de los cilindros, donde se define varios modelos matemáticos: uno para la presión del cárter en función del tiempo y otro para el desgaste de las camisas también en función del tiempo. Por resolución gráfica se encontró el modelo matemático de la presión del cárter en función del desgate de las camisas.
ABSTRACT The main objective of this study is to determine the useful life of the cylinder liners by analyzing the liner metrology from prior preventive maintenance services and the continuous monitoring of crankcase pressure. Two main factors are analyzed: the crankcase pressure and the cylinder liner wear and tear, where several mathematical models are defined: One for the crankcase pressure in terms of time and another for liner wear and tear in terms of time. A mathematical model for the crankcase pressure in terms of liner wear and tear was found through graphic resolution.
Fecha recepción: 14 de mayo de 2019 Fecha aprobación: 06 de junio de 2019 Palabras clave: Vida útil, desgaste, camisas de los cilindros, motor de combustión interna, presión del cárter, distribución Weibull, modelos matemáticos, desgaste crítico, ovalamiento. Key words: Lifetime, wear, cylinder liners, internal combustion engine, crankcase pressure, Weibull distribution, mathematical models, critical wear, oval. Fabricio Vega: Pertenece al Grupo de Mantenimiento Especiales de OCP Ecuador S.A, fvega@ocp-ec.com
MANTENIMIENTO
RESUMEN
)LJXUD $ODUPD GH SUHVLyQ GHO FiUWHU HQ PLOLEDUHV 41
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CARACTERÍSTICAS GENERALES Valor crítico de presión del cárter Se realizó un análisis de estadística descriptiva para encontrar el valor crítico, registrando los valores de presión de todos los motores Wärtsila 12V32LN de OCP y los valores de desgaste de las camisas.
)LJXUD 7HQGHQFLD GH OD SUHVLyQ GHO FiUWHU HQ IXQFLyQ GHO KRUyPHWUR GHO PRWRU
El valor de presión crítica se basa en el análisis descriptivo y control SIX – SIGMA y se determinó lo siguiente:
Análisis mediante software Weibull Mediante el ordenamiento de los datos de desgaste con sus respectivas identificaciones y horas de funcionamiento se obtuvo un ajuste a una distribución Weibull 2p o 3p y una degradación con distribución exponencial y en algunos casos distribución lineal.
(VTXHPD $SOLFDFLyQ GH :HLEXOO D OD YLGD ~WLO GH ODV FDPLVDV GH ORV FLOLQGURV \ SUHVLyQ GHO FiUWHU
RESULTADOS El análisis de desgaste con sus respectivos valores críticos en diferentes zonas y el ovalamiento facilita la predicción para reemplazar las camisas.
MANTENIMIENTO
Valor crítico en diferentes zonas de desgaste de una camisa del cilindro La metrología de desgaste interno es realizada con un micrómetro de interiores certificado, cuyos valores de incertidumbre fueron calculados con ayuda de la siguiente ecuación:
El desgaste en la zona I del cilindro tiene un límite de control de 320.80 mm, en la zona II es de 320.50 mm y en las zonas III y IV es de 320.30 mm. La metrología en estas zonas del cilindro se obtiene en 4 posiciones con distancia de 45° entre puntos. El desgaste por ovalamiento es de 0.25 mm. Su medida es la diferencia absoluta obtenida de los puntos perpendiculares.
)LJXUD (VTXHPD VLPSOLÀFDGR GH ORV SXQWRV GH PHGLGD GH PHWURORJtD HQ GLIHUHQWHV ]RQDV 42
)LJXUD 'LVWULEXFLyQ H[SRQHQFLDO HQ HO GHVJDVWH SRU ovalamiento Tiempo para F o S (h)
ID de subconjunto 1
Número de elemento
Estado F o S
1
F
37646
A1-1
2
F
45957
A2-1 A3-1
3
F
55008
4
F
55130
A4-1
5
F
64623
A5-4
6
F
93255
A2-2
7
F
93255
A4-4
8
F
93255
A1-2
9
F
170338
A5-1
7DEOD 7LHPSR KRUDV HQ HO TXH VH DOFDQ]D HO GHVJDVWH FUtWLFR SRU RYDODPLHQWR
Cálculo de la vida útil de las camisas de los cilindros del motor Wärtsila 12V32 LN Autor: Fabricio Bladimir Vega Álvarez, OCP Ecuador S.A.
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Conclusiones t El valor crítico de presión del cárter es de 1.6 milibares que corresponde a un desgaste de 320.82 mm. t Usando la distribución a la que se ajustan los valores de presión del cárter y basados en el análisis descriptivo y control SIX-SIGMA, fue encontrado el valor de alarma de 1.01 milibares. t El desgaste más pronunciado se evidencia en la Zona I por encontrarse en contacto directo con el proceso de combustión y estar sometido a cargas constantes. t El modelo matemático final se obtiene de
una resolución gráfica con la que se obtiene la presión del cárter en función del desgaste de las camisas de los cilindros. Recomendaciones t Los valores de metrología obtenidos en los mantenimientos preventivos deben estar dentro de los valores de incertidumbre para obtener proyecciones de vida útil coherentes con la realidad. t Usar el monitoreo continuo de la presión del cárter para obtener valores de desgaste de camisas y fortalecer el mantenimiento basado en condición. t Con la estimación de vida útil de las camisas se puede optimizar el tiempo de compra de las mismas.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS t Manual de Wärtsila, Operación y Mantenimiento, t Motor de combustión Interna 12V32LN. t Manual de Software Weibull ++, Distribución y degradación. t Estadística descriptiva t Control de calidad basado en SIX- SIGMA
MANTENIMIENTO
La tabla 1, indica el tiempo en el cual pueden presentarse fallas a causa de haberse alcanzado el desgaste crítico. El modelo matemático de la presión del cárter en función del desgaste de las camisas de los cilindros se obtiene mediante resolución gráfica. Por extrapolación, cuando la presión del cárter alcanza 1.6 bares el desgaste en las camisas de los cilindros es de 320.82 mm.
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OperaciĂłn y optimizaciĂłn del transporte de crudo pesado a travĂŠs del Oleoducto en el Bloque 16 Autores: Galo Guanoluisa, Juan Pablo PĂŠrez, RaĂşl Guaita, Jaime Taipe, Carlos Valencia y AndrĂŠs Esquivel - Repsol Ecuador F
OperaciĂłn y optimizaciĂłn del transporte de crudo pesado a travĂŠs del Oleoducto en el Bloque 16 $XWRUHV *DOR *XDQROXLVD -XDQ 3DEOR 3pUH] 5D~O *XDLWD -DLPH 7DLSH &DUORV Valencia y AndrĂŠs Esquivel - Repsol Ecuador Fecha recepciĂłn: 29 de mayo de 2019 Fecha aprobaciĂłn: 07 de junio de 2019 Palabras Clave: ProducciĂłn, oleoducto, rata de flujo, fluido, crudo, diluyente, mezcla, tanques de almacenamiento diĂŠsel, residuo, API, NPF, SPF, Planta Topping. Key Words: Production, pipeline, flow rate, fluid, crude, diluent, mix, storage tanks, diesel, residue, API, NPF, SPF, Topping Plant. Galo Guanoluisa: Ingeniero de PetrĂłleos de la Universidad TecnolĂłgica Equinoccial, Coordinador de ProducciĂłn de Repsol Ecuador, cinco aĂąos de experiencia en el ĂĄrea de Operaciones tanto en wellpad como en Planta de Tratamiento de Crudo. -XDQ 3DEOR 3pUH] ,QJHQLHUR QuĂmico de la Universidad San Francisco de Quito, Coordinador de ProducciĂłn de Repsol Ecuador, GLH] DxRV GH H[SHULHQFLD HQ el ĂĄrea de Operaciones tanto en wellpad como en Planta de Tratamiento de Crudo.
TRANSPORTE
RaĂşl Guaita: Ingeniero MecĂĄnico de la Escuela PolitĂŠcnica Nacional, TĂŠcnico de Mantenimiento (2005-2006), Ingeniero CBM (2007-2013), Coordinador de ProducciĂłn (2009 a la actualidad) en Repsol Ecuador. Jaime Taipe: Master en Procesos Industriales de la Universidad Central, Ingeniero QuĂmico de la Escuela PolitĂŠcnica Nacional, Ingeniero Junior de Procesos en la ESPE, Ingeniero de Tratamiento QuĂmico en Champion Technologies del Ecuador, Operador y actualmente Coordinador ProducciĂłn en Repsol Ecuador. Carlos Valencia: Ingeniero QuĂmico de la Escuela PolitĂŠcnica Nacional, con experiencia en la Industria de Oil and Gas (ExploraciĂłn y ProducciĂłn desde el aĂąo 2000). Experiencia en las siguientes ĂĄreas: IngenierĂa de la ProducciĂłn, Operaciones, /HYDQWDPLHQWR $UWLĂ&#x20AC;FLDO 7UDWDPLHQWR 4XtPLFR SDUD Ă XLGRV GH ProducciĂłn y en el ĂĄrea de SMA en Repsol Ecuador. AndrĂŠs Esquivel: Ingeniero QuĂmico de la Escuela PolitĂŠcnica Nacional, Coordinador de ProducciĂłn de Repsol Ecuador, ocho aĂąos de experiencia en el ĂĄrea de Operaciones tanto en wellpad como en Planta de Tratamiento de Crudo.
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RESUMEN Repsol Ecuador opera desde el 1 de Junio de 1994 en los Bloques 16 y 67, ĂĄreas que se encuentran dentro del parque nacional YasunĂ, designado por la Unesco en 1989 como una reserva de la biosfera y es parte del territorio donde se encuentra ubicado el grupo ĂŠtnico Huorani. Esto nos exige mantener una cultura hacia el cuidado del medio ambiente y la seguridad de las personas e instalaciones. La producciĂłn de crudo depende de la generaciĂłn de energĂa elĂŠctrica; parte de esta energĂa es obtenida con equipos de generaciĂłn cuyo combustible utilizado es diĂŠsel y su producciĂłn genera un volumen de residuo con caracterĂsticas que provocan la reducciĂłn de la calidad de la densidad API y el aumento de la viscosidad del crudo que se transporta por el oleoducto. Las distintas ĂĄreas involucradas en la operatividad del oleoducto y producciĂłn de diĂŠsel, en base a una serie de anĂĄlisis determinaron las principales variables que afectan el comportamiento del Oleoducto, identificando las siguientes: crudo diluyente, rata de flujo, temperatura, viscosidad, densidad API del crudo despachado y calidad del residuo generado por la Planta Topping. En el presente artĂculo se muestra la experiencia en el control adecuado de las mismas, para mantener un eficiente transporte en todo el circuito y evitar que se presenten los siguientes problemas crĂticos: t DisminuciĂłn del volumen de crudo entregado en OCP. t Oleoducto operando cerca del lĂmite mĂĄximo de presiĂłn permitido. t PĂŠrdidas de contenciĂłn primaria (fugas de crudo) en juntas y bridas del oleoducto por elevada presiĂłn de operaciĂłn. t Incremento en los niveles en los tanques de almacenamiento del NPF y SPF. t Almacenamiento de crudo de baja calidad en los tanques de la estaciĂłn SSFD (Tanque de diluyente).
t DisminuciĂłn de la producciĂłn de diĂŠsel para mejorar la calidad de mezcla del crudo transportado. t DisminuciĂłn de Manejo de Fluido en el bloque, por consecuente optimizaciĂłn de energĂa generada a base de diĂŠsel.
ABSTRACT Repsol Ecuador operates since June 1, 1994 in Blocks 16 and 67, areas that are within the Yasuni National Park, designated by UNESCO in 1989 as a biosphere reserve and is part of the territory where the ethnic group Huorani is located. This requires us to maintain a culture towards the care of the environment and the safety of people and facilities. The production of crude oil depends on power generation; part of this demand of energy is obtained with diesel generation; whose production generates a volume of residue with characteristics that cause the reduction of the API quality and the increase in the viscosity of the crude oil that is transported by the pipeline. The different areas involved in the operation of the pipeline and diesel production, based on a series of analyzes, determined the main variables that affect the behavior of the pipeline, identifying the following: Crude diluent, flow rate, temperature, viscosity and API density of the crude oil delivery and quality of the residue generated by the Topping Plant. The present article explains our experience in the adequate control of the variables, to keep the efficiency through the whole circuit of transport avoiding getting the following critical troubles: t Decreased volume of oil crude delivered at OCP. t Oil pipeline operating near the maximum pressure limit allowed. t Losses of primary containment (oil leaks) in joints and pipeline flanges by high operating pressure. t Increased levels in the NPF and SPF storage
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tanks t Storage of low quality crude in the tanks of the SSFD station (diluent tank) t Decrease in diesel production to improve the quality of the mixture of the transported crude. t Reduction of Fluid Handling in the field, due to the consequent optimization of energy generated from diesel.
ANTECEDENTES
TRANSPORTE
El oleoducto que opera Repsol Ecuador, en los Bloques 16 y 67 (Tivacuno), inicia en las Facilidades de Producción del Sur (SPF) en el Bloque 16 y finaliza en la Estación Amazonas del Oleoducto de Crudos Pesados del Ecuador (OCP) ubicada en Lago Agrio. Este oleoducto tiene una longitud aproximada de 211 kilómetros. Para la operación de estos Bloques, se dispone de dos plantas de procesos, dos estaciones de bombeo y una planta de producción de diésel que se describen a continuación: t Planta de procesos del SPF (SPF, Southern Production Facility), estación en la cual se realiza el proceso de deshidratación, almacenamiento y transporte del crudo obtenido de las plataformas: Amo, Daimi, Ginta, Iro y Wati. t Planta de procesos del NPF (NPF, Northern Production Facility), estación en la que se realiza el proceso de deshidratación, almacenamiento y transporte del crudo obtenido de las plataformas: Bogi, Capiron y Tivacuno (Bloque 67).
t Planta Topping se encuentra ubicada en la planta del NPF y es donde se produce diésel para la generación de energía eléctrica y como subproducto del proceso de producción de diésel se obtiene un crudo de alta viscosidad y bajo grado API denominado residuo. t Estación de bombeo de Pompeya (PPYA), Punto de calentamiento y re-bombeo del crudo proveniente del NPF en dirección hacia la estación SSFD. t Estación de bombeo de Shushufindi (SSFD), localidad donde se produce una nueva etapa de calentamiento y re-bombeo del crudo transportado, para direccionarlo hacia el OCP en la estación Amazonas, cabe mencionar que en esta estación también se almacena crudo para ser utilizado como diluyente. El inicio del Sistema de Transporte de Crudo de Repsol, comienza en el SPF, la producción obtenida en estas facilidades es enviada a las facilidades del NPF a una temperatura aproximada de 200 °F, pero debido a la distancia entre facilidades, el crudo proveniente de SPF arriba a NPF a una temperatura promedio de 89°F, razón por la cual es sometido a un proceso de calentamiento y posterior almacenamiento en los tanques T-1108 A y B. El tanque de almacenamiento T-1108 A es utilizado para abastecer el consumo diario de la Planta Topping. Por otro lado, el tanque T-1108 B, es utilizado para el almacenamiento de crudo que finalmente será transportado hacia el
*UiÀFR (VTXHPD JHQHUDO GHO WUDQVSRUWH HQ HO 2OHRGXFWR 45
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Operación y optimización del transporte de crudo pesado a través del Oleoducto en el Bloque 16 Autores: Galo Guanoluisa, Juan Pablo Pérez, Raúl Guaita, Jaime Taipe, Carlos Valencia y Andrés Esquivel - Repsol Ecuador F
oleoducto. En este tanque se realiza un control de la viscosidad y grado API de la mezcla de las corrientes que ingresan al tanque. Actualmente la mezcla resultante es de 14.1° con una viscosidad de 115 cst a 208°F.
CALIDAD DEL CRUDO t El crudo proveniente de NPF, tiene una calidad API de 18,1° t El crudo proveniente de SPF, tiene una calidad API de 15,3°. t Residuo proveniente de la Planta Topping, tiene una calidad API que fluctúa entre 9 y 10° aproximadamente.
VARIABLES OPERATIVAS
TRANSPORTE
Crudo diluyente: La producción de crudo de SPF es la variable de mayor importancia en el control del API del crudo de despacho, debido a las siguientes razones: t Constituye el crudo diluyente de la mezcla final que va a ser transportada en el oleoducto desde NPF hacia Shushufindi. t Es el principal factor para establecer un incremento o decremento a la producción de diaria de diésel. Cabe mencionar que una variación ligera en volumen de transferencia o en la densidad API de la producción del SPF se refleja inmediatamente en la densidad API de mezcla final a transportar, razón por la cual en el momento de realizar modificaciones en el manejo de fluido del SPF se deberá considerar la densidad API resultante en el tanque de almacenamiento de SPF. El aumento en la producción de SPF marcará la posibilidad de manejar un residuo más pesado y por ende mayor producción de diésel, caso contrario, es decir disminución de la misma, se deberá realizar un ajuste para incrementar la densidad API de residuo y consecuentemente se obtendrá menor producción de diésel, es necesario considerar las variaciones de densidad API que se pueden presentar debido a eventos de apagado de varios pozos en SPF, para lo cual, se debe monitorear constantemente tanto el crudo de almacenamiento en los tanques T-2108-A ,T-2108-B y crudo despachado a NPF, hasta normalizar las condiciones de producción de SPF. Otra consideración importante es el stock mínimo de crudo de SPF que debe estar almacenado en tanques; esto debido a situaciones emergentes que puedan presentarse; al momento se ha determinado como límite inferior 12 ft en los tanques de SPF (7500 bls por tanque). Temperatura del oleoducto: Otra de las variables fundamentales en 46
la optimización del transporte de crudo del bloque es la temperatura, por esta razón se han realizado análisis respecto a este tema con el objetivo de encontrar mejoras que se puedan implementar. Basados en las experiencias obtenidas, descensos de temperatura ya sea en el punto de salida (NPF) o en las estaciones de bombeo (Pompeya y Shushufindi) afectan drásticamente a la movilidad del oleoducto, por lo que se la considera como una variable de suma importancia. Se realizaron varios trabajos para optimizar esta variable como los que se menciona a continuación: t Mantenimiento de intercambiador de calor E-1060, el cual incrementa la temperatura del crudo proveniente desde SPF de 89°F hasta aproximadamente 205°F, manteniendo así la mezcla de salida a una temperatura adecuada. t Instalación de un calentador eléctrico en serie respecto al calentador de diésel ya existente, en la estación de bombeo de Pompeya, situ; el incremento de temperatura se produce hasta los 130°F aproximadamente. t Instalación de un by-pass en la estación Pompeya de tal manera que el crudo pase directamente por los calentadores eléctrico y a diésel sin pasar por las bombas de transferencia. t Instalación de intercambiador de calor eléctrico en serie junto a los intercambiadores de calor existentes. En la estación de Shushufindi, los cuales incrementan la temperatura desde los 100°F hasta 200°F. Así la distribución estratégica de calentamiento en varios puntos a lo largo del tramo del oleoducto ayuda a mantener una movilidad adecuada en el mismo y evita tener valores de viscosidad altas en el crudo de despacho, lo cual dificultaría su transporte. A continuación, se detallan las temperaturas promedio que se tienen en cada estación a lo largo del oleoducto:
LOCACIÓN
TEMPERATURA (°F)
PLANTA SPF
198
PLANTA NPF
205
POMPEYA
130
SSFD
200
OCP
94
7DEOD 7HPSHUDWXUDV SURPHGLR GHO 2OHRGXFWR
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Calidad del Residuo: La calidad del residuo entregado por la Planta Topping es de extrema importancia en la mezcla final, pues esta corriente es la que degradará al crudo de despacho, lo que se traduce en afectación a la densidad API de la mezcla. Las medidas de control de la calidad del residuo van ligadas a la producción de diésel por tanto el trabajo de la Planta Topping es de suma importancia en ajustar las variables de su proceso para optimizar la cantidad de diésel producido y la calidad de residuo entregado. Control del Oleoducto Una vez detalladas las variables críticas en el control del oleoducto, se procedió a diseñar una hoja de cálculo para determinar el °API de mezcla en la salida de NPF y así mantener Densidad (API)
condiciones adecuadas en el oleoducto. Para calcular el ° API de la mezcla se utiliza la siguiente ecuación:
Donde, GE s= Gravedad específica de la mezcla. Para calcular la gravedad específica de la mezcla se utiliza la siguiente ecuación:
Donde, GE Tanque =Gravedad específica del crudo en el tanque T-1108B V Tanque= Volumen del tanque T-1108B (bls) t= tiempo (horas) GE1= Gravedad específica petróleo NPF; Q1= Caudal de petróleo NPF (bopd) GE2= Gravedad específica petróleo SPF; Q2= Caudal de petróleo SPF (bopd) GE3= Gravedad específica Nafta Planta Topping; Q3= Caudal de Nafta (bpd) GE4= Gravedad específica residuo Planta Topping; Q4= Caudal de residuo (bpd) Implementación de un modelo matemático de planificación eficiente de mezclado de crudos. Con la finalidad de simular adecuadamente el proceso de mezcla de crudo que se realiza en el Bloque 16 se trabajó en el diseño de un algoritmo computacional en el lenguaje de programación Java mediante el cual se obtienen los valores de viscosidad de las mezcla, lo cual simula el comportamiento de la variación de viscosidad por las distintas combinaciones de volúmenes entre crudo liviano y pesado a las temperaturas fijadas por el usuario, y la variación de la viscosidad en la tubería debido a la perdida de temperatura. Permitiendo así tomar decisiones importantes en los diferentes nodos del sistema.
-ÀNIMOÏmUJO (BOPD)
Viscosidad máxima en oleoducto
NFP
Pompeya
SSFD
X > 14.1
F > 20.000
110cP/114cSt@200ºF 180 260cP/270cSt@180ºF
190º F a 200º F
1 bomba 1 calentador
185º F 2 bombas 2 calentadores
X > 14.2
20.000 > F > 18.000
100cP/106cSt@200ºF 210cP/219cSt@180ºF
200º F
1 bomba 1 calentador
200º F 2 bombas 2 calentadores
X > 14.3
18.000 > F > 16.000
96cP/101cSt@200ºF 180cP/188cSt@180ºF
200º F
1 bomba 1 calentador
200º F 1 bomba 2 calentadores
X > 14.5
16.000 > F > 12.000
90cP/95cSt@200ºF 160cP/167cSt@180ºF
200º F
1 bomba 1 calentador
200º F 1 bombas 2 calentadores
X > 15.3
10.000 > F > 8.000
136cP/142cSt@176ºF
185º F
1 calentador
176º F 1 bomba 1 calentador
TRANSPORTE
Viscosidad y densidad API crudo despachado: Una de las últimas implementaciones respecto a la optimización del transporte de crudo, radica en la implementación de un viscosímetro en el punto de salida de crudo desde NPF. Este instrumento nos permite obtener valores en línea de la viscosidad de nuestra mezcla de crudos a ser transportada por el oleoducto NPF Shushufindi, se puede decir que con la adquisición de este instrumento podemos tomar acciones inmediatas, ya que se dispone de medidas en tiempo real permitiendo realizar ajustes a tiempo para mantener las condiciones del crudo de despacho en rangos adecuados para su transporte. En cuanto a la densidad API, es una variable crítica, para esto se tienen medidas de monitoreo continua por parte de Tratamiento Químico. El º API de bombeo mínimo a la salida de NPF va a depender del flujo transportado y se detalla en la tabla N°2.
7DEOD 9DORUHV GHO 0tQLPR $3, \ ÁXMR TXH VH SRGUtD PDQHMDU HQ HO ROHRGXFWR )XHQWH ,QIRUPH GH 6LPXODFLyQ \ &RPSRUWDPLHQWR GHO 2OHGXFWR 5HSVRO ,683 47
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Operación y optimización del transporte de crudo pesado a través del Oleoducto en el Bloque 16 Autores: Galo Guanoluisa, Juan Pablo Pérez, Raúl Guaita, Jaime Taipe, Carlos Valencia y Andrés Esquivel - Repsol Ecuador F
*UiÀFR &iOFXOR GH OD YLVFRVLGDG GH OD PH]FOD
*UiÀFR &iOFXOR GHO $3, GH ERPEHR
y es actualizado periódicamente. Este registro incluye un código de colores que permite identificar visualmente las desviaciones y tomar acciones correctivas inmediatas sobre las diferentes variables en cada uno de los tramos de oleoducto entre NPF y OCP.
TRANSPORTE
Registro de control del Oleoducto Para llevar un adecuado control de los parámetros del Oleoducto se ha diseñado un archivo de seguimiento en el que se encuentran las variables más importantes y el rango de valores de referencia el cual avanza en función del tiempo
*UiÀFR 5HJLVWUR GH FRQWURO GHO 2OHRGXFWR 48
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CONCLUSIONES: El transporte de crudo pesado ha sido un desafío en estos últimos años para Repsol, y lo seguirá siendo en el tiempo venidero. Este aspecto es un gran reto el cual ha involucrado mucho tiempo de análisis para evaluar las distintas variables que inciden en el mismo y luego de identificadas poder encontrar alternativas para mejorar en cada una de ellas. Los conocimientos teóricos aplicados, maniobras operativas, modificaciones en las instalaciones de superficie, reuniones de análisis para estudiar la problemática, trabajo en conjunto con todas las áreas; han generado soluciones, desarrollando destreza y conocimiento profundo en el personal técnico sobre cómo enfrentar el transporte de crudos pesados. Las variables detalladas en el documento como son: temperatura de transporte, crudo diluyente, viscosidad, densidad API del crudo de bombeo y calidad del residuo, son los principales factores que afectan a la calidad del crudo que va a ser transportado, por ende la optimización y control de cada una de ellas es de vital importancia para que el transporte del crudo de bombeo no se vea afectado.
El caudal de flujo transportado en cada una de las estaciones es fundamental ya que la disminución del mismo afecta la movilidad debido a la pérdida de temperatura, incrementando así la viscosidad. Otro aspecto importante a detallar es el envío mensual de pigs a lo largo de todo el trayecto del oleoducto, cuyas características son polypig de 16” y superpig de 24”. El tramo Pozo 27-OCP, es la sección más crítica del oleoducto porque tiene una dimensión mayor al resto del oleoducto (24”), lo que implica una reducción en la velocidad de transporte y por ende pasa a ser un tramo crítico para una presurización. Como detalle final cabe mencionar que siguiendo las políticas de seguridad y medio ambiente de la empresa, se realizó un BOW TIE para evaluar los riesgos que implica la operación del oleoducto, ya que este fue considerado como un posible MAH (Major Accident Hazard), donde se plantearon barreras como el almacenamiento de crudo diluyente en la Estación SSFD y firma de convenios para apertura de válvulas SDV’S en caso de emergencia.
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AnĂĄlisis de dimensionamiento de bombas para transporte de crudo parafĂnico empleando modelos no-newtonianos Autor: Ing. Esteban Miguel Pozo Prado F
AnĂĄlisis de dimensionamiento de bombas para transporte de crudo parafĂnico empleando modelos no-newtonianos $XWRU ,QJ (VWHEDQ 0LJXHO 3R]R 3UDGR Fecha recepciĂłn: 05 de abril de 2019 Fecha aprobaciĂłn: 06 de junio de 2019 Palabras clave: Transporte de petrĂłleo, investigaciĂłn reolĂłgica, crudo parafĂnico, fluidos no-newtonianos, tixotropĂa. Keywords: Oil transport, rheological investigation, paraffinic crude, non-Newtonian fluids, thixotropy (VWHEDQ 0LJXHO 3R]R 3UDGR Ingeniero MecĂĄnico de profesiĂłn con experiencia en sistemas de bombeo y ensayos no destructivos. Actualmente se desempeĂąa como consultor independiente y capacitador tĂŠcnico.
RESUMEN Los fluidos No Newtonianos han sido objeto de interĂŠs debido a la capacidad que poseen de variar su viscosidad al ser sometidos a esfuerzos mecĂĄnicos. Como resultado de la investigaciĂłn reolĂłgica de estos fluidos, se ha sabido aprovechar la propiedad de reducir su viscosidad al momento de llevar a cabo su transporte, asĂ como tambiĂŠn, crear conciencia sobre los posibles retos que el incremento de viscosidad puede representar. En el presente trabajo, se presenta un escenario de transporte de crudo parafĂnico y se exponen las ventajas de estudiar las particularidades del mecanismo de transporte, la composiciĂłn del crudo, los equipos de bombeo y los beneficios durante la operaciĂłn mediante el anĂĄlisis en estado estable y transitorio.
ABSTRACT
TRANSPORTE
Non-Newtonian fluids have been studied due to their ability to vary their viscosity
)LJXUD 'HSyVLWRV TXH FRP~QPHQWH VH IRUPDQ HQ ODV SDUHGHV GH OD WXEHUtD GXUDQWH HO SURFHVR GH SURGXFFLyQ KLGURFDUEXUtIHUD $VIDOWHQRV FHUDV HVFDODV H KLGUDWRV %HWDQFRXUW 6 HW DO S
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when subjected to mechanical stresses. As a result of the rheological investigation of these fluids, the property of viscosity reduction has been employed when carrying out fluid transport operations, as well as, raising awareness about the implications of viscosity increments. In the present work, a scenario of paraffinic crude oil transport is presented. The advantages of studying the particularities of the transport mechanism are shown, along with the composition of the crude oil, the pumping equipment and the operating costs through the study in steady and transient state.
INTRODUCCIĂ&#x201C;N La industria del petrĂłleo se enfrenta a importantes retos al momento de transportar crudos parafĂnicos, debido a la estructura tipo gel que forman los cristales de parafina al encontrarse transitando en la tuberĂa bajo ciertas temperaturas, como se observa en la Figura 1.
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En este tipo de crudos se encuentra la presencia de ceras parafĂnicas bajo la temperatura de aparecimiento de ceras â&#x20AC;&#x153;WATâ&#x20AC;? (Wax Appearance Temperature) y el crudo exhibe un comportamiento reolĂłgico tixotrĂłpico bajo el punto de fluidez â&#x20AC;&#x153;PPTâ&#x20AC;? (Pour Point Temperature), con viscosidad y esfuerzo de fluencia dependientes de la temperatura y de los esfuerzos cizallantes aplicados sobre el fluido. Por diversas operaciones como mantenimiento o emergencias, se debe detener el flujo de crudo por la tuberĂa durante varias horas, provocando una caĂda en la temperatura y la consecuente constituciĂłn de estructuras tipo gel que bloquean el paso de crudo al momento de reiniciar el flujo. En casos crĂticos, tiempos de operaciĂłn demasiado prolongados, han ayudado a constituir estructuras tipo gel de cristales de parafina lo suficientemente resistentes como para soportar la presiĂłn de reinicio de flujo, esto ha obligado a reemplazar tramos enteros de tuberĂa que ya no pueden ser recuperados. En este trabajo se plantea la posibilidad de aprovechar esta caracterĂstica del fluido para dimensionar de manera Ăłptima equipos de
bombeo, con el respectivo ahorro al momento de transportar crudos parafĂnicos.
CARACTERĂ?STICAS DEL CRUDO Los crudos del tipo parafĂnico se conciben como un medio disperso estructurado, estando la fase dispersa compuesta por cristales de parafina (Kirzanov E.A., Remizov S.V. (1999)), se comportan como fluidos no-Newtonianos del tipo PseudoplĂĄstico (Shear-Thinning) bajo ciertas condiciones y a su vez exhiben un marcado comportamiento de dependencia con respecto al tiempo del tipo tixotrĂłpico. (Wardhaugh L.T. y Boger D.V. (1991) p.871) Exhiben un comportamiento no-newtoniano cuando se encuentran a temperaturas menores al Punto de Turbidez (Cloud Point, Wax Appearance, Crystallization or Precipitation Temperature WAT, WCT or WPT (Riazi M.R. (2005) p.378)) debido a la cristalizaciĂłn de las ceras parafĂnicas que contienen, siendo el Punto de Turbidez la temperatura a la que las partĂculas de parafina comienzan a precipitarse, se tiene presencia de parafinas en la muestra, como se aprecia en la Figura 2.
TRANSPORTE
)LJXUD 3XQWR GH 7XUELGH] :$7 SRU &301 , TemperaWXUD Â&#x192;& 6H REVHUYD OD SUHVHQFLD GH FULVWDOHV GH SDUDĂ&#x20AC;QD %HWDQFRXUW 6 HW DO S
)LJXUD Ă&#x152;QGLFH GH &RUUHODFLyQ2. Se emplea el CI o tQGLFH GH FRUUHODFLyQ FRPR XQD KHUUDPLHQWD SDUD FDUDFWHUL]DU OD FRPSRVLFLyQ GH KLGURFDUEXURV EDVDGR HQ OD JUDYHGDG HVSHFtĂ&#x20AC;FD \ HO SXQWR GH HEXOOLFLyQ GH OD PH]FOD 6SHLJKW - * S
1. Cross-Polar Microscopy 2. Ă&#x152;QGLFH GH FRUUHODFLyQ 7UDGXFLGR GHO LQJOpV ´&RUUHODWLRQ ,QGH[Âľ R &,
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AnĂĄlisis de dimensionamiento de bombas para transporte de crudo parafĂnico empleando modelos no-newtonianos Autor: Ing. Esteban Miguel Pozo Prado F
Por otra parte, en procesos reales, se estima que el proceso de gelificaciĂłn de la parafina comienza a temperaturas menores a las del Punto de Fluidez (Ajienka J.A., Ikoku C.U. (1994)). Para caracterizar un crudo se recurre al factor de caracterizaciĂłn o al Ăndice de correlaciĂłn mediante la Figura 3: Donde un CI=0, representa una mezcla con una alta presencia de parafinas normales, mientras que si el CI=100, la presencia preponderante serĂĄ de benceno. (Speight J.A. (2002) p. 31). Cuando el crudo es transportado, este cede energĂa a la tuberĂa y se genera la consecuente disminuciĂłn de temperatura que desemboca en la precipitaciĂłn de ceras parafĂnicas como se muestra en la Figura 4.
ANTECEDENTES SegĂşn Frigaard I., Vinay G. y Wachs A. (2007) no se debe caer en el error de suponer que el problema de reinicio de flujo de crudos parafĂnicos se limita solamente a climas extremos, sino al contrario, se debe estudiar el Punto de Turbidez del crudo para conocer a quĂŠ temperatura se espera la precipitaciĂłn de cristales de parafina, la misma que puede llegar a presentarse a elevadas temperaturas como en algunas regiones de Ă frica Central y Australia. Por lo expuesto en pĂĄrrafos anteriores y por la naturaleza de los sistemas mecĂĄnicos, es necesario tener en cuenta que el flujo de crudo puede
detenerse durante varias horas por motivos de mantenimiento o emergencia, haciendo que se forme una red de cristales de parafina entrelazados formando una estructura tipo gel dentro de la tuberĂa y presentando dificultades a la hora de reiniciar el flujo, siendo la presiĂłn necesaria para reanudar el flujo de crudo mucho mayor a la que puede ser proporcionada. (Lee H.S., Singh P., Thomason W.H. y Fogler H.S. (2008) p. 480) Wardhaugh L.T. y Boger D.V. (1991) afirman que durante varios procesos como la producciĂłn, transporte y almacenamiento del crudo, el fluido puede llegar a cristalizarse bajo condiciones apropiadas, resultando en la precipitaciĂłn de ceras en las paredes de la tuberĂa y en casos crĂticos, la formaciĂłn de un tapĂłn de cera gelificado que obstruye el flujo y dificulta el reinicio del mismo; en otras palabras se crea un esfuerzo de fluencia asociado al material gelificado (Yield Stress) que se debe vencer para poder volver a operar normalmente el oleoducto. Debido a que el tiempo de enfriamiento dentro de la tuberĂa no es homogĂŠneo, la estructura cristalina en la cual se solidifican las ceras parafĂnicas es muy variada y se constituye como una mezcla de cristales en forma de aguja, lĂĄminas y con estructura ortorrĂłmbica, que dependen de la velocidad de enfriamiento, concentraciĂłn de cera e historial de cizallamiento del crudo, como se observa en la Figura 5 (Singh P., et al. (2000) y Dirand M. et al. (1998)).
TRANSPORTE
)LJXUD *HOLĂ&#x20AC;FDFLyQ GH &HUDV 3DUDItQLFDV3 $OOHQ 7 2 5REHUWV $ 3 S
)LJXUD ,PiJHQHV GH FULVWDOHV SDUDItQLFRV HQ FHUDV JHOLĂ&#x20AC;FDGDV HQIULDGDV D GLIHUHQWHV YHORFLGDGHV \ REWHQLGDV PHGLDQWH &304 /HH + 6 6LQJK 3 7KRPDVRQ : + \ )RJOHU + 6 S $ OD L]TXLHUGD VH REVHUYD XQ FULVWDO GH FHUD (Q HO FHQWUR VH SUHVHQWD XQD DJORPHUDFLyQ GH FULVWDOHV $ OD GHUHFKD VH REVHUYD XQD DJORPHUDFLyQ DGKHULGD D OD VXSHUĂ&#x20AC;FLH PHWiOLFD GH WXEHUtD FRQVWLWXLGD SRU FHUDV DUHQDV \ DJXD ,]TXLHUGD 0XHVWUD GH FUXGR SDUDItQLFR VRPHWLGR D XQD YHORFLGDG GH HQIULDPLHQWR GH Â&#x192;& K \ D 7 Â&#x192;& 'HUHFKD 0XHVWUD GH FUXGR SDUDItQLFR VRPHWLGR D XQD YHORFLGDG GH HQIULDPLHQWR GH Â&#x192;& K \ D 7 Â&#x192;&
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Acorde a los estudios realizados por Verschuur E., et al. (1971), Uhde A., et al (1971), Davenport T.C., et al (1971), Borghi et al y Vinay G. et al. (2007) se confirma que la onda de propagaciĂłn de la presiĂłn es una variable importante durante el proceso de ruptura de la estructura gelificada para reiniciar el flujo. Por la dependencia que posee el crudo del historial tĂŠrmico y de cizallamiento, Wardhaugh L.T. y Boger D.V. (1991) sugieren mantener el fluido cizallado para disminuir el esfuerzo a la fluencia del crudo gelificado, debido a que se ha encontrado que en crudos que han sido enfriados estĂĄticamente (sin cizallamiento), las viscosidades y los esfuerzos de fluencia son mucho mĂĄs elevados. (p.872) Wardhaugh L.T. y Boger D.V. (1991) sugieren la divisiĂłn de la tuberĂa en tres zonas, dependiendo del tiempo desde que cesĂł el flujo
de crudo, como se aprecia en la Figura 6. Los mismos autores seĂąalan que los parĂĄmetros de mayor interĂŠs son el tiempo que le toma al fluido inyectado para romper la estructura gelificada y alcanzar el final de la tuberĂa, asĂ como tambiĂŠn, el tiempo que toma recuperar condiciones de flujo estable sin cera parafĂnica en la pared de la tuberĂa. Se considera que el reinicio de flujo ha sido un ĂŠxito cuando no quedan rastros de ceras gelificadas, teniendo en consideraciĂłn que un fluido menos viscoso es capaz de atravesar siempre a uno de mayor viscosidad. En la Tabla 1, Se presentan diversos ejemplos de muestras de crudo parafĂnico de diversas regiones del mundo:
CONDICIONES DE TRANSPORTE En la actualidad existen ciertas consideraciones para transportar crudos parafĂnicos, las
Figura 6. Efecto de la velocidad de enfriamiento en la respuesta WUDQVLWRULD GHO HVIXHU]R GH FL]Dllamiento vs. el tiempo para un FUXGR SDUDItQLFR WLSR -DFNVRQ +XWton5 :DUGKDXJK / 7 \ %RJHU ' 9 S
Wax Content (wt, %)
API * Gravity
WAT (°C)
Pour Point (°C)
China
18.25
24.2
-
43
Dulang, Malaysia
3
12.6
31
33.76
Angsi, Malaysia
2
42.6
28
33.32
South America
NM**
27
36.4
9
Eastern Egyptian
3.3-4.5
-
-
-
Upper Egypt
11.92
31.6
-
27
South East Asia
18-38
25-40
26-68
15-60
North Sea Crude oil
15
33
42
27
9HQH]XHODQ %RVFDQ
4.1
-
-
-
Russian
9.4-12.2
-
-
-
-
-
-
Sudan
21.2
Gulf of Mexico
7.8
Mexico (PC)
11.26
36
-
-30
Mexico (IRI)
10.91
28.4
-
-26
Iran
13.1
34.9
-
26
India
22.4
44.2
-
22
China (Changqing)
20.78
34
-
30
TRANSPORTE
Region
$3, $PHULFDQ 3HWUROHXP ,QVWLWXWH 10 1RW PHQWLRQHG
7DEOD &RQWHQLGR GH &HUD JUDYHGDG $3, :$7 3XQWR GH Ă XLGH] SDUD FUXGRV GH GLIHUHQWHV UHJLRQHV 0$5:$ 0 HW DO
&RQ XQ KLVWRULDO GH FL]DOODPLHQWR GH V VH WLHQH $ %DxR GH +LHOR % 9HORFLGDG GH HQIULDPLHQWR 0HGLD Â&#x192;& D Â&#x192;& FRQ Â&#x192;& PLQ & 9HORFLGDG GH HQIULDPLHQWR EDMD Â&#x192;& D Â&#x192;& FRQ Â&#x192;& PLQ GH Â&#x192;& D Â&#x192;& FRQ Â&#x192;& PLQ GH Â&#x192;& D Â&#x192;& D Â&#x192;& PLQ (Q HO JUiĂ&#x20AC;FR VH PXHVWUDQ YHORFLGDGHV GH HQIULDPLHQWR DSUR[LPDGDV =21$ 1HZWRQLDQR =21$ FUXGR GHSHQGLHQWH GHO WLHPSR GHSHQGLHQWH GHO KLVWRULDO GH FL]DOODPLHQWR \ GHO KLVWRULDO WpUPLFR ]RQD QR 1HZWRQLDQD =21$ FRPSRUWDPLHQWR LQGHSHQGLHQWH GHO WLHPSR GHSHQGLHQWH GHO KLVWRULDO GH FL]DOODPLHQWR ]RQD QR 1HZWRQLDQD
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AnĂĄlisis de dimensionamiento de bombas para transporte de crudo parafĂnico empleando modelos no-newtonianos Autor: Ing. Esteban Miguel Pozo Prado F
tratarse de un goteo (leak), la caĂda de presiĂłn serĂĄ despreciable, razĂłn por la cual se emplean instrumentos para medir el caudal y compararlo entre dos estaciones; si la medida de caudal es distinta, se puede presumir de un goteo en la secciĂłn. Al momento de reiniciar el flujo, se prefiere disminuir el caudal y encender los hornos para tener una vena lĂquida que deshaga los sedimentos que se han precipitado a las paredes de la tuberĂa. Mientras se detiene el crudo, se mantiene el fluido en un bucle de calentamiento, donde el crudo es movido en cĂrculo a travĂŠs de un sistema de tuberĂas en la estaciĂłn de bombeo en las cuales es calentado por inducciĂłn electromagnĂŠtica y se lo mantiene lĂquido hasta que pueda ser bombeado. En el paĂs existen dos tipos de crudo que se comercializan comĂşnmente: crudo Oriente6 y crudo Napo7. El primero con un API de 24 (Contenido promedio de Ceras ParafĂnicas (UOP46) = 10.1 Wt%.) y el segundo con un API de 19 (Contenido promedio de Ceras ParafĂnicas (UOP46) = 5.3 Wt%.), segĂşn resultados entregados por la empresa INTERTEK (2011).
Ă NALISIS EN ESTADO ESTABLE Para llevar a cabo este estudio se empleĂł un algoritmo que recibe las coordenadas del oleoducto, estaciones, vĂĄlvulas, tipo de tuberĂa y caracterĂsticas del crudo. Se conoce el perfil de
TRANSPORTE
cuales se clasifican en tres categorĂas, mecĂĄnicas, tĂŠrmicas y quĂmicas. -MecĂĄnicas: Se dimensiona el sistema tomando como parĂĄmetro de diseĂąo una viscosidad mĂĄxima de la mezcla de crudo que se desea explotar. t TĂŠrmicas: Se calienta el crudo a ser transportado con miras a que la viscosidad disminuya y se requiera menor potencia para poder bombearlo. t QuĂmicas: Se inyecta en el flujo de crudo un quĂmico depresor del punto de fluidez para disminuir la WAT y asegurar que el fluido continĂşe comportĂĄndose como Newtoniano en rangos de temperatura mayores. Adicionalmente, se considera que: Se emplean hornos para calentar aceite tĂŠrmico, que a travĂŠs de intercambiadores de calor calienta el crudo en casos en los cuales la viscosidad sea elevada. Como alternativa, se puede encender una bomba adicional para que el intercambio energĂŠtico entre el rodete y el fluido incremente la temperatura (hasta 10°C). Los oleoductos que cuentan con fibra Ăłptica o monitoreo satelital pueden recopilar informaciĂłn desde todos los puntos del sistema para monitorear el movimiento de crudo. En caso de pĂŠrdida de crudo por una ruptura franca de la tuberĂa, se activan las vĂĄlvulas automĂĄticas de compuerta las cuales bloquean el paso del fluido haciendo que se corte el derrame. En caso de
)LJXUD (VTXHPD GH WXEHUtD HQWHUUDGD \ FLUFXLWR WpUPLFR DVRFLDGR (ODERUDGR SRU HO DXWRU
/DV PXHVWUDV GH FUXGR 2ULHQWH HVWXGLDGDV HQWUHJDURQ HQWUH RWURV ORV VLJXLHQWHV UHVXOWDGRV $3, # Â&#x192;) $670 ' $3, 3XQWR GH WXUELGH] $670 ' Â&#x192;& &RQWHQLGR 3URPHGLR GH $VIDOWHQRV $670 ' P P &RQWHQLGR SURPHGLR GH &HUDV 3DUDItQLFDV 823 :W /DV PXHVWUDV GH FUXGR 1DSR HVWXGLDGDV HQWUHJDURQ HQWUH RWURV ORV VLJXLHQWHV UHVXOWDGRV $3, # Â&#x192;) $670 ' $3, 3XQWR GH WXUELGH] $670 ' Â&#x192;& &RQWHQLGR 3URPHGLR GH $VIDOWHQRV $670 ' P P &RQWHQLGR SURPHGLR GH &HUDV 3DUDItQLFDV 823 :W
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temperaturas externas y se calculan los parĂĄmetros de resistencia de la tuberĂa (MAOP) junto con los parĂĄmetros tĂŠrmicos e hidrodinĂĄmicos del sistema, empleando el nĂşmero de Nusselt, Reynolds y Prandtl junto con el respectivo circuito tĂŠrmico mostrado en la Figura 7: La ecuaciĂłn de la energĂa se emplea usando un tĂŠrmino adicional para esfuerzos cortantes en fluidos no newtonianos del tipo pseudoplĂĄstico, las mismas que pueden tomar la forma de:
Dentro del proceso iterativo, se toman pares coordenados de las curvas HQ de las bombas del sistema y se las almacena en vectores tomados desde Excel. Una vez obtenidos los puntos, se obtiene una curva de ajuste y se encuentran
las constantes del polinomio que representa la curva hallada. Con los coeficientes de la curva hallados, se puede proceder a evaluar la misma en diferentes caudales, obteniendo de esta forma todas las curvas asociadas a las bombas. Se emplea un criterio de convergencia del 5%, obteniĂŠndose un trazado como el mostrado en la Figura 8. Es posible conocer las temperaturas alcanzadas en cada punto del oleoducto, gracias a las consideraciones de trasferencia de calor aplicadas (Figura 9). Como era de esperarse, debido a que la energĂa es cedida por el equipo al fluido, la viscosidad varĂa de forma abrupta, generĂĄndose picos donde la viscosidad del crudo es baja en los lugares donde se encuentran las estaciones de bombeo. A continuaciĂłn, se muestra una tabla con los valores de eficiencia finales para cada grupo de bombas obtenidos de la Ăşltima iteraciĂłn.
)LJXUD 3HUĂ&#x20AC;O GHO ROHRGXFWR XELFDFLyQ GH YiOYXODV SHUĂ&#x20AC;O GH SUHVLRQHV \ 0$23 (ODERUDGR SRU HO DXWRU
TRANSPORTE
)LJXUD *UiĂ&#x20AC;FR GH 'LVWDQFLD YV 7HPSHUDWXUDV 1RWDU HO LQFUHPHQWR GH WHPSHUDWXUD H[LVWHQWH HQ FDGD HVWDFLyQ GH ERPEHR GHELGR DO LQWHUFDPELR GH HQHUJtD HQWUH HO Ă XLGR \ HO URGHWH (ODERUDGR SRU HO DXWRU
)LJXUD *UiĂ&#x20AC;FR GH 'LVWDQFLD YV 9LVFRVLGDG 'LQiPLFD GHO &UXGR (ODERUDGR SRU HO DXWRU
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Análisis de dimensionamiento de bombas para transporte de crudo parafínico empleando modelos no-newtonianos Autor: Ing. Esteban Miguel Pozo Prado F
)LJXUD 7UDQVLWRULR HQ ROHRGXFWR XVDQGR ERPED FRPR FRQGLFLyQ GH IURQWHUD 9LVWD ODWHUDO 'HVGH HVWH iQJXOR VH SXHGH DSUHFLDU FRQ PD\RU FODULGDG OD DFFLyQ GH OD ERPED VREUH HO VLVWHPD H[KLELHQGR SLFRV \ FRQWUD SLFRV GH SUHVLyQ (ODERUDGR SRU HO DXWRU
ANÁLISIS EN ESTADO TRANSITORIO
TRANSPORTE
Se expone el caso del reinicio de flujo, tomando en cuenta que, al existir un descenso de temperatura al estar el fluido estancado en la tubería, se lleva a cabo un mecanismo de precipitación de parafinas en forma de gel, que disminuye el diámetro del ducto y en casos críticos lo bloquea. Siguiendo procedimientos de reinicio aconsejados, se procede a reiniciar el oleoducto empleando el caudal mínimo real, siendo aquel el que es entregado por una única bomba. De esta forma se espera poder deshacer los potenciales bloqueos de crudo gelificado existentes en el oleoducto, así como también los depósitos existentes en las paredes de la tubería. El procedimiento de reinicio debe además realizarse empleando en primera instancia el caudal mínimo posible y aprovechar la vena líquida aún existente en el interior de la tubería, para lo cual se hace uso de una única bomba hasta que el fluido gelificado empiece a desprenderse de las paredes y pueda sumarse al flujo normal de crudo, como se muestra en la Figura 11.
CONCLUSIONES Al momento de bombear un crudo parafínico (o que presente características no newtonianas) es posible hacerlo empleando menor energía a 56
la calculada debido al cizallamiento que ocurre entre el rodete de la bomba y el fluido, lo cual resulta en una reducción de la viscosidad adicional. Es posible realizar un bombeo con menor eficiencia durante un arranque para que la energía cedida al fluido sea mayor, se genere una disminución de viscosidad y se facilite el bombeo. Esta consideración es especialmente útil cuando no se puede calentar el fluido. Debido a que el punto de turbidez de los blends Napo y Oriente es menor a cero, se puede afirmar que los taponamientos por parafina e incluso la deposición en las paredes de la tubería será mínima. Por otra parte, pueden ocurrir este tipo de taponamientos en tuberías secundarias que transportan crudos con marcadas características parafínicas. Al momento de realizar un arranque de oleoducto, se debe considerar arrancar con un caudal bajo y una temperatura elevada, con el objetivo de deshacer las estructuras que se hayan formado en las paredes de la tubería.
REFERENCIAS t AJIENKA J.A., IKOKU C.U. (1994) Criteria for the Design of Waxy Crude Oil Pipelines: Maximum Pump (Horsepower) Pressure Requirement, Department of Petroleum Engineering, University of Port Harcourt,
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ELSEVIER. t FRIGAARD I., et al. (2007) Compressible Displacement of Waxy Crude Oils in Long Pipeline Startup Flows, Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics, ELSEVIER. t KIRZANOV E.A., REMIZOV S.V. (1999), Application of the Casson Model to Thixotropic Waxy Crude Oil, Rheology Acta 38, Springer Verlag, p. 172-176. t LEE H.S., et al. (2008) Waxy Oil Gel Breaking Mechanisms: Adhesive Versus Cohesive Failure, Energy and Fuels, 22, p. 480-487 t RIAZI M.A. (2005) Characterization and Properties of Petroleum Fractions (1era
Ed.) USA, PA, Philadelphia, ASTM Manual Series MNL50. t SPEIGHT J.G. (2002) Handbook of Petroleum Product Analysis (1era. Ed.) USA, Hoboken, New Jersey: John Wiley & Sons, Inc. t WARDHAUGH L.T. Y BOGER D.V. (1991) The Flow characteristics of Australian Waxy Crude Oils, 13th Australian Chemical engineering conference. t MARWA M. et al (2019) Occurrence and Characterization of Paraffin Wax Formed in Developing Wells and Pipelines, MDPI.
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