Revista Petróleo y Gas Marzo 2015 by AIHE Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador

No. 004- MARZO 2015

IS SN 1 390 - 8 81 2

2 000 EJEMPLARES

PRODUCCIÓN

Superando una desafiante caracterización de contacto agua-petróleo inclinado

PERFORACIÓN

Colgador de Liner Expandible tecnología que permite cementar en zona problemática

SEGURIDAD

Prevención: la clave en la operación

REFLEXIONES

SOBRE LA ENERGÍA Y SU ENTORNO

EDITORIAL

La sobreoferta de la producción petrolera mundial Un promedio de 90 millones de barriles de petróleo es lo que se consume cada día en el mundo. Sin embargo, la sobreoferta bordea los 2,5 millones de barriles diarios, según cifras de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA). El exceso de producción de Arabia, Emiratos Árabes, Libia, Kuwait y Catar, principales socios de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), de la cual es parte el Ecuador, repercute en la depreciación del costo por barril. A ello se suma la producción de petróleos no convencionales, por lo cual uno de los mayores beneficiados es los Estados Unidos. Desde mediados de 2014, el precio internacional del petróleo tipo WTI, que sirve de referencia para el que vende el país, bajó de $105 a $45. Esta variable tiene incidencia directa en la economía del Ecuador, porque los ingresos que se generan del petróleo representan el 11,5% del Producto Interno Bruto (PIB), según datos oficiales. En el área petrolera, la caída del precio del crudo genera recortes en inversiones y obliga a priorizar proyectos, con menores costos de operación y mantenimiento. El panorama es incierto. Según los analistas, con un recorte en la producción petrolera mundial, el precio se recuperaría automáticamente. Pero, para ello, hace falta el compromiso de los países productores. Habrá que esperar qué decisiones toman sus 11 miembros de la OPEP, en la reunión del 5 de junio próximo. Este y otros temas de interés son tratados en la cuarta edición de la revista PGE Petróleo & Gas. ¡Que disfruten esta edición! 4

CONTENIDO

en los precios 6 Desequilibrio del petróleo

44 Recuperación mejorada con CO2

en torno a la 8 Reflexiones energía y su entorno

de liner expandible: 48 Colgador tecnología de punta

18 Capacitación y eventos

alternativa para 52 Nueva aislamiento de zonas

taladros de perforación 19 Reportes: y mantenimiento

24 Estadísticas

Operaciones más eficientes con el uso de conexiones sin grasa de enrosque

producción con mejores 32 Más tecnologías y prácticas

la clave 60 Prevención: en la operación

una desafiante caracterización 34 Superando de contacto agua-petróleo inclinado

64 Certificación API Q2

REVISTA PGE PETRÓLEO & GAS

Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, Presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador; Ing. Ernesto Grijalva Haro, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE); e Ing. Juan Vera Alarcón, ex Presidente de Latin American Drilling Safety (LADS) Capítulo Ecuador. Coordinación General y supervisión: Editorial Taquina - Saraswati Rivadeneira Dirección: Nancy V. Jarrín Coordinación: Pamela Quilca - Mayra Revelo

Redacción y Edición: Nancy V. Jarrín Corrección de estilo: María Los Ángeles Cardona Diseño: Cinthya Cisneros Fotografía: Shutterstock Images Colaboradores de esta edición: Ing. Ernesto Grijalva Haro, Ing. Carlos Pérez, Ing. Laura D. Rodríguez, Ing. José R. Leal, Ing. Hernán F. Sánchez, Ing. Gino R. Hinojosa, Ing. José Luis Ziritt, Ing. Yvan Simmons, Ing. Andrés Rosero, Ing. Martín López Saubidet, Ing. Karim Azar, Ing. Emiliano Actis Goretta, Ing. Augusto Pizzo, Ing.

Hernán Hinojosa Castillo, Ing. Jhon Ochoa, Ing. Jorge Rosas e Ing. Paúl Barragán. Nota editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio. Imprenta: Don Bosco Tiraje: 2000 Número: 004 - marzo 2015 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas2014@gmail.com

NUEVO PRESIDENTE DE LADS

Paúl Barragán Chang es el Presidente del capítulo Ecuador del Latin American Safety Drilling (LADS), para el período 2015-2017, organización que trabaja para el beneficio de la industria petrolera ecuatoriana junto a la AIHE y SPE.

Ing. Paúl Barragán

Es Ingeniero en Petróleos de la Escuela Superior Politécnica del Litoral, con 19 años de experiencia. Su meta es lograr que el Ecuador sea líder en los índices de desempeño en seguridad del sector hidrocarburífero y un referente para Latinoamérica. Reemplaza al Ing. Juan Sebastián Vera, presidente de LADS en 1996-1997 y en el período 2013-2014. Por su amplia trayectoria profesional dentro y fuera del país ejerció con éxito su cargo.

Ing. Juan Vera

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS O

OPINIÓN

PUBLICITARIO

INFORMATIVO

ENTRETENIMIENTO F

FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURAL

DEPORTIVO

PROPAGANDA

CIFRAS

Desequilibrio en los precios del petróleo Ing. Ernesto Grijalva Haro1

D 1 Ernesto Grijalva Haro, ingeniero de Petróleos por la Universidad Autónoma de México.

os hechos han contribuido para este desequilibrio. Primero: el decrecimiento de la demanda de China e India, y la recesión en Europa. Segundo: el crecimiento de la oferta generada, entre otros aspectos, por la sobreproducción en la OPEP (regreso a la producción de Argelia y Libia). También están el incremento de la producción de Rusia, la expansión del fracturamiento (Eagle Ford en Texas, Bakken en Dakota y la Cuenca Pérmica Oeste de Texas y Nuevo México) en los Estados Unidos, el aumento de la producción en aguas profundas y en sitios remotos, que fueron viables con niveles de precios altos del petróleo. CONSECUENCIAS DE LOS PRECIOS BAJOS La caída de los precios del petróleo beneficia a los países importadores de crudo, como China, empeñada en diversificar sus compras de crudo, dejando de comprar en los volúmenes tradicionales a Arabia Saudita y reemplazando con crudo ruso. La caída de precios afecta directamente a todos sus productores, en especial a países cuyas economías dependen de las exportaciones del crudo, como Venezuela, Rusia e Irán. Los precios bajos ocasionan recortes en inversiones, obligando a priorizar proyectos que permitan incrementar la producción y reducir los costos de operación y mantenimiento. La caída de los precios afecta el desarrollo de actividades adicionales, obliga a productores a recurrir a las reservas de efectivo, a recortes presupuestarios, obliga a revisar inversiones o proyectos en ejecución, a buscar energías alternativas, a abrir caminos a la inversión extranjera, a eliminar los subsidios, a diversificar las economías y las exportaciones, además de optimizar el uso del petróleo y sus derivados. Cuando el precio cae es inevitable el cierre de campos cuyos costos de operación superan los actuales. Entre ellos se encuentran pequeños

productores, producciones en aguas profundas, producciones alejadas de las infraestructuras, producciones bajas, petróleo de yacimientos no convencionales y más. La estabilización llegará cuando la oferta satisfaga la demanda. Según los expertos en el área, esto tomará de dos a tres años, logrando precios de la mezcla del WTI y Brent en el año 2018 en el orden de los $75, una de las causas es que la producción y los stocks de crudo no pueden ser maniobrados fácilmente y que muchos productores o inversionistas completarán los proyectos que están en marcha. SITUACIÓN ACTUAL Los Estados Unidos, el mayor consumidor del mundo, están de fiesta por los precios bajos del crudo y sus derivados, y por su independencia lograda a través de la explotación de campos no convencionales. Arabia Saudita controla el mercado y no baja los niveles de producción; al contrario, los ha aumentado y goza de tranquilidad económica por sus grandes reservas de dinero. Al parecer, estaría dispuesta a mantener los precios bajos durante el tiempo que sea necesario, para que sus competidores abandonen el partido. Sin embargo, los Estados Unidos, Argentina, Canadá y los productores de yacimientos no convencionales deberán implementar salvaguardas para viabilizar estas producciones. Nuevos sitios de fracturamiento hidráulico son poco probables, de mantenerse los costos altos de financiamiento y los precios bajos del crudo. Los problemas aumentan cuando se evalúan nuevos proyectos de petróleo con fracturamiento y existen grandes distancias a los centros de refinación, falta de almacenamiento, falta de transporte, disponibilidad personal, entre otros. PRONÓSTICOS • Se espera que los precios del crudo caerán cuando nos acercamos al segundo trimestre y las razones para la baja se debe a dos hechos importantes: uno a que usualmente en esta época entran en mantenimiento las refinerías PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

• • •

•

CIFRAS y el otro debido a que la producción mundial de petróleo sigue siendo alta. Se prevé que el crudo Brent se mantenga en un promedio de $58 / bl en el 2015 y para el 2016 se estima que suba a $61 / bl. Las previsiones del WTI para el 2015 y el 2016 son de $50 / bl y $53 / bl, respectivamente. En el caso de la industria privada, las compañías empiezan a hacer ajustes en sus estructuras de gastos y a ser más selectivas en las inversiones. Mientras más se prolonguen los precios bajos, mayor será el impacto. Por el momento, es prematuro pensar en la rápida disminución de la producción en los Estados Unidos de los yacimientos de esquisto, como tampoco se ve una caída inmediata en la oferta de producción a nivel mundial.

PARA EL ECUADOR Al ser el Ecuador un país productor de petróleo su afectación se relaciona directamente con la exportación de crudo, pero le beneficia en la importación de sus productos y derivados (gasolinas, diésel y GLP), que representan casi el 60% de lo que consume. En las exportaciones, considerando un precio por barril de petróleo Crudo Oriente y Napo a

$80, se estimaban ingresos del orden de $11 mil millones. Si se considera un precio de $40 al barril de petróleo, los ingresos bordearán alrededor de $5 500 millones. El subsidio se reduce a casi un tercio de lo que se estimaba cuando el precio del Crudo Oriente y Napo era de $80. Entre los aspectos que hacen lucir un panorama incierto está el precio del petróleo, las reformas tributarias y laborales, reformas a la Ley de Hidrocarburos, reformas al Reglamento de Operaciones, al de Integridad de Ductos, al de Fiscalización, al de Contabilidad, etc. Por el hecho de no disponer de una fórmula ligada al precio del petróleo que permita mantener la economía de los contratos, es visible que a precios bajos no le alcanza al Estado ecuatoriano para cubrir la tarifa convenida en determinadas operaciones. Las opciones para hacer frente a las disminuciones significativas en ingresos petroleros son: • Disminuir o retirar subsidios a los combustibles y electricidad. • Incrementos tributarios. • Inversión extranjera. • Aumentar la deuda. • Recortar el gasto.

CÁLCULO DEL DISPONIBLE PARA PAGO DE TARIFAS EN LOS CONTRATOS DE EXPLORACIÓN – EXPLOTACIÓN 80,00

70,00

60,00

Dólares

50,00

40,00

30,00

US $ Light Lousiana

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

US $ WTI

US $ Crudo Oriente

US $ Crudo Napo

2 de marzo, 2015

25 de febrero, 2015

20 de febrero, 2015

15 de febrero, 2015

10 de febrero, 2015

5 de febrero, 2015

30 de enero, 2015

25 de enero, 2015

20 de enero, 2015

15 de enero, 2015

10 de enero, 2015

05 de enero, 2015

30 diciembre, 2014

20 diciembre, 2014

10 diciembre, 2014

01 diciembre, 2014

20,00

US $ Disponible

GESTORES

Reflexiones en torno a la energía y su entorno Autor: Dr. Augusto Tandazo Borrero1

A 1 Dr. Augusto Tandazo Borrero. Analista energético con 42 años de experiencia en el sector. Ex Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía.

lrededor del tema del consumo energético, del cambio climático, de la destrucción del planeta, se ha deformado buena parte del enfoque y de la realidad, que es preciso aclarar. La repetición constante de conceptos preestablecidos y sin ningún sustento pretenden hacer creer que es el ser humano el único y verdadero causante de los daños que se producen en el planeta. Fuera de la acción del ser humano, todo es supuestamente armonía que crea un estado de felicidad en la naturaleza y los demás seres vivos. Dicho de otro modo, si no existiera el ser humano, la vida en la Tierra sería la escenificación de una especie de paraíso. Con ello se olvida de manera intencional que la destrucción del planeta Tierra no depende necesariamente de causas antropogénicas, esto es por la acción u omisión de los seres humanos. • El planeta Tierra tiene aproximadamente 4 500 millones de años. • La Tierra es un planeta vivo en constante transformación. • El ser humano es un huésped muy reciente de la Tierra y se tiene información de que hace aproximadamente 2,5 millones de años apareció el género Homo, y hace no más de 200 mil años se tiene conocimiento de la presencia del Homo Sapiens. • Antes de la presencia del ser humano en la Tierra, esta ya vivió intensos ciclos de muerte de la vegetación y de los seres vivos y estos no dejan ni dejarán de estar presentes (glaciaciones, erupciones en serie, terremotos, tsunamis, la creación de variadas zonas desérticas, en las cuales el ser humano no jugó ningún papel). • Se calcula que, hace aproximadamente 25 millones de años, se produjo una serie de erupciones volcánicas en Siberia, que terminaron por acarrear la muerte de aproximadamente 95% de los seres vivos de la Tierra por anoxia. En ese entonces, no existía el ser humano. • La influencia de agentes externos a la Tierra (ajenos al accionar del ser humano) ha sido y

será determinante en el futuro. El ser humano se prepara observando la presencia de meteoritos que amenazan con destruir en todo o en parte a la Tierra. • El futuro del clima en la Tierra no necesariamente se definirá por causas antropogénicas. • La Tierra, así como nació, morirá indefectiblemente. De ahí que constituye un contrasentido el que la Constitución de la República, en su artículo 71, solamente valora el que la naturaleza es donde se reproduce la vida, sin tomar en cuenta que también en ella se presentan los ciclos de destrucción de todo tipo. Se olvida que el ser humano intenta revertir la “Ley de la Selva” que rige en la vida silvestre, ignorando que el ser humano invierte los procesos que privilegian la supervivencia de los más fuertes, para lo cual ha realizado enormes avances en: • La creación de los derechos humanos para proteger a todo ser humano en su totalidad, sin distinciones de ninguna naturaleza. • El desarrollo de la medicina, con efectos en: • La disminución de la tasa de mortalidad. • El desarrollo de sistemas inmunológicos. • El desarrollo de la biología e ingeniería genética. • La protección de los seres con discapacidad (un animal con problemas de salud es abandonado por sus progenitores). • La forestación de los desiertos y la construcción de presas para irrigación en esas zonas. • Las políticas de protección social y ambiental. • El desarrollo de nuevas fuentes de energía para proteger al planeta. En la selva existe una guerra diaria y permanente de supervivencia, de todos contra todos, incluso dentro de la misma especie, en donde, incluso, los documentales informan que algunos animales son devorados por su propio padre, como es el caso de los leones africanos. Respecto a la producción de gases de efecto invernadero GEI, estos se originan por: • La quema de combustibles fósiles (carbón, pePGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

tróleo y gas). • La deforestación (producto de asentamientos, construcción de nuevas vías y la creciente producción agrícola que destruye enormes zonas de gran biodiversidad). • La actividad volcánica. • La disolución de calizas en las aguas de mar que provoca reducción de la masa vegetal y de los microorganismos marinos, que fijan el carbono para producir oxígeno y realizar la fotosíntesis. • La descomposición de los seres vivos. • La respiración de los animales, entre otros de los seres humanos. Además, existen otros agentes contaminantes, como, por ejemplo, los derivados del carbono, azufre, nitrógeno, fósforo, plaguicidas, la radiación nuclear, los clorofluorocarburos, los metales pesados, como el mercurio y el plomo, los desechos no reciclables, la producción de sustancias sicotrópicas y alucinógenas. Para hacer frente a las amenazas de la destrucción de la capa de ozono se creó una normativa específica por medio del Protocolo de Montreal de 1987; y, para enfrentar la creciente emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI), se aprobó el Protocolo de Kioto, en 1997. La Fase 1 del Protocolo de Kioto (1° de enero de 2005 / 31 de diciembre de 2007) constituyó una fase de aprendizaje (proyecto piloto) que derivó en la creación del mercado del ambiente. En la Fase 2 del Protocolo de Kioto (1° de enero de 2008 / 31 de diciembre de 2012) se dio un período de compromisos reales y de asignación de límites máximos de emisión de GEI (se esperaba una reducción del 8% respecto de las mediciones de 1990), y se empezó a fijar una unidad de crédito por cada tonelada métrica de CO2 emitida en exceso; y, de esta manera, castigar el exceso de emisiones, con el fin de fomentar la inversión en tecnologías de bajas emisiones de GEI. A manera de ejemplo, mediante el Protocolo de Kioto, un determinado país se compromete a la reducción de los GEI en porcentajes que se fijan conforme la normativa de Kioto y, a su vez, con base en las estadísticas de las unidades industriales que posee cada país; para dar cumplimiento a las metas de Kioto, se establecen las multas que deben asumir las empresas que rebasan la cantidad máxima permitida de emisiones de GEI. Para evitar las multas, las compañías tienen las siguientes alternativas: PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

GESTORES

• Comprar el producto de la reducción de emisiones de GEI de otras empresas que están emitiendo estos GEI por debajo de los cupos asignados. • Cambiar su tecnología o modo de producción para no superar los límites de emisión de GEI que le han sido fijados; o, • Comprar papeles del carbono relativos a reducción de emisiones de GEI en terceros países o por empresas de terceros países, para acreditarlos al mercado del ambiente y con ello, emitir los GEI equivalentes a la compra (una especie de prostitución ambiental). La toma de esta decisión por parte de una determinada empresa está en función de los costos que le representa a la compañía optar por una o más de estas alternativas, en comparación con el pago de las multas correspondientes. De esta manera, el mercado del carbono funciona con base en Certificados de Reducción de GEI, que se calculan basándose en Unidades de Reducción de Emisiones (URE) y (acreditaciones exPost). Los créditos del carbono se implementan por los Mecanismos de Implementación Conjunta (IC) o por el Mercado de Desarrollo Limpio (MDL). Esta reducción de emisiones podría darse también mediante la aplicación de la REDD (Reducción de Emisiones de la Deforestación y Degradación Forestal). Lo que hay que dejar en claro es que el mercado del carbono no funciona con base en certificados de no emisiones de GEI, como fue el caso de la Iniciativa Yasuní - ITT, razón por la cual esta no tuvo desde su inicio la menor oportunidad de ser aceptada en el mercado del carbono, siendo que lo que se recaudó fueron donaciones y contribuciones en cantidades mínimas, pero de ninguna manera se pudo comercializar sus certificados en el mercado del carbono. Si se analiza con detenimiento, el haber permitido que las empresas compren Certificados de Reducción de GEI, para evitar el pago de las multas y liberarse de los topes de emisión de GEI que se les fijó, trajo consigo el que, por costos (más baratos son los papeles del mercado del carbono que las multas establecidas), se deje de lado el esfuerzo que en materia de tecnología debió hacerse para lograr la reducción de la emisión de GEI con pasos firmes y el incremento del uso de fuentes alternas de energía. La compra de derechos del carbono facilitó a los países industrializados que sigan contaminando más al planeta y terminó desquiciando el cumplimiento de los objetivos de Kioto. 9

GESTORES La imposibilidad por cumplir con las metas de Kioto y el fracaso en el desarrollo de fuentes alternas de energía frente al creciente consumo de combustibles fósiles trajo consigo el descalabro de las últimas cinco Cumbres Mundiales Climáticas realizadas en Copenhagen, Cancún, Durban, Doha y Lima. La Fase 3 del Protocolo de Kioto debió iniciarse el 1° de enero de 2013 con duración hasta el 31 de diciembre de 2020. En esa fase se esperaba la adquisición de un compromiso de reducción de 20% de las emisiones de GEI y se esperaba un incremento de generación de fuentes alternas de energía que cubran 20% de la demanda energética. Algunos países, como los Estados Unidos, desde el comienzo actuaron con pragmatismo y decidieron no ratificar el Protocolo de Kioto. Otros países como Rusia, Japón y Canadá decidieron no aprobar el acuerdo denominado Puerta Climática, aprobado en la Cumbre Mundial Climática de Doha. Mediante este, se prorroga el Protocolo de Kioto hasta 2020, aunque la fase de 2013 al 2020 quedó sin definición en cuanto a metas a alcanzarse, puesto que no se adoptó ninguna decisión de fondo y, hasta la fecha, el Protocolo de Kioto se encuentra en terapia intensi-

va, sin que se haya pasado a ejecutar la Fase 3. Para ejemplificar lo sucedido se tomará como ejemplo la declaración del ministro de Medio Ambiente de la India, Prakash Javadekar, con motivo de su asistencia a la Conferencia Mundial del Cambio Climático realizada en Lima, en 2014: “India no firmará ningún acuerdo para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero que amenacen su crecimiento”. En suma, el fracaso se debió a la imposibilidad del mundo por dejar de lado el consumo de combustibles fósiles, como se puede apreciar en la figura 1, que demuestra que, al 2010, la Tierra consume solamente el 0,7% de fuentes alternas de energía y que, en el 2040, consumirá 4% de esta fuentes; además, que de una dependencia de 81,6% del consumo de combustibles fósiles en 2010, se pasará a una dependencia de 78,4% en el 2040. Por lo tanto, el escenario es trágico puesto que dice que la Tierra no podrá por muchísimos años divorciarse del predominante consumo de combustibles fósiles. EL CASO ECUATORIANO El Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos publicó a fines del año anterior el Balance

OPEP 2014 WORLD OIL OUTLOOK WORLD SUPPLY OF PRIMARY ENERGY

2010

Levels mboe/d 2020 2035

Oil

81,8

88,8

95,4

99,6

0,7

31,9

29,6

27,2

24,3

Coal

72,4

87,4

100,0

111,2

1,4

28,2

29,1

28,4

27,1

Gas

55,2

69,4

87,6

110,9

2,4

21,5

23,1

25,0

27,0

Nuclear

14,4

13,9

17,4

23,2

1,6

5,6

4,6

5,0

5,7

Hydro

5,9

7,4

8,8

10,0

1,8

2,3

2,5

2,4

Biomass

24,9

29,2

33,9

38,6

1,5

9,7

9,4

Other renewables

1,8

4,2

8,3

16,6

7,7

0,7

1,4

2,4

4,0

256,4

300,3

351,4

410,2

1,6

100,0

Total

2040

Growth % p.a. 2010 - 40

2010

Fuel shares % 2020 2035

2040

100,0

Figura 1. Consumo de combustibles fósiles 10

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

GESTORES

Energético Nacional 2014, del cual se extraerá alguna información oficial para graficar la realidad energética. En la figura 2, denominada Estructura del Consumo por Fuente, se observa que, entre las diversas energías que integran el consumo energético nacional, se encuentra la electricidad con 13% de dicho consumo. Cuando se analiza la figura 3, que se refiere a la Potencia Eléctrica Efectiva Nacional, se nota que la potencia hidráulica alcanza el 44% del 13% que corresponde a la generación eléctrica. Por lo tanto, la figura 4 muestra que en la estructura del consumo energético nacional por

fuente, la hidroelectricidad corresponde al 6% del consumo nacional, la leña al 2% y los productos de la caña al 1%, con lo cual únicamente el 9% del consumo energético nacional corresponde a fuentes de energía que no provienen de los combustibles fósiles, los cuales alcanzan el 91% del consumo energético nacional. El 44% de la potencia eléctrica efectiva nacional es hidráulica y es de 2 245 MW. La potencia eléctrica efectiva nacional es de 5 103 MW. La diferencia entre la potencia hidráulica y la térmica es de 2 858 MW. La implementación de los ocho proyectos hiPOTENCIA ELÉCTRICA EFECTIVA NACIONAL

ESTRUCTURA DEL CONSUMO POR FUENTE Gas licuado de petróleo 8%

Eólica 0,004 Fotovoltaica 0,001

Turbovapor 11% Gasolinas 23% Electricidad 13%

Productos de caña 1% Leña 2% etróleo 1%

Kerosene y turbo 3%

Turbogas 19%

Otras secundarias 8%

Hidráulica 44%

Diesel oil 31%

MCI 26%

No energético 3% Fuel oil 7%

5,103 MW

99 millones BEP

Figura 2 y 3. Balance Energético Nacional 2014. Fuente: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos

ESTRUCTURA DEL CONSUMO POR FUENTE Gas licuado de petróleo 8%

Electricidad térmica 7% Gasolinas 23%

Hidroelectricidad 6% Productos de caña 1%

Kerosene y turbo 3%

Leña 2% Petróleo 1% Otras secundarias 8%

Diesel Oil 31%

No energético 3% Fuel Oil 7%

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

99 millones BEP

Figura 4. Con base en la información del Balance Energético Nacional 2014. Fuente: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos 11

GESTORES droeléctricos y del proyecto eólico (ver figura 5) implica invertir alrededor de $5 000 millones para generar, en el mejor de los casos, una potencia de 2 771 MW, con lo cual no se habrá cubierto 100% de generación eléctrica mediante la hidroelectricidad. Esto sin tomar en cuenta el crecimiento del consumo eléctrico con el pasar de los años derivado de varios factores (cocinas de inducción y crecimiento poblacional). Si la electricidad representa 13% del consumo energético nacional, entonces en el futuro próximo 12% de este consumo se abastecerá de energía hidráulica, quedando un remanente de 1% del consumo energético nacional que se generará por vía térmica. Por lo tanto, luego de la ejecución de los ocho proyectos hidroeléctricos y del proyecto eólico, la dependencia del consumo de combustibles fósiles se reducirá de 91% a 85%. Al respecto, vale la pena recordar que, en su momento, de manera irresponsable, se decía que, con $3 600 millones que se esperaba recaudar de la Iniciativa Yasuní-ITT, se iba a cambiar la matriz energética nacional, siendo que con ese dinero se hubiera reducido la dependencia de los combustibles fósiles en 4,3%, o sea de 91% a 86,7% y no en su totalidad.

Al respecto, es preciso destacar que el Gobierno Nacional, mediante la construcción de estos ocho proyectos hidroeléctricos y del proyecto eólico, está tratando de realizar el cambio de la matriz eléctrica, lo cual no es lo mismo que el cambio de la matriz energética en su integralidad. La figura 6 muestra que de 100% del consumo energético nacional, 49% va destinado al sector Transporte, hecho que hace ver la imposibilidad de dar en el corto y mediano plazo soluciones a este tipo de consumo. En la figura 7 se observa que 100% del consumo del sector Transporte utiliza combustibles fósiles. La figura 8 muestra que el transporte terrestre corresponde aproximadamente al 84% con consumo del sector Transporte, lo que equivale al 42% del consumo energético nacional. Este se compone de 39% de carga pesada, 21% de carga liviana, autos y jeeps 16%, taxis 3%, otros 4% y buses 1%. Por lo tanto, la solución no puede solamente darse por el lado de los autos y jeeps, sino también en la carga pesada y liviana (30% del consumo energético nacional), en el que radica el verdadero problema del consumo energético del sector Transporte, que debería invitar al Gobierno Nacional a pensar en una solución de trans-

MONTO EN MM USD

POTENCIA MW

PRODUCCIÓN ENERGÍA GW

Toachi Pilatón Mazar Dudas Minas San Francisco Delsitanisagua Manduriacu Quijos Coca Codo Sinclair Sopladora

528,0 51,2 508,8 215,0 132,9 118,3 2.245,0 735,2

253,0 20,8 270,0 115,0 60,0 50,0 1.500,00 487,0

1.120,0 125,3 1.290,0 904,0 341,0 355,0 8.731,0 2.800,0

SUBTOTAL

4.534,4

2.755,8

15.666,3

41,8

16,5

59,0

4.576,2

2.771,5

15.725,3

PROYECTOS

Proyecto eólico Villonaco Total

Figura 5. Implementación de proyectos hidroeléctricos y proyecto eólico 12

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

GESTORES

porte eléctrico de carga y no en la construcción de mega autopistas, como se dijo en su momento que podría ser la prioridad del Régimen. El Eje-

cutivo dictó las medidas tributarias que han hecho que el sector Transporte contribuya con el impuesto verde a la economía nacional.

ESTRUCTURA DEL CONSUMO NACIONAL POR SECTORES Consumo propio 12% No energético 3% Otros sectores 1% Agro, pesca, minería 1% Comercial, Ser. Pub 4% Transporte 49% Residencial 12%

Industria 18% 99 millones BEP

Figura 6. Balance Energético Nacional 2014. Fuente: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos

CONSUMO POR TIPO DE TRANSPORTE (49%) Aéreo 6% Marino 10%

Taxis 3%

Autos y jeeps 16%

Carga liviana 21%

Otras 4% Buses 1%

Terrestre 84%

Carga pesada 39%

Figura 7. Balance Energético Nacional 2014. Fuente: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos

CONSUMO SECTOR TRANSPORTE (49%) POR FUENTE Fuel Oil 6%

Electricidad 0% Gas licuado de petróleo 0%

Gasolinas 45% Diesel Oil 43%

49 millones BEP

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

Kerosene y jet fuel 6%

Figura 8. Balance Energético Nacional 2014. Fuente: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos 13

GESTORES La figura 9 indica que el sector Transporte emite 45% de los GEI, pero se observa que existen los demás sectores que deberían ser sujetos de obligaciones con el fisco, como lo hace el sector Transporte.

EMISIÓN DE GEI POR ACTIVIDAD Agro-pesca agricultura 1%

Construcción 1% No energético 3%

Comercial 0,1%

Producción 0% Centrales eléctricas 13% Autoproductor 6%

Residencial 8% Industrial 13%

Consumo propio 10% Transporte 45%

Centro de gas 0%

46 millones toneladas CO2 eq

Figura 9. El 45% de GEI emitido por el transporte

En general, todo ello hace pensar en la necesidad de que la política energética constituya una política de Estado, que contemple las siguientes acciones y decisiones: • Se requiere una transformación estructural del sector energético, despolitizando la discusión sobre esta área. • No es suficiente con apoyar el incremento de la oferta de energía, sino que es indispensable el establecimiento de políticas energéticas que coadyuven a volver eficiente el sector de producción y consumo de energía. • Deben implementarse auditorías energéticas, que deberían ser parte de una cultura de eficiencia energética por la necesidad de usar de mejor manera las fuentes primarias y secundarias de energía, ello con miras a reconvertir, modernizar y reorganizar el aparato energético del país. • Es imprescindible que el Ecuador ya cuente con una medición de emisiones de GEI por unidades industriales para controlar, regular y crear incentivos a la eficiencia energética y generar política de sustitución de uso de combustibles fósiles. • El uso racional y eficiente de energía reduce la dependencia del consumo energético, en especial, el que depende de las importaciones. • Hay que crear incentivos económicos, tribu14

tarios y demás, para quienes demuestren que están implementando un proceso de ahorro y eficiencia energética. • El inicio de la transición energética debe ser ordenada y no implica que ya se está en capacidad de dejar de depender del consumo de combustibles fósiles. • Hay que volver a repensar el tema del desarrollo de la energía nuclear, como lo están haciendo muchos países productores de petróleo de la OPEP. • Hay que hacer esfuerzos por integrar el uso del gas natural por su precio y versatilidad. • Hay que tomar en cuenta el desarrollo del potencial eólico, geotérmico y solar, desde luego, dimensionando correctamente sus posibilidades de crecimiento en la oferta de energía en razón de sus elevados costos. • En el caso de los biocombustibles, es imprescindible que la generación de la materia prima no compita con las mejores tierras cultivables, además de que hay que evaluar el impacto contaminante que tienen algunos biocombustibles, como el etanol de maíz, a manera de ejemplo. • Hay que considerar la obligatoriedad de que los grandes edificios y construcciones afines que se edifiquen, para la aprobación de los planos cuenten con análisis bioclimáticos que permitan conocer cómo debe ser una respuesta arquitectónica para lograr mayores rendimientos energéticos. • Debe ponerse mucha atención a la energía no aprovechada por razones técnicas o económicas, como es el caso del gas que se produce en los pozos petroleros. • Debe darse solución a las pérdidas en el transporte, almacenamiento y distribución de productos energéticos, tanto primarios como secundarios. • Debe darse solución a las pérdidas en procesos de transformación. No deben pasar de niveles máximos permitidos. • Debe prestarse atención al tema del denominado “consumo propio” que alcanza un porcentaje sumamente alto dentro del consumo por sectores (12%), que proviene de la utilización de la energía por el propio sector energético para su funcionamiento en las etapas de producción, transformación, transporte, distribución y almacenamiento. A nivel mundial, se puede colegir de la figura 10 que, en el 2011, el sector Transporte significó el 59% de la demanda energética, el cual no disminuirá con el pasar de los años, sino que en el PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

GESTORES

2040 se prevé que este sector represente 63% de la demanda de energía a nivel mundial. En la figura 11, se indica que, para el 2040, la tendencia global en el sector Transporte se basará fundamentalmente en el uso de gasolina, diésel, gas natural, GLP y una parte pequeña de vehículos híbridos de uso de electricidad.

Lo grave, además, es que si sigue la tendencia del crecimiento poblacional mundial, en general, y ecuatoriano, en particular, por más esfuerzos que se hagan, será imposible dar soluciones energéticas, de reducción de la contaminación de todo tipo, de infraestructura sanitaria, etc., en la medida en que sigamos creciendo como se

OPEP 2014 WORLD OIL OUTLOOK

Percentage shares of oil demand by sector in 2011 and 2040, World

Residential / commercial agriculture 10%

Industry 25%

Electricity generation 6%

Residential / commercial agriculture 10%

Industry 23%

Electricity generation 4%

Transportation 59%

Transportation 63%

2011

2040

Figura 10. OECD/IEA Energy Balances of OECD/Non-OECD Countries, 2013; OPEC Secretariat calculations

OPEP 2014 WORLD OIL OUTLOOK

Passenger cars world 2,500 2,000 1,500

millions Fuel cell electric vehicle Battery electric vehicle LPG Natural gas vehicle Plug-in hybrid electric vehicle Hybrid electric vehicle Diesel Gasoline

1,000 500 0

2015

2020

2025

2030

2035

2040

Figura 11. Tendencia global en los que se basará el sector Transporte en el 2040 PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

GESTORES lo está haciendo. La figura 12 señala que la población mundial al 2013 ascendió a 7 122 millones de personas que, para 2040, la población mundial será del orden de 8 978 millones de personas. A eso se suma que del mismo gráfico se puede observar que el crecimiento poblacional se centrará de manera total en el crecimiento alarmante de la población urbana. Según estudios de la Organización Mundial de la Salud, las expectativas de vida de los seres humanos crecerán a futuro de manera exponencial. Entonces llegará el día en que la Tierra tendrá que estallar por los cuatro puntos cardinales, por el exceso poblacional. Al respecto, hay que tomar en cuenta que la explosión demográfica limita e impide un buen manejo de las políticas ambientales y ello trae consigo, además: • Una enorme presión sobre la oferta de alimentos. • La estructuración de megápolis. • La migración rural hacia una urbanización desordenada. • El despilfarro del espacio urbano. • La difícil eliminación de residuos urbanos, en especial los que no son biodegradables.

Urban

2013

• El uso inadecuado de la tierra cultivable. Todo ello rebasa la capacidad de autodepuración del sistema ecológico, siendo que los problemas deben resolverse por las causas principales y no por los efectos. El Ecuador se encuentra en el punto más crítico, por cuanto califica en todas estas causas que impiden un buen manejo ambiental. Sin embargo, el artículo 66 de la Constitución de la República establece que se reconoce y garantizará a las personas, entre otros: • El derecho a tomar decisiones libres, responsables e informadas sobre su salud y vida reproductiva y a decidir cuándo y cuántas hijas e hijos tener. El Ecuador jamás ha tenido una política poblacional, pero es indispensable que se empiece por delinearla. Se requiere un país pragmático que se proyecte al futuro, sin ingenuidades ni candideces, que es la única forma de enfrentar el desafío de sobrevivir como Estado, puesto que las guerras del futuro se darán por los artículos indispensables para la vida humana, entre otros la energía y el agua.

Rural

Urban

2040

Rural

Change 2013 - 2040 Urban Rural

OECD America

399

510

111

-10

OECD Europe

419

137

479

109

-28

OECD Asia Oceania

192

202

-9

OECD

1.010

245

1.192

199

182

-46

Latin America

338

245

439

101

-9

Middle East & Africa

343

575

790

822

447

247

India

401

851

715

851

314

China

734

652

1.054

382

320

-270

Othet Asia

455

651

765

636

311

-15

OPEC

285

152

539

190

254

2.555

2.970

4.301

2.961

1.746

-9

101

-5

-11

Developing countries Russia

106

Other Eurasia

107

125

-32

198

144

226

100

-43

3.763

3.359

5.718

3.260

1.955

-99

Eurasia World

Figura 12. World Population Prospects: the 2012 Revision, Department of Economic and Social Affairs of the UN Secretariat, Population Division, OPEC Secretariat estimates 16

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

PUBLIRREPORTAJE

CAPACITACIÓN Y EVENTOS

Herramientas de Negociación

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Auspiciante: OCP Ecuador Lugar y fecha: Quito, 26 y 27 de febrero de 2015 Información: aihe@aihe.org.ec

A Holistic Approach to Understanding the Impact and Cause of Fines Production by David Underdown

Organiza: Distinguished Lecturer Program SPE Capítulo Ecuador Auspiciante: Andes Petroleum Ecuador Ltd. Lugar y fecha: Quito, 12 de marzo 2015 Información: Ana.Ortiz@halliburton.com

Curso de trabajo en alturas

Organiza: LADS Ecuador - 3M Auspiciante: LADS Ecuador Lugar y fecha: Coca, 17 al 19 de marzo de 2015 Información: administrador@ladsecuador.org

Sostenibilidad como Innovación en el Desarrollo del Capital Humano de la Industria Petrolera

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Auspiciante: APD Proyectos Cía. Ltda. Lugar y fecha: Quito, 24 de marzo de 2015 Información: aihe@aihe.org.ec

Reunión mensual n.º 94

Organiza: LADS Ecuador Auspiciante: Halliburton Lugar y fecha: Quito, 26 de marzo de 2015 Información: administrador@ladsecuador.org

6to Workshop de Seguridad

Organiza: LADS Ecuador Auspiciante: LADS Ecuador Lugar y fecha: Quito, 24 de abril de 2015 Información: administrador@ladsecuador.org

Reinyección de Recortes de Perforación (CRI) – Experiencia en Ecuador

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Auspiciante: Halliburton Lugar y fecha: Quito, 29 de abril de 2015 Información: aihe@aihe.org.ec

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

REPORTES

Torres de perforación en Ecuador Marzo 2, 2015

OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

FANNY 157

CCDC

CCDC25

2000 HP

DRILLING 12 1/4"

ANDES PETROLEUM

TAPIR N8

CCDC

CCDC37

ZJ70DB (2000 HP)

POOH TO CONDITIONATE TO RUN 7" LINER HANGER

ANDES PETROLEUM

FANNY 18B162

HILONG

ZJ70D 2000 HP

DRILLING 8 1/2" HOLE

EP PETROAMAZONAS

APAIKA 014

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

MAINTENANCE

EP PETROAMAZONAS

COCK 046

SINOPEC

119

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

PAKA NORTE A017

CCDC

CCDC036

BAOJI 2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

COCA 057H

CCDC

CCDC066

2000 HP

RUNNING 4 1/2" SCREENS

EP PETROAMAZONAS

RUMIYACU 006

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

DRILLING 8 1/2" HOLE

EP PETROAMAZONAS

OSO H123

SINOPEC

127

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

OSO I141

SINOPEC

191

2000 HP

CEMENTING 13 3/8" CASING

EP PETROAMAZONAS

ACAK 182

CCDC

CCDC68

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS

ACAO 157

CCDC

CCDC69

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

PYMG 025

HILONG

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

DREE 062

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

CEMENTING 9 5/8" CASING

EP PETROAMAZONAS

ACAP 178

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

CMTG. 7" LINER HANGER

EP PETROAMAZONAS

ACAQ 164

SINOPEC

128

OILWELL 840

DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS

TAPC 010

CCDC

CCDC38

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

DRILLING 16" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

CYBC 068

CCDC

CCDC39

1600 HP

RUNNING & CMTG. 7" LINER

EP PETROAMAZONAS

OSO G100

SINOPEC

220

2000 HP

PREPARRING TO RIG CERTIFICATION

EP PETROAMAZONAS

CNOF O53

SINOPEC

248

2000 HP

RUNNING 20" CASING

EP PETROAMAZONAS (OFFSHORE OPERATION)

AMISTAD 10

PETREX

OCEAN SPUR

2000 HP (JACK UP RIG)

WELDING THE 20'' CSG ON BOTTOM CSG

EP PETROAMAZONAS

SHUSHUFINDI 192D

HILONG

2000 HP

POOH ESP EQUIPMENT

EP PETROAMAZONAS

SHUSHSUFINDI 168D

HELMERICH & PAYNE

176

2000 HP / LEE C. MOORE

DRILLING 16" HOLE SECTION @ 2640´

EP PETROAMAZONAS

PLAN 049 HS1

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

LMN 6

SINOPEC

183

2000 HP

MOBILIZING & RIGGING UP

REPSOL ECUADOR

WATI - 2

PETREX

5899

2000 HP

MOBILIZING RIG TO WATI LOCATION

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 433D

PDVSA

CPV-16

CONTINENTAL EMSCO 2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE @ 9270

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 458D

PDVSA

CPV-23

CONTINENTAL EMSCO 1500 HP

DRILLING 16" HOLE SECTION

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 478H

PDVSA

PDV-79

ZJ70DB 2000 HP

DRILLING 6 1/8" HORIZONTAL SECTION

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 486D

HILONG

ZJ70DB VFD 2000 HP

RUNNING 13 3/8" CASING

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

REPORTES

Torres de mantenimiento en Ecuador Marzo 2, 2015 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

MARIANN 48

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

W.O.

ANDES PETROLEUM

MARIANN A47

SINOPEC

904

750 HP

W.O.

ANDES PETROLEUM

COLIBRI 06

HILONG

HL-3

XJ 650

W.O.

ENAP SIPEC

PARAISO 13

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CHONTA ESTE A003

CCDC

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDEN YUTURI J077

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PALMAR OESTE A008

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PARAHUACU 21

GEOPETSA

COOPER LTO 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

GUANTA 01

GEOPETSA

UPET 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AUCA 28

NABORS DRILLING SERVICES

813

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PLAD 042A

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS

OSO B080

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PKSB 010

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS

ARAZA 05D

TRIBOILGAS

COOPER 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRAGO 021

TRIBOILGAS

COOPER 550DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CUYABENO 51

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CULEBRA 03

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRAGO 11D

TRIBOILGAS

105

550 DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS

VHR 09

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SHUSHUFINDI 111D

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POr DYGOIL)

SSFD01

KING SERVICES 750HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AGUARICO 11D

DYGOIL

CAMERON 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SHUSHUFINDI 014

KEY ENERGY

80051

NOV 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SHUSHUFINDI 59

KEY ENERGY

80057

LOADCRAFT 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AGUARICO 50D

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS

ATACAPI 23

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS

ATACAPI 29

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDYF-117

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 4B

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDYG-45

SINOPEC

905

750 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

LGA 034

GEOPETSA

ZPEC 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

LMN 26

SINOPEC

932

XJ 650

MOBILIZING TO LOCATION

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 43

DYGOIL

FRANKS 600

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 391D

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O. W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 375

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 30

CCDC

650 HP

W.O.

REPSOL

AMO A12

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

REPORTES

Torres de perforación disponibles CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

CCDC

CCDC028

2000 HP

MAINTENANCE (SACHA)

HELMERICH & PAYNE

117

MID CONTINENTAL U1220EB

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

121

IDECO E1700

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

132

OILWELL 840

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1220

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

190

2000 HP

COCA BASE

PETREX

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

PETREX

2000 HP

SINOPEC

129

70B

OSO A PAD

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

OSO G PAD

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1 PAD

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

COCA BASE

DTM FROM OGLAN TO CPF WHERE WILL BE IN STDBY (AGIP AREA) DEMOBILIZING FROM SECOYA LOCATION (PARDALIS OPERATION)

Torres de mantenimiento disponibles CONTRATISTA AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

TALADRO

TIPO DE EQUIPO OIME 750SL

STACKED STBY. VILLANO "A"

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO "B"

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

KEY ENERGY

89001

MUSTANG, 250 HP VARILLERO

COCA BASE

KEY ENERGY

80055

LOADCRAFT 550 HP

COCA BASE

ESPINEL & ASOCIADOS

EA 12

XJ 650

COCA BASE

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

COCA BASE

PETROTECH

550 HP

COCA BASE (MAINTENANCE)

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE

GEOPETSA

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

SAXON ENERGY SERVICES

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

907

XJ 550

COCA BASE

TRIBOILGAS

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

WILSON 42 B

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

103

550 HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING EP PETROAMAZONAS (BLOQUE 1)

108

650 HP HELI PORTABLE RIG

COCA BASE

WILSON 42 B DD

PENINSULA STA. ELENA Fuente:Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

REPORTES

Torres de perforación en el mundo Las torres de perforación trabajando en el mundo y contabilizadas en febrero 2015 son 323 menos que en enero 2015 y 750 menos que en febrero 2014

Torres de perforación a Febrero 2015 FEBRERO 2015 TORRES DE PERFORACIÓN TERRESTRES

TORRES DE PERFORACIÓN MARÍTIMAS

TOTAL

283

355

AMÉRICA LATINA EUROPA

133

ÁFRICA

132

ORIENTE MEDIO

367

415

ASIA PACÍFICO

136

104

240

INTERNACIONAL

951

324

1.275

ESTADOS UNIDOS

1.296

1.348

CANADÁ

360

363

NORTEAMÉRICA

1.656

1.711

MUNDIAL

2.607

379

2.986

ENERO 2015 VARIACIÓN MENSUAL

TORRES DE PERFORACIÓN TERRESTRES

TORRES DE PERFORACIÓN MARÍTIMAS

TOTAL

AMÉRICA LATINA

272

351

EUROPA

128

ÁFRICA

132

ORIENTE MEDIO

372

415

ASIA PACÍFICO

130

102

232

INTERNACIONAL

944

314

1.258

ESTADOS UNIDOS

-335

1,63

1.683

CANADÁ

-5

365

368

NORTEAMÉRICA

-340

1.995

2.051

MUNDIAL

-323

2.939

370

3.309

FEBRERO 2014 TORRES DE PERFORACIÓN TERRESTRES

TORRES DE PERFORACIÓN MARÍTIMAS

TOTAL

AMÉRICA LATINA

327

400

EUROPA

132

ÁFRICA

114

154

ORIENTE MEDIO

351

396

ASIA PACÍFICO

140

119

259

INTERNACIONAL

1.023

318

1.341

ESTADOS UNIDOS

1.714

1.769

625

626

CANADÁ NORTEAMÉRICA

2.339

2.395

MUNDIAL

3.362

374

3.736

Fuente: Baker Hughes February 2015 Rotary Rig Counts

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO (1972-2014) Millones de barriles de petróleo - anual

PRODUCCIÓN EMPRESAS PÚBLICAS

PRODUC. CÍAS. PRIVADAS

TOTAL PRODUCCIÓN NACIONAL

AÑOS

EP PETROECUADOR

PETROAMAZONAS EP

OPERADORA RÍO NAPO

TOTAL MBPA

COMPAÑÍAS PRIVADAS

TOTAL

1972

28,6

1973

76,2

1974

64,6

1975

58,8

1976

68,4

1977

1978

72,8

0,8

73,6 79,3

1979

78,1

1,2

1980

73,3

1,5

74,8

1981

75,4

1,4

76,8

1982

76,4

1,2

77,7

1983

1,4

86,3

1984

93,4

1,5

94,9

1985

100,8

1,6

102,4

1986

103,7

1,8

105,6

1987

62,5

1,3

63,8

1988

108,1

2,4

110,5

1989

99,6

2,2

101,8

1990

102,6

1,9

104,4 108,7

1991

106,6

2,2

1992

114,6

2,6

117,2

1993

117,6

7,8

125,4 138,1

1994

119,7

18,4

1995

113,6

27,5

141,2

1996

112,2

28,3

140,5

1997

106,7

141,7

1998

101,4

35,7

137,1

1999

87,7

46,8

134,5

2000

85,9

60,3

146,2

2001

84,9

62,6

147,5

2002

82,6

60,3

143

2003

77,6

153,5

2004

73,3

119,2

192,5

2005

72,1

122

194,2

2006

68,6

22,3

90,9

105

195,9

2007

62,2

32,2

94,3

92,3

186,7

2008

62,4

34,7

97,1

87,6

184,8

2009

63,6

36,2

102,8

74,9

177,6

2010

49,6

42,2

18,5

110,3

67,1

177,4

2011

55,3

57,2

18,1

130,6

182,6

2012

58,3

54,3

21,1

133,7

50,7

184,3

2013

119,2

25,7

144,9

47,2

192,1

2014

131,8

26,2

158

45,1

203,1

Fuente: AIHE. Folleto Petróleo en Cifras 2014-Marzo 2015, página 16

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DEL PETRÓLEO ECUADOR (1972-2014) CRUDO ORIENTE AÑOS

VALOR UNITARIO DÓLARES/BARRIL

1972 1973

CRUDO NAPO

API PROMEDIO

VALOR UNITARIO DÓLARES/BARRIL

API PROMEDIO

2,50

29,10

4,20

29,90

1974

13,70

30,10

1975

11,50

30,40

1976

11,50

30,30

1977

13,00

29,10

1978

12,50

1979

23,50

29,80

1980

35,26

29,80

1981

34,48

29,40

1982

32,84

29,40

1983

28,08

29,40

1984

27,46

29,20

1985

25,90

29,60

1986

12,70

29,80

1987

16,35

29,50

1988

12,50

29,10

1989

16,22

28,90

1990

20,32

28,80

1991

16,16

28,70

1992

16,89

28,70

1993

14,42

28,40

1994

13,68

27,80

1995

14,83

27,00

1996

18,04

26,10

1997

15,51

25,20

1998

9,15

25,20

1999

15,12

24,60

2000

24,92

24,20

2001

18,99

23,90

2002

22,06

23,90

2003

26,26

24,20

2004

32,17

24,10

2005

42,84

23,80

2006

51,84

23,50

48,56

2007

62,27

24,30

56,34

2008

83,96

24,30

82,04

18,20

2009

54,34

23,40

50,87

18,70

2010

72,97

23,70

69,56

19,30

2011

98,92

23,90

95,11

19,30

2012

99,49

96,44

19,50

2013

97,36

24,80

92,91

19,70

2014

86,62

24,70

82,15

20,20

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

Fuente: AIHE. Folleto Petróleo en Cifras 2014-Marzo 2015, página 21

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO WTI Y BRENT (1976-2014)

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014

BRENT

WEST TEXAS INTERMEDIATE

US DÓLARES POR BARRIL

$/BBL

1976

12,80

12,23

1977

13,92

14,22

1978

14,02

14,55 25,08

1979

31,61

1980

36,83

37,96

1981

35,93

36,08

1982

32,97

33,65

1983

29,55

30,30

1984

28,78

29,39

1985

27,56

27,98

1986

14,43

15,10

1987

18,44

19,18

1988

14,92

15,97

1989

18,23

19,68

1990

23,73

24,50

1991

20,00

21,54

1992

19,32

20,57

1993

16,97

18,45

1994

15,82

17,21

1995

17,02

18,42

1996

20,67

22,16

1997

19,09

20,61

1998

12,72

14,39

1999

17,97

19,31

2000

28,50

30,37

2001

24,44

25,93

2002

25,02

26,16

2003

28,83

31,07

2004

38,27

41,49

2005

54.52

56,59

2006

65.14

66,02

2007

72,39

72,20

2008

97,26

100,06

2009

61,67

61,92

2010

79,50

79,45

2011

111,26

95,04

2012

111,67

94,13

2013

108,66

97,99

2014

99,02

93,26

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

ESTADÍSTICAS

Precios del petróleo Ecuador (1972-2014)

120.00 100.00 80.00 60.00 40.00 20.00 0.00 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

Crudo Oriente

Crudo Napo

Precios de petróleo WTI y Brent (1976-2014)

120.00 100.00 80.00 60.00 40.00

0.00

1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

20.00

Brent

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

West Texas Intermediate

ESTADÍSTICAS

EXPORTACIONES DE PETRÓLEO (1972-2014) Millones de barriles

AÑOS

EMPRESAS DEL ESTADO

COMPAÑÍAS PRIVADAS

SHE

1972

TOTAL 25

1973

71,1

1974

59,2

1975

52,3

1976

61,3

1977

50,5

1978

44,5

0,3

44,8

1979

44,4

0,3

44,8

1980

39,2

0,4

39,6

1981

45,1

0,4

45,4

1982

41,7

0,4

42,1

1983

58,8

0,5

59,3

1984

60,6

0,7

61,3

1985

68,5

0,5

68,9

1986

70,6

0,8

71,4

1987

45,2

0,2

45,4

1988

68,5

0,5

1989

63,2

0,5

63,7

1990

61,8

0,5

62,3

1991

64,8

0,5

65,3

1992

73,5

0,8

74,4

1993

79,1

0,6

79,7 86,8

1994

86,2

0,6

1995

91,4

2,7

94,1

1996

80,7

3,7

84,4

1997

76,8

14,6

91,4

1998

16,4

85,4

1999

56,5

28,5

2000

43,1

43,5

86,6 89,9

2001

47,4

42,5

2002

43,7

76,7

2003

49,4

92,4

2004

50,4

129,4

2005

53,7

77,9

131,6

2006

65,4

137,4

2007

66,6

57,5

124,1

2008

77,5

49,9

127,4

2009

83,5

36,1

119,6

2010

93,2

31,2

124,5

2011

105,6

0,4

15,7

121,7

2012

112,3

17,2

129,5

2013

124,1

16,1

140,2

2014

138,7

154,7

Fuente: AIHE. Folleto Petróleo en Cifras 2014 Marzo 2015, página 22

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE VENTA EN LOS TERMINALES DE EP PETROECUADOR A LAS COMERCIALIZADORAS Precios sin variación PRECIO EN TERMINAL (INCLUYE EL 12% DEL I.V.A.)

PRODUCTO

DECRETO EJECUTIVO 338 ART. 1 DE 25-JUL-05 US $ / GLN. GASOLINA PESCA ARTESANAL

0,799120

GASOLINA SUPER

1,680000

GASOLINA EXTRA

1,309168

DIESEL 1

0,900704

DIESEL 2

0,900704

DIESEL PREMIUM

0,900704

DIESEL 2 ELÉCTRICO

0,900704

FUEL OIL 4

0,694400

SPRAY OIL

1,030000

SOLVENTES IND.

1,635200

AVGAS

2,464000

ABSORVER

0,963200

DECRETO EJECUTIVO 338 ART. 9 DE 25-JUL-05 US $ / GLN. G.L.P. US$ / KG.

0,106667

DECRETO EJECUTIVO NO. 724 DE 16-NOV-2007 RESIDUO CEMENTERAS

0,648480

DECRETO EJECUTIVO NO. 995 DE 01-ABRIL-2008 G.L.P. TAXIS US$ / KG.

0,188384

G.L.P. AGRICOLA US$ / KG.

0,188384 DOLARES/KG

MEMORANDO 0079-PCO-GCN-COV-DN-2010 DEL 14/01/2010 AZUFRE US$ / KG.

0,036296

VIGENCIA: 25 DE JULIO 2005 (ART. 12,13,14 Y 15 D. E. 338 DE 25.JUL-05) SECTOR ELÉCTRICO US $ / GLN. RESIDUO 100,000 SRW 1

0,293334

DILUYENTE MEZCLA

0,900704

VIGENCIA: 25 DE JULIO 2005 (ART. 11 Y 16 D. E. 338 DE 25.JUL-05) Y ( * D.E. 862 DE 10-ENE-08) SECTOR ELECTRICO US $ / GLN. NAFTA INDUSTRIAL *

0,733264

DIESEL

0,900704

FUEL OIL

0,537600

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

Fuente: Gerencia de Comercialización de EP Petroecuador

PUBLIRREPORTAJE

ÁREA TÉCNICA

PRODUCCIÓN

Más producción con mejores tecnologías y prácticas Ing. Carlos Pérez1

L 1 Carlos Pérez es Ingeniero Eléctrico por la Universidad de Texas, Estados Unidos. Presidente de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) Capítulo Ecuador. Gerente General de Halliburton Ecuador.

a primera licitación conocida como “campos maduros” se llevó a cabo durante la administración del Ministro Wilson Pástor adjudicándose dos campos (Shushufindi y Libertador) de cinco licitados. Posteriormente, Petroamazonas EP, bajo la dirección del Ministro Pedro Merizalde, adjudicó 17 campos (Edén Yuturi, Pañacocha, Tumali, Lago Agrio, Palo Azul, Pata, Pucuna, Charapa, Indillana, Limoncocha, Yanaquincha Este, VHR, Tipishca Huaico, Arazá, Chanangue, Pacoa y Yuralpa, ver gráfico). El segundo proceso licitatorio de “Campos Maduros” trajo consigo inversiones que bordearon los $1 600 millones e incrementos de producción en un total aproximado de 8%. El segundo proceso licitatorio de “Campos Maduros” tendrá inversiones de $2 125 millones e incrementos de producción en el orden de 25 mil BPPD adicionales, a través de la perforación de pozos, reacondicionamiento y lo más importan-

te, que incluye un proyecto piloto de recuperación mejorada (EOR/IOR). Si es positivo, se pasaría a masificar ese proceso, lo que incrementaría aún más el factor de recobro de los campos y obviamente mayores inversiones. En estos contratos, la operadora es Petroamazonas EP que mantiene su responsabilidad por el OPEX, con su presupuesto para la curva base. Las empresas mediante contratos de servicios específicos son responsables del CAPEX (inversión) para ejecutar actividades que permitan incrementar la producción por encima de la curva base. Las empresas son compensadas mediante tarifa por barril producido únicamente por encima de la curva base, su riesgo es que no haya producción incremental. Los contratos duran 15 años con una posible extensión de cinco años más, pero las tarifas han sido negociadas por campo. En ellos se prevé que, en el caso de encontrarse nuevo petróleo a través de exploración adicional o proceso de

Foto 1. Río Cononaco, Amazonía ecuatoriana

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

PRODUCCIÓN

UBICACIÓN DE LOS CAMPOS QUE SON PARTE DEL PROCESO GRUPO 2: - Halliburton Latin America INVERSIONES: $ 579,3 MILLONES CAMPOS: - Lago Agrio, Palo Azul, Pata, Pucuna y Charapa.

Santa Rosa de Sucumbíos

B51

B50 B11

B59

B58

B56 B57

B18

Napo

Sucumbíos

B44 B15

GRUPO 6: - YPF S.A. INVERSIONES: $ 191,8 MILLONES CAMPO: - Yuralpa.

B07

Tena

B55 B01

Guayaquil

GRUPO 3: - Consorcio Pañaturi INVERSIONES: $ 401,9 MILLONES CAMPO: - Indillana, Limoncocha y Yanaquincha Este.

B05 Golfo de Guayaquil

B06

GRUPO 5: - Consorcio Centipetrol INVERSIONES: $ 6 MILLONES CAMPO: - Pacoa.

recuperación mejorada, se negociaría una nueva tarifa para esa producción. Será responsabilidad de las empresas hacer los estudios necesarios, análisis geológicos y de reservorios, además de utilizar las mejores técnicas innovando procesos con equipos multidisciplinarios. Esto con el fin de incrementar el factor de recobro de cada uno de los campos asignados para aumentar la producción. CON TODO ESTO, ¿QUÉ GANA EL PAÍS? Tener empresas de primer orden enfocadas en incrementar la producción de campos que ya tienen muchos años en actividad, producción PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

B12

B61

B21

Salinas

GRUPO 4: - Halliburton Latin America INVERSIONES: $ 240 MILLONES CAMPOS: - VHR, Tipishca Huaico, Arazá y Chanangue.

B31 Tambo

Bolívar

ECUADOR

GRUPO 1: - Consorcio Schlumberger y Tecpetrol INVERSIONES: $ 701,7 MILLONES CAMPOS: - Edén Yuturi, Pañacocha y Tumali.

Fuente: Petroamazonas EP

necesaria para el desarrollo del país, utilizando las mejores tecnologías y prácticas, con sus propios recursos económicos a su riesgo. Si no hay producción incremental por encima de la curva base, las empresas no perciben ingresos. Las buenas prácticas y altos estándares incluyen procesos que permiten cuidar la integridad de las personas, comunidades y el ambiente, mientras se consigue la producción incremental esperada por el Estado. La responsabilidad de Petroamazonas EP es la de mantener la curva base con la declinación acordada y asegurarse que se cumplan los términos y condiciones del contrato en toda su extensión. 33

PRODUCCIÓN

Superando a una desafiante caracterización de contacto agua-petróleo inclinado: estudio del Campo Sacha (Oriente ecuatoriano) Autora: Laura D. Rodríguez1 Coautores: José R. Leal / Hernán F. Sánchez / Gino R. Hinojosa

L 1 Laura Rodríguez. Ingeniera de Petróleo, por la Universidad de Oriente-Venezuela y Máster de Ciencias en Petrofísica, por la Universidad de Tulsa-EEUU. Ha sido miembro de equipos multidisciplinarios para la caracterización y desarrollo de campos en Venezuela y Ecuador. Actualmente, es Consultora Petrofísica en el Departamento de Consulting and Project Management de Halliburton-Ecuador.

a ubicación adecuada del Contacto Original Agua-Petróleo (CAP) tiene un impacto directo en la cuantificación del Petróleo Original en Sitio (POES) y en la planificación del desarrollo de un campo. Cuando estas superficies se presentan irregulares, su identificación se dificulta al existir factores que afectan su interpretación, tales como, características texturales de la roca, control por flujo hidrodinámico o una combinación de ambos. Estos son aspectos importantes cuando se estudia la Formación Cretácica Hollín Inferior, en el Campo Sacha, un campo maduro de la Cuenca Oriente del Ecuador. Esta formación se caracteriza por una secuencia de areniscas amalgamadas depositadas, principalmente, por sistema de dominio fluvial de ríos trenzados y un acuífero subyacente que mantiene una presión estable. Este reservorio muestra CAP a diferentes niveles en los pozos, con una variación de hasta 70 pies a través del campo. Para abordar esta problemática fueron identificadas en forma discretizada las heterogeneidades del acuífero y los factores que indican un posible flujo hidrodinámico, mediante el uso de datos básicos y especiales de núcleos, modelo de saturación de agua (Sw) derivado de registros de pozo, modelo de calidad de roca y el comportamiento dinámico del reservorio. Las heterogeneidades del acuífero fueron identificadas como: cambios de facies, fallas y efectos de capilaridad, causando irregularidades en los CAP identificados, las cuales no impiden una comunicación vertical del fluido dentro del reservorio; sin embargo, representan un parámetro importante en la interpretación adecuada de propiedades eléctricas de la roca, proporcionando un modelo

de Sw más realista. La creación de superficies de roca-fluido y fluido-fluido ayudan en la identificación de las heterogeneidades en el acuífero relacionadas con un estado estacionario. La metodología aplicada ha permitido el establecimiento de un plano inclinado del Contacto Original Agua-Petróleo. En la parte centro-oeste del campo, en el que varias fallas tipo “strike slip” se fusionan, los CAP identificados varían sus tasas de inclinación de 2 pies/km hacia el norte, 13 pies/Km hacia el este y de 11 a 14 pies/ km hacia el sur. El aumento del gradiente de inclinación del CAP sugiere que estas fallas ejercen un posible control dinámico en el reservorio como canalizadoras de agua. La integración de los estudios geológicos y petrofísicos proporciona un sólido análisis que permite construir un modelo de reservorio fortalecido y ayuda a optimizar el plan de desarrollo del campo. INTRODUCCIÓN Las diferencias en los niveles de fluidos es talvez uno de los temas que más se discute al modelar un reservorio. Sus variaciones podrían deberse a complejidades estructurales, heterogeneidades de la roca, movimientos hidrodinámicos, incluso se suma la filosofía en el desarrollo del campo en las etapas de producción temprana. Las heterogeneidades del acuífero, la capacidad de flujo y las reservas remanentes constituyen puntos críticos para el desarrollo de un campo maduro, que ha tenido una producción acelerada desde sus inicios. El Campo Sacha, uno de los campos más grandes en la parte central de la Cuenca Oriente del Ecuador (figura 1), cuenta con las características antes mencionadas. Este campo, con más de 40 años de histórico de producción y una tasa proPGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

PRODUCCIÓN

ECUADOR

COLOMBIA

PERU

ECUADOR

N W

ECUADOR

PERÚ

South America

PERÚ

Figura 1. Localización geográfica del Campo Sacha

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

9600

10000

10400

EARLY HOLLIN

MARCO GEOLÓGICO Estructuralmente, el Campo Sacha consiste en un pliegue anticlinal de orientación norte-sur, con 30 km de largo y 7 km de ancho en promedio. Está limitado al oeste por una falla inversa de alto ángulo. Un sistema de fallas inversas (transpresivos-dextrales) con dirección preferencial NE-SO. Los reservorios poseen adelgazamiento desde el este hacia el oeste, contribuyendo al desarrollo de trampas estratigráficas. La columna estratigráfica del campo consiste en una secuencia siliciclástica/carbonatos de edad Cretácico (figura 2), representada por facies sedimentarias asociadas con plataforma marina poco profunda, ambientes de transición y ambientes fluviales. Las unidades estratigráficas desde la base hasta el tope son: Fm. Hollín (Cretácico Inferior), Fm. Napo. (Albiano Infe-

rior - Cretácico Tardío), que se subdivide en los siguientes miembros: Caliza C, Napo T, Caliza B, Napo U, Caliza A, Caliza M2, Caliza M1, Lutita Napo Superior y Basal Tena (edad Maastrichtiano) (Jaillard, 1997).

MESOZOIC CRETACEUS L ATE NAPO

media de petróleo de 72 000 BPPD, ha sido operado desde 2009 por la empresa Operaciones Río Napo CEM (ORNCEM). En este trabajo se intenta aclarar los aspectos técnicos para la calibración de un modelo de distribución original de fluido en el que se integra el marco geológico, aspectos petrofísicos y la producción del campo, analizando el equilibrio de los niveles de los fluidos originales que pudieran haber originado las trampas existentes. Este modelo optimiza la cuantificación del POES y establece un marco para la simulación dinámica de reservorio.

10800

Figura 2. Registro tipo Campo Sacha, pozo S-381D 35

PRODUCCIÓN

WELL 1 WELL 2

Hay cinco reservorios productores en el Campo Sacha que se encuentran separados verticalmente por sellos capilares regionales (las profundidades de los reservorios varían de 8 500 pies a 9 700 pies TVD), cada uno con características mineralógicas y de fluidos distintivos. No obstante, este trabajo se centra particularmente en la Formación Hollín Inferior. La Fm. Hollín Inferior consiste en areniscas ricas en cuarzo, en general de grano grueso a medio, sub-redondeada a sub-angulares, bien escogidas con ocasional matriz arcillosa, masivas y con estratificación cruzada mostrando un patrón agradacional. El ambiente de depositación para la Fm. Hollín Inferior varía de sistemas fluviales de ríos trenzados a la base, a sistemas transicionales hacia la parte superior. Las características del yacimiento son: 27.8 ° API, Bo 1,108 BR/BN, μo 4.42 cps, Pi: 4 378 psia, subyacente por un fuerte acuífero que mantiene la presión del yacimiento en 4 300 psia. La porosidad generalmente es mayor a 16% y la permeabilidad absoluta de la roca alcanza valores de 600 mD en promedio. DEFINICIÓN DE TÉRMINOS: Contacto Agua-Petróleo (OWC): por sus siglas en inglés Oil-Water Contact, es una superficie de delimitación agua-petróleo en una unidad hidráulicamente conectada, por encima de la cual se produce predominantemente petróleo y por debajo agua. El CAP no es siempre una superficie horizontal, podría ser irregular por efectos intrínsecos de heterogeneidades de la roca o inclinada debido a condiciones hidrodinámicas. Nivel más profundo de aceite (ODT): por sus siglas en inglés Oil-Down To, se define como un límite inferior poroso contentivo totalmente de hidrocarburo. El ODT más profundo representa la probabilidad P90 de que el OWC puede encontrarse por debajo de esta profundidad. Nivel Superior de Agua (WUT): por sus siglas en inglés Water-Up To, se define como un límite superior poroso contentivo totalmente de agua. Este ocurre cuando se perfora un pozo estructuralmente debajo del OWC. El WUT más somero representa la probabilidad P10 que por encima de ese valor se ubica el OWC. Estos conceptos se representan esquemáticamente en la figura 3. (Rodríguez, 2013).

WELL 3

WELL 4

Fluid - Fluid Contacts

OWC: Oil Water Contact GOC: Gas Oil Contac

Fluid - Rock Contacts

WUT: Water Up To WDT: Water Down To ODT: Oil Down To

Figura 3. Representación esquemática en la identificación de niveles fluido-fluido y roca-fluido

DISCUSIÓN DE RESULTADOS La explicación en la variación observada de las profundidades del contacto agua-petróleo se logró mediante la plena integración de la configuración estructural del reservorio, su ajuste estratigráfico y las principales características de la roca. Este análisis se llevó a cabo caracterizando las variables en etapas separadas, evitando así el sesgo en el resultado final. a) Identificación de los cambios en calidad de roca Las heterogeneidades en el acuífero pueden causar compartamentalización en el reservorio y niveles desiguales del OWC, incluyendo cambios de calidad de rocas, barreras o deflectores de capas y fallas. La comprensión de la presión capilar de la roca puede ayudar a entender la complejidad en la red de gargantas de poro. Se analizó el set de datos de presiones capilares (PC) disponibles por método de centrífuga y HPMI. La permeabilidad al aire disponible en muestras de PC oscila entre 0,29 a 2,924 mD. Después de la trasformación respectiva de la presión capilar de condiciones de laboratorio a condiciones de reservorio, se observa para los diferentes tipos de roca una altura sobre el nivel de agua libre (FWL, por su siglas en inglés) de 5 pies en promedio, con una zona de transición de alrededor de 32 pies. Las isolíneas de calidad de roca dadas por el modelo Winland R35 fueron ajustadas con la relación K/Phi de los tapones de PC (figura 4). Este análisis muestra al menos cinco tipos de roca, que controlan el flujo (4 rocas reservorios y 1 no reservorio). El radio de garganta de poro varía en un rango de 2 a 45 micrones.

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PRODUCCIÓN

Figura 4. Cotejo presiones capilares (izquierda) con gráfico Winland R35 (derecha), Hollín Inferior

Se analizó la relación Kv/Kh para la Fm. Hollín Inferior. De acuerdo a este, la Fm. Hollín Inferior presenta un predominio de facies AM y AX (relacionada con barras y depósitos canales), en comparación con las facies ALF, ALC, H, en el que las facies ALF y ALC están relacionadas con sandflat, mientras que la facies H se re-

laciona con depósitos de Mudflat (Gaibor, 2013). Esta tendencia da una relación Kv/Kh de 0,84, lo que indica un alto nivel de transmisibilidad vertical de los fluidos (figura 5-a) (Rodríguez, 2014). Información XRD muestra que el cuarzo es el mineral más abundante y la caolinita es el mineral de arcilla predominante (figura 5-b).

Figura 5-a. Análisis de relación Kv/Kh PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

PRODUCCIÓN

XRD, Lower Hollin Fm, Core S-3V

64,7

Quartz Kaolinite Siderite Mixed Layer Clay 29,3

Traces 1,4

Organic Material

3,5

Figura 5-b. Información Difracción de Rayos X

b) Revisión de la campaña de perforación Para observar el posible movimiento del OWC desde su posición original, era necesario crear listas de pozos por año. Analizando el patrón de explotación del campo y el inicio de la perforación de pozos “in-fill”, se decide estudiar los perforados entre 1969 y 1990: un total de 118 (figura 6). Algunos pozos hacia la periferia fueron perforados después del año 2005, a estos 12 pozos recientes se los tomó únicamente para control geológico.

Figura 6. Localización de los primeros pozos perforados

c) Secciones estructurales y mapas de análisis OWC-ODT-WUT Para el set seleccionado de los primeros pozos del campo integrando las curvas interpretadas de porosidad efectiva, permeabilidad, tipo de roca y se fueron identificando sus respectivos niveles de roca-fluido (ODT, WUT) y niveles fluido-fluido (OWC). Después, se generaron varios mapas que evidencian las tendencias en los niveles de OWC, ODT, y WUT para Fm. Hollín Inferior. Para facilidad de visualización, en secciones estructurales que se discuten a continuación, la superficie del fluido que representa OWC se mostrará en azul, el ODT en verde y el WUT en púrpura. La Sección Estructural 1 (figura 7-a) muestra la variación en los primeros pozos perforados del campo (pozos S-2, S-1, S-3 y S-4) de sur a norte, respectivamente. El pozo S-2 situado en la parte sur del campo tiene un OWC más profundo comparado al pozo S-1, ubicado en la región central (-9 052 y -9 028 pies Tvdss, respectivamente), con una diferencia de 24 pies Tvdss sobre una distancia de 7,8 Km. Entre el pozo S-1 (centro-oeste) y el pozo S-4 (zona norte) hay una diferencia del OWC de 14 pies Tvdss sobre una distancia de 12,9 km. En esta sección se observa cómo la pendiente del contacto es más suave hacia el norte del campo. En la sección estructural 2 (figura 7-b) tomada en la zona norte del campo (pozos de referencia: S-38, S-270V y S-280D), los pozos se ubican estructuralmente por debajo de la superficie que gobierna el OWC, mostrando niveles de WUT de alrededor de -9 112 pies Tvdss.

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PRODUCCIÓN

Figura 7-a. Sección estructural 1

Figura 7-b. Sección estructural 2

Al contrastar los mapas OWC y WUT (figura 8-a y 8-b), se evidencia que la Fm. Hollín Inferior al norte del pozo S-38 se encuentra por debajo de la OWC, una zona estructuralmente más profunda completamente llena de agua. A esta se la considera una trampa estructural cuyo “spill-point” está a una profundidad de -9 040 pies Tvdss. De igual manera, existe un plano de inclinación entre -9 000 y -9 040 pies

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Tvdss, desde el oeste hacia el este, respectivamente. La creación de mapas de WUT y ODT fueron generados para tener certeza acerca de la ubicación del OWC. El valor ODT más profundo debe ser menor que el valor promedio OWC. De este modo, se logra un control de calidad y cualquier interpretación errónea es identificada, así como también las zonas compartamentalizadas. 39

PRODUCCIÓN

Figura 8. A) Mapa OWC, B) Mapa WUT, zona norte

La sección estructural 3 se refiere a los pozos de la zona centro-oriental del Campo Sacha con los pozos del campo vecino MDC (figura 9). El pozo S-57 tiene un ODT @ -9 065 pies Tvdss, mientras el pozo S-79 tiene evidencias un WUT @ -9 089 pies Tvdss.

Esto indica que el OWC necesariamente debe estar situado por debajo del nivel ODT y por encima de WUT. Se observa que el nivel OWC sigue inclinándose hacia el sur hasta los pozos MDC-3, MDC1 y el MDC-2.

Figura 9. Sección estructural 3 (arriba) y mapa estructural 2D OWC (abajo) 40

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PRODUCCIÓN

Al mismo tiempo, en el modelo 3D se comprobó la existencia de posibles barreras de facies o deflectores que causan esa distribución. En respuesta de esta comparación, no se observó cambios significativos de facies en el campo. Después de ser interpretados todos los niveles de fluidos para cada pozo, el mapa del contacto original agua-petróleo sugerido muestra un patrón de ángulo de inclinación suave. Este podría constituir una evidencia importante de las condiciones hidrodinámicas debido a que los ángulos del contacto son constantes sobre el campo, a pesar de cualquier cambio de facies. d) Variación de salinidad del agua de formación Se evidenciaron además cambios significativos en la salinidad del agua de formación como se define por la resistividad en las areniscas 100% saturadas de agua (Ro), según los registros eléctricos. Existe una marcada diferencia entre

la parte norte del campo, que exhibe una variación de Ro entre 10-60 ohm.m y las zonas sur y centrales del campo, con un rango entre 80300 ohm.m de Ro (figura 10). Se recalca que los datos de XRD y CEC muestran una distribución mineralógica similar en todo el campo. Los cambios de salinidad en el agua coinciden estrechamente con el ángulo de inclinación de inmersión del contacto. A medida que la salinidad del agua disminuye (agua más fresca), los contactos son más someros, lo que puede atribuirse a zonas de recarga. e) Análisis de presión y producción Para entender el comportamiento de la presión en la Fm. Hollín Inferior, se utilizó la información analizada por Rubys Hernández -ingeniera, Halliburton en 2013-, en la cual indica la disponibilidad de pruebas Build-Up y RFT en el reservorio estudiado. Tras analizar la información, se evidencia que la disminución de

Sacha - 70

Cl- Salinity, Lower Hollin

Figura 10. Mapa de Ro (izquierda) y mapa salinidad base cloruros (derecha) PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

PRODUCCIÓN

presión es baja y/o inexistente de acuerdo con la pequeña variación entre la presión inicial de reservorio de 4 378 psi y la presión actual de 4 307 psi (diciembre de 2012), ambas presiones mencionadas al datum de –8 992 pies Tvdss; como consecuencia, un mapa de la presión global no muestra variaciones significativas. Debido a este hecho, algunas consideraciones fueron tomadas en cuenta para demostrar los cambios sutiles en las variaciones de presión, sobre los primeros pozos perforados sin afectación de los pozos productores cercanos. Basado en los cuatro primeros pozos perforados, se observa pequeños cambios en la presión de 4 024 psi (NP <265 MMBN) en el pozo S-2 situado en la parte sur del campo, hasta alcanzar el valor de presión máxima de 4 342 psi en el pozo S-1 (NP <0,5 MMBN), ubicado en la zona central y con ligero descenso hasta 4327 psi (NP <0,5 MMBN) en el pozo norte de S-4. Esto se relaciona estrechamente a la variación del OWC, en donde a mayor presión existe una somerización del OWC en la parte central del campo. Una sutil variación se observa con orientación oeste-este en las líneas de secciones de los pozos: S-118 / S-1 / S-96 y S-16/S39/S-135/S-10 (figura 11) que muestran una mayor presión cerca del plano de falla, dismi-

nuyendo progresivamente en dirección este. Información adicional referente a la producción de Hollín Inferior, en la que los pozos pueden producir por flujo natural hasta la superficie, sugiere la presencia de un acuífero artesiano confinado con pozos artesianos fluyentes. Este hecho, junto con el análisis geológico y petrofísico previamente discutido, proporciona el marco para el modelo conceptual descrito en este trabajo (figura 12-a). El análisis detallado de la presión, pruebas de producción y el marco geológico-petrofísico han permitido interpretar a la conjunción del sistema de fallas en el flanco centro-oeste del Campo Sacha (figura 12-b) como un posible punto de recarga y, por lo tanto, la inclinación del OWC a partir de este punto, en el que las mayores presiones coinciden con los niveles OWC más someros. Cuanto mayor es la distancia desde el punto de recarga, menor será la presión ejercida por el acuífero y, como consecuencia, los niveles de OWC tienden a ser más profundos. Este hecho origina un plano de inclinación a lo largo del campo, que varía según la distancia desde el punto de recarga de 2 pies/km al norte, 13 pies/km en la parte central (orientación oeste-este), entre 11 y 14 pies/km hacia el sur del campo.

Structural Map “C” Limestone Top

Figura 11. Variación de presiones en Hollín Inferior 42

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PRODUCCIÓN

El establecimiento de zonas de equilibrio honrando la inclinación del OWC en la simulación dinámica de reservorio mejoró el cotejo histórico de fluidos a nivel global del campo (Sandoval, 2013).

parte central (orientación oeste-este) y entre 11 y 14 pies/km hacia el sur del campo. • Sobre la base de los primeros pozos perforados en el campo, las zonas de transición observados varían de 0 a 20 pies, dependiendo de los

Sacha Field Elevation depth (ft) TVDSS

Recharge Point

-9020 -9040 -9060 -9080 -9100 -9120 -9140 -9160 -9180 2 ft/Km 13 ft/Km 11-14 ft/Km Down dip Movement

CONCLUSIONES • El Campo Sacha evidencia variación en su Contacto Original Agua-Petróleo, mostrando inclinación hacia el este, norte y sur del campo. • El nivel más somero del OWC corresponde a la zona centro-oeste del campo entre -8 990 y -9 010 pies Tvdss. Se alcanzan máximos valores de -9 040 pies Tvdss hacia el norte y -9 075 pies Tvdss hacia el este del campo. • La conjunción del sistema de fallas en el flanco centro-oeste del Campo Sacha ejercen control dinámico como posible punto de recarga de agua para elevar el OWC a sus niveles más someros. • A partir del punto de recarga, el contacto Agua-Petróleo varía su ángulo de inclinación en 2 pies/km hacia el norte, 13 pies/km en los PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

Figura 12. Modelo conceptual del contacto inclinado agua-petróleo en Hollín Inferior, Campo Sacha

cambios de calidad de roca y sus frecuencias de ocurrencia. Según los datos de presión capilar disponibles, el OWC más representativo se encuentra a 5 pies sobre FWL con una zona de transición no superior a 32 pies por encima del FWL. • La Fm. Hollín Inferior muestra radios de garganta de poros desde 2 micrones hasta 45 micrones, de acuerdo a la clasificación Winland R35. Existen 5 tipos de rocas: 4 rocas reservorios y 1 roca no reservorio. • La relación kv/vh es de 0,84 que, junto con el análisis de coalescencia, evidencia una alta transmisibilidad vertical. • La Fm. Hollín Inferior posee un acuífero confinado infinito con pozos artesianos fluyentes. 43

PRODUCCIÓN

Recuperación mejorada con CO2 Ing. José Luis Ziritt1

E 1 José Luis Ziritt. Ingeniero en Petróleos de la Universidad del Zulia y Doctorado en Mecánica Física en el Instituto Francés del Petróleo y la Universidad Bordeaux I. Consultor independiente con amplia experiencia en investigación y aplicación de procesos de EOR.

n las últimas dos décadas, la producción de petróleo proveniente de proyectos de recuperación asistida (EOR) con inyección de CO2 miscible, así como el número de proyectos, ha crecido en forma constante. En Estados Unidos hay 136 proyectos comerciales activos de inyección de CO2 que en conjunto inyectan más de 3,5 mil millones de pies cúbicos por día (bpcd) de CO2 con una producción de 300 mil barriles de petróleo por día (bpd) (Kuuskraa y Wallace, 2014). Romero (2012) afirma que recientemente la inyección de CO2 se ha convertido en una tecnología técnica y económicamente tan atractiva, que el suministro de CO2 es el factor limitante para su desarrollo. Considerando los nuevos volúmenes de CO2 disponibles y los numerosos proyectos de EOR con CO2 anunciados, Kuuskraa y Wallace (2014) visualizan a corto plazo un fuerte incremento de la producción de petróleo con inyección de CO2 en los Estados Unidos, ubicándose en aproximadamente 638 mil bpd para 2020, con la inyección de 6,5 bpcd de CO2. Enick y Olsen (2012) estiman que en los Estados Unidos la próxima generación de procesos de EOR con CO2 proporcionarían alrededor de 137 mil millones de barriles de petróleo adicional, técnicamente recuperable. Hasta hace poco, la mayor parte del CO2 utili-

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CON CO2-EOR EN EUA - 2014 Número de proyectos

136

Volumen en 1 000 b/d

300

FUENTES DE CO2 - 2014 Número de Fuentes

- Naturales

- Industriales

Volumen de CO2, bpcd

3,5

- Naturales

2,8

- Industriales

0,7

Tabla 1. Operaciones CO2-EOR y Fuentes de CO2 en EUA (Kuuskraa y Wallace, 2014) 44

zado en proyectos de EOR provenía de depósitos de origen natural. Pero, actualmente, se están desarrollando nuevas tecnologías para utilizar el CO2 proveniente de industrias, tales como el procesamiento de gas natural, fertilizantes, etanol y plantas de hidrógeno, en lugar de los reservorios naturales de CO2 que no están disponibles. A futuro, la inyección de CO2 se expandirá estimulada por los altos precios del petróleo con la posibilidad de capturar y disponer en el subsuelo el CO2 de origen antropogénico. La recuperación mejorada con CO2 se realiza mediante la inyección de grandes cantidades de dióxido de carbono (15% o más del volumen poroso) y, generalmente, para mejorar la eficiencia de barrido, se lo inyecta en forma alternada con agua. A este proceso se lo denomina WAG (Water-Alternating-Gas). Normalmente, se requieren aproximadamente 10 mil pies cúbicos de CO2 para recuperar un barril de petróleo incremental. Alrededor de la mitad del gas inyectado se queda en el reservorio al final del proceso (Pope, 2011). Aunque el CO2 no sea miscible con el petróleo a primer contacto, bajo ciertas condiciones de presión y temperatura, este extrae los componentes livianos e intermedios del petróleo y se desarrolla miscibilidad para desplazar el petróleo del reservorio. Básicamente, la recuperación con CO2 miscible se desarrolla a través de cambios in situ en la composición del CO2 y el crudo resultantes de la transferencia de masa entre el petróleo y el CO2 inyectado en un proceso de múltiples contactos (Green y Willhite, 1998). La inyección de CO2 miscible en un proceso de EOR comercialmente probado con factores de recuperación puede alcanzar 80% del POES, haciéndolo muy atractivo. Con su aplicación existe también la posibilidad de generar ingresos adicionales por almacenamiento de emisiones. Sin embargo, una limitante es que su uso solo se justifica si existen fuentes cercanas del gas, que puedan utilizarse a costos razonables. Un costo alto de captura, separación y transporte del CO2 puede hacer difícil justificar técnica y económicamente estos proyectos. El CO2 comúnmente viene asociado a otros gases como PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

PRODUCCIÓN

el metano y el nitrógeno, cuya presencia puede facilitar o entorpecer el logro de la miscibilidad con un crudo. La composición del gas es uno de los parámetros críticos a ser considerado en la evaluación de la aplicabilidad del proceso. Para evaluar y diseñar los diferentes tipos de procesos de EOR se recomienda desarrollarlos en etapas progresivas de menor a mayor complejidad, que aumentan en costo pero generan información y disminuyen el riesgo. Pressure Required for Miscible Displacement, psia 3 400

Mole wt. C5 +

340 300 280 260 240

220

200

180

3 000

2 600

2 200

Holm and Josendal Mungan

1 800

1 400 80

100

120

140

160

180

200

220

240

Temperature, oF

Figura 1. Correlación para el cálculo de la PMM con CO2 puro (Mungan, 1981 y Stalkup, 1983)

Para realizar una primera evaluación de la potencialidad de la inyección de CO2 miscible en el Ecuador, se estimó la presión mínima de miscibilidad (PMM) para algunos crudos de la cuenca oriental. La presión a la cual se produce un proceso miscible por múltiple contacto se la denomina presión mínima de miscibilidad (PMM) y depende del crudo, la composición del solvente (CO2) y la temperatura. La figura 1 presenta una correlación aproximada de la PMM de CO2 puro para distintos crudos en función de la temperatura (Mungan, 1981, y Stalkup, 1983). ARENA

° API

PM C5+ gr/mol

18,8

319

19,2

309

256

28,9

247

27,9

225

33,7

173

Tabla 2. Peso molecular de crudos de la Cuenca Oriental PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

La tabla 2 presenta los valores de peso molecular de la fracción C5+ de algunos crudos de la Cuenca Oriental evaluados utilizando la correlación presentada por Mungan (1981) y Stalkup (1983). Dependiendo de la temperatura a la que se encuentren estos reservorios y de la presión a la que se podría inyectar el CO2, en uno o dos casos, se lograrían obtener condiciones de miscibilidad en un proceso de múltiple contactos. ASPECTOS A CONSIDERAR Para proseguir con una evaluación más precisa de factibilidad de implementar un proceso de EOR con CO2 miscible se deben considerar otros aspectos particulares del reservorio y realizar algunos análisis y pruebas de laboratorio, que respondan sobre los mecanismos de recobro que estarían asociados a la inyección de CO2, particularmente: la generación de miscibilidad, la expansión del crudo y su reducción de viscosidad, el comportamiento de fases, su movilidad y los cambios de mojabilidad, entre otros. Esta es información básica que se combina con las características del reservorio y las condiciones operativas en un modelo de simulación, que permite estimar el comportamiento de producción, el recobro y, finalmente, el atractivo económico del proyecto. La confirmación se realiza mediante una prueba piloto de campo. La decisión de implementar una inyección miscible de CO2 en un campo particular suele consistir en un proceso de evaluación por etapas con un enfoque secuencial que responda a las incertidumbres y baje el riesgo asociado a la implementación de estos procesos. Algunas pruebas de laboratorio son rutinarias, como la determinación de las permeabilidades relativas; otras son complejas como la determinación de la PMM, el comportamiento de fases y la saturación residual después de un desplazamiento con CO2 miscible; y otras son muy complejas como la evaluación de la influencia de la precipitación de asfaltenos del crudo en presencia de CO2. Aunque el cambio de las condiciones de mojabilidad de la roca por precipitación de asfaltenos dentro del yacimiento, de mojada por agua a mojada por petróleo, puede favorecer la eficiencia de barrido de los procesos WAG, el efecto de taponamiento cerca del pozo puede ser perjudicial para la producción de petróleo. Gruesbeck y Collins (1982) supone que el medio poroso puede ser dividido en dos vías paralelas: poros de ta45

PRODUCCIÓN

maño pequeños, en el que los depósitos de tipo tapón se producen y, eventualmente, pueden ser tapados por completo; y tamaños de poro más grandes, en los que depósitos superficiales no taponantes ocurren. A pesar de la reducción de permeabilidad, resultados experimentales como el presentado en la figura 2 (Kamath y otros, 1993) muestran un efecto positivo en el recobro de petróleo. Np (pv) 0,6 0,54 0,48 0,42 0,36 0,3

Figura 2. Recuperación acumulada fraccional de petróleo vs. volumen poroso de agua inyectada para diversos grados de la depositación de asfaltenos (Kamath y otros, 1993)

0,24 0,18 0,0 %

0,12 0,06

5,1 %

9,9 % 12,6 %

0 0

0,3

0,6

0,9

1,2

1,5

1,8

2,1

2,4

2,7

Qi (pv)

Si bien la inyección de CO2 miscible ha demostrado ser un proceso de EOR eficiente y rentable, lo anteriormente descrito expone un ejemplo de la importancia de los estudios en detalle necesa-

rios para sustentar la idoneidad de la aplicación del proceso en un reservorio determinado. La selección de las pruebas de laboratorio y su protocolo experimental es parte del know-how en el diseño de EOR y, por el tiempo que toman los estudios de laboratorio y su costo, se debe mantener un equilibrio de compromiso entre la información mínima y la deseable para tomar decisiones dentro de un escenario de riesgo evaluado. Según Pope (2011), las verdaderas limitaciones para la aplicación de todos los procesos de EOR, en orden de importancia, son la escasez de ingenieros y geólogos experimentados con una comprensión de los fundamentos de EOR, la incertidumbre en los precios del petróleo y la aversión al riesgo. Esto, por la falta de conocimiento y la complejidad de EOR en comparación con la recuperación de petróleo más convencional. De los resultados de esta evaluación se desprende que la inyección de CO2, como proceso de recuperación asistida, podría ser atractiva para la explotación adicional de algunos crudos de bajo peso molecular promedio existentes en campos particulares del Ecuador. Una vez identificados estos crudos y la existencia de posibles fuentes de CO2, se puede evaluar la factibilidad técnica y económica de implementar proyectos de CO2-EOR considerando los parámetros y aspectos críticos antes descritos. Como concluye Pope (2011) respecto a la aplicación de los procesos de EOR: “La tecnología está afinada. La necesidad es grande. El potencial enorme. Empecemos ya”.

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Pope G. 2011. Recent Developments and Remaining Challenges of Enhanced Oil Recovery, JPT, July, 65-68. Romero, L. 2010. Introduction to Enhanced Oil Recovery (EOR) Processes and Bioremediation of Oil-Contaminated Sites, ISBN 978-953-51-0629-6, Rijeka, Croatia, INTECH. Stalkup, F.I. 1983. Miscible Displacement, Vol. 8. Dallas, Texas: Monograph Series, SPE. Wojtanowicz, S.K., Krilov, Z., and Langlinais, J.P. 1987. Study of the Effect of Pore Blocking Mechanisms on Formation Damage. Presented at the SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, USA, 8–10 March. SPE-16233-MS.

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PERFORACIÓN

Colgador de liner expandible: tecnología de punta permite cementar en zona problemática

S 1 Yvan Simmons. Ingeniero Mecánico. Ha desempeñado funciones en Venezuela, Argentina, Trinidad & Tobago y Ecuador, en el área de completación de pozos, mayormente relacionada a válvulas de seguridad de subsuelo, controladores de flujo, completaciones no convencionales y colgadores de liner expandibles.

e atribuye a Albert Einstein la célebre frase: “Si buscas resultados diferentes, no hagas siempre lo mismo”. Si bien algunos historiadores sostienen que la frase fue enunciada para hacer referencia al sistema educativo alemán, anterior a la Segunda Guerra Mundial, tiene aplicación universal, incluyendo el ámbito de la perforación de pozos petroleros. Un claro ejemplo de cómo esta frase se amolda a nuestra realidad en el sector petrolero se encuentra en uno de los campos maduros del Oriente ecuatoriano, específicamente al realizar una de las operaciones más importantes y delicadas de la construcción de pozos: la cementación del liner de producción. La instalación del liner de producción y posterior cementación, utilizando un colgador de liner con tecnología de metales expandibles comprende las siguientes operaciones: 1. Conectar el equipo de flotación (shoe track) y liner. 2. Conectar a la sarta el colgador del liner con su herramienta de corrida/asentamiento. 3. Transportar el ensamble del liner a la profundidad de instalación en el pozo, en hoyo revestido, primero, y luego en abierto. 4. Cambiar las condiciones del hoyo para incrementar la capacidad de remoción del revoque por medio de circulación, cambio de reología del lodo y movimiento de la sarta ya sea por reciprocación y/o rotación del ensamble. 5. Bombear el cemento que proveerá el sello hidráulico entre diferentes estratos geológicos. 6. Asentar el colgador de liner. 7. Probar asentamiento del colgador de liner. 8. Liberar herramienta de asentamiento. 9. Circular excesos y pre-flujos del programa de cementación. 10. Recuperar setting tool en superficie. En general, los objetivos de esta operación son: • Llevar el liner a fondo para cubrir las zonas de interés y el rat hole necesario para opera-

Ing. Yvan Simmons1 ciones de registros eléctricos. • Incrementar la capacidad del sistema para la remoción del mud cake (revoque), con la finalidad de mejorar la adherencia de la capa de cemento, a la formación y al liner. • Proveer el anclaje necesario y el sello hidráulico confiable y duradero, en el tope del liner. • Evitar, en lo posible, la necesidad de realizar cementaciones remediales. Para lograr una operación exitosa, los cambios en las condiciones del hoyo se deben controlar y prever, por ejemplo, el caso del cambio en la reología del lodo antes de la cementación. Asimismo, un cambio repentino, como una severa pérdida de circulación, puede transformar en cuestión de segundos una operación exitosa en un completo fracaso. Contrastes sustanciales en las presiones de las zonas perforadas en la misma sección llevarían a experimentar un sobre-balance elevado frente a las formaciones con menor presión. Combinando este hecho con altas permeabilidades de las zonas más depletadas, hay un alto riesgo de pegas diferenciales, imposibilidad de llevar el liner a fondo o imposibilidad de posicionar el cemento alrededor del liner, para proveer el sello requerido en la etapa de producción. Las pérdidas de circulación pueden controlarse utilizando material de control. Sin embargo, los colgadores cuyo sistema de anclaje se activa antes de la cementación suelen generar caminos de flujo tortuosos, propensos a taponarse con el material de control de pérdidas. Adicionalmente, el método de activación del sistema de anclaje tiene efectos colaterales indeseados. En los colgadores, una vez alcanzada la presión de activación, el asiento en el sistema de anclaje es expulsado o extruido, generando un golpe de presión a la formación. Estos efectos se combinan para causar un círculo vicioso en el que: • Antes de la cementación, para activar el sistema de anclaje del colgador, al expulsar el asiento de bola se genera un incremento de PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

2 105sq.in.

Blue denotes Fluid Bypass

pies. Esto crea un sobre-balance elevado frente a la zona de menor presión de formación. En ambos casos, con el liner en profundidad, no fue posible un trabajo de cementación primaria exitoso, generalmente por las pérdidas experimentadas. Como consecuencia de los resultados insatisfactorios, se realizan modificaciones al procedimiento vigente (“si buscas resultados diferentes, no hagas siempre lo mismo”). Entre los cambios propuestos se contempló la utilización de: 1. Un colgador de liner expandible de última tecnología, confiable, con la capacidad de rotar y reciprocar la sarta, además de proveer un camino de flujo consistente y compatible con el uso de material de control de pérdidas. El colgador de liner expandible también debe contar con un sistema de anclaje que elimine por completo el golpe de presión a la formación (ver figura 2).

PERFORACIÓN

presión, que puede inducir la pérdida de fluido en las formaciones expuestas. • Durante el proceso de liberación del setting tool del colgador del liner, se pueden experimentar severas pérdidas de fluido. • En los sistemas de colgadores con cuñas se crea un camino tortuoso de circulación (en la sección de las cuñas). Esto aumenta el ECD induciendo más pérdidas de circulación. • Para controlar las pérdidas se bombea material de control, que tapa los caminos de flujo tortuosos incrementando el ECD (Equivalent Circulation Density), causando más pérdidas. Como resultado, no se realiza una cementación exitosa y la manipulación/operación del colgador de liner se dificulta poniendo en riesgo la operación de cementación y sus objetivos. La figura 1 muestra las áreas de flujo netas de un colgador de liner expandible y un colgador convencional con cuñas.

1 600sq.in.

element

element slip

Figura 1. Áreas de flujo neta. Colgador expandible vs. colgador convencional

Figura 2. Colgador de liner expandible

En el caso particular de un campo en el Oriente ecuatoriano, se intentó construir dos pozos utilizando una configuración que contemplaba perforar los objetivos productores con broca de 8 ½” y recubrirlo con liner de 7”. Entre las formaciones alcanzadas con esta sección, se encuentran zonas productoras con un contraste de presión de formación estimado en 2,026 psi y una diferencia estimada en TVD, de apenas 395

2. Un zapato rimador que facilite el viaje del liner a fondo. 3. Anillos de torque en las conexiones API del liner para incrementar su capacidad operativa de torque al rotar la sarta. 4. Finalmente, para incrementar las posibilidades de éxito durante la cementación, se utilizaron lechadas de baja densidad y se planificó un stand off de 70%.

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

PERFORACIÓN

Cuando llegó el momento de la corrida del liner de producción en el tercer pozo, se experimentaron problemas para alcanzar el fondo a pesar de trabajar la sarta durante 12 horas con circulación, peso y rotación a 732 pies del fondo del pozo. Se decidió sacar la sarta y correrla con solo 12 centralizadores (en lugar de los 30 iniciales) y utilizar el zapato rimador. Antes de correr el liner por segunda ocasión se realizó un viaje de acondicionamiento del hoyo. En la segunda corrida se experimentaron puntos apretados apenas se ingresó al hoyo abierto y fue necesario trabajar la sarta con rotación, circulación y peso durante 18 horas, para llegar a 18 pies del fondo del pozo. Ante la imposibilidad de ganar mayor profundidad, se decidió instalar el liner en ese punto. Como resultado de los cambios, no se experimentaron pérdidas de circulación durante la circulación para acondicionar el hoyo, ni la cementación. Se rotó la sarta durante todo el pro-

ceso. El registro de cemento muestra excelente adhesión a la formación y al casing, obteniendo lecturas de 5 mV de amplitud frente a las zonas productoras y las lutitas. En conclusión, se lograron los objetivos del trabajo de instalación y cementación del liner de producción (figura 3). Retomando el tema de inicio, el utilizar un curso de acción distinto al tradicionalmente aceptado condujo a resultados diferentes y satisfactorios. Algunos historiadores afirman que la frase está contenida en una de las cartas que Albert Einstein dirigió a su amigo Maurice Solovine. Sin embargo, no se ha verificado su presencia en ninguna de las cartas conocidas. Además de Albert Einstein, esta frase ha sido atribuida al escritor Mark Twain; al expresidente de los Estados Unidos Benjamin Franklin; y a la fotógrafa Jane Fulton. Independientemente de quien sea su autor, lo importante es la sabiduría que contiene y su aplicabilidad en la vida cotidiana, así como en el campo petrolero en general.

Formation/Hole/Casing

Casing/Hole/Formation

Image 1

Annulus

CBL LA 42

Mudcake

Shale

Sandstone

Figura 3. Registro de cemento 50

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

SERVICIOS DE WIRELINE P

RESULTADO REAL

Servicios de wireline identifican nueva zona productiva en pozo con restricciones Utilizando las herramientas Compact™ y el sistema de transporte drop-off de Weatherford, la operadora logró hacer la evaluación de un pozo al oriente de Ecuador. Los intentos de registro previos con otra empresa de servicios fracasaron debido a la complejidad del trayecto.

La versatilidad del sistema de transporte y el tamaño reducido de las herramientas permitieron un ahorro de 22 horas de tiempo de taladro, al llegar con facilidad a la profundidad deseada para registrar el intervalo de 200 pies de 12 1/4-pulg y luego la sección de 8 1/2-pulg. Con la información obtenida durante la operación fue posible identificar una zona productiva que no había sido detectada anteriormente. La combinación de las herramientas Compact y las opciones de transporte de Weatherford le ayudan a obtener información de calidad y de forma segura incluso en las trayectorias más complejas. Contacte a su representante de Weatherford para trabajar en conjunto con nuestro equipo especializado en servicios de wireline.

Evaluación de Formaciones | Construcción de Pozos | Terminación y Estimulación | Producción

Nueva alternativa para aislamiento de zonas Ing. Andrés Rosero1

PERFORACIÓN

urante la vida productiva de un pozo son comunes las operaciones de cambio del reservorio explotado desde una zona ya depletada hacia una nueva con mejor prospectiva de producción. Al operar campos maduros, estas operaciones aumentan su frecuencia debido al agotamiento de hidrocarburos en el reservorio, en el que originalmente fue completado el pozo. Un reto importante para las operaciones de cambio de zonas es el aislamiento adecuado del reservorio original, con el objetivo de que no aporte fluidos que interfieran con la producción del nuevo. Las operaciones típicas para cambio de zona incluyen tapones balanceados presurizados de cemento y cementaciones forzadas, usando tapones de hierro y retenedores. Más allá del método utilizado, la calidad del aislamiento zonal estará acorde a la cantidad de fluido aislante que se coloca por detrás del revestimiento del pozo y, en algunos casos, dentro de la formación. Formaciones apretadas, de baja permeabilidad o con daño, dificultan que fluidos como el cemento pasen a través de los punzados, para formar el sello deseado detrás del revestimiento. Los

1 Andrés Rosero.º Ingeniero en Petróleos y exfuncionario de Andes Petroleum Ecuador Ltd.

cementos microfinos también presentan este problema ante formaciones de baja admisión. Pese a que antes de una cementación forzada se confirme la admisión de la formación usando un fluido lavador e inhibidor, no se puede asegurar el mismo comportamiento de la formación, una vez que se intenta forzar cemento. En la figura 1 se observa una prueba de admisión en un pozo ejemplo, en el que la formación admite libremente el fluido lavador a razón de dos barriles por minuto, con una presión de 3 300 libras por pulgada cuadrada. Luego de la prueba de admisión con resultados alentadores, se realiza la inyección de cemento convencional, observando un comportamiento diferente. En la figura 2 se aprecia el incremento abrupto de la presión cuando el cemento se encuentra frente a los punzados, llegando al límite de presión establecido para este pozo de 3 500 libras por pulgada cuadrada, a pesar de procurar la inyección con un caudal mínimo de 0.1 barriles por minuto. Se detiene el bombeo esperando que baje la presión y se realizan dos forzamientos adicionales que llegan nuevamente al límite de presión. Nada del volumen de cemento preparado pasa por detrás del revestidor y no se logra el aislamiento zonal deseado.

2 [bpm] - 3 300 [psi]

0,1 [bpm] - 3 500 [psi]

4000

17 5000

4,5 15

3500

Admisión

9 12 13

3000

3,5 11

4 1000

Flow (bbl/min)

Pressure (psi)

Flow (bbl/min)

180

140

3500

120

3000 9

2500 7

100

2000

0,5

500

1500

1 3 2

0 9:31:25 PM

-1 9:33:05 PM

9:34:45 PM

9:36:25 PM

9:38:05 PM

9:30:45 PM

9:41:25 PM

Figura 1. Prueba de admisión en el pozo ejemplo con 2 [bpm] a 3 300 [psi]. La formación admite el fluido lavador. La línea roja representa la presión de inyección; la azul, el caudal de bombeo; la morada, el volumen bombeado; y la roja entrecortada, la presión en el anular 52

1000

9:43:05 PM

Actual Time

500

0 11:42:14 PM

-1 11:50:34 PM

11:58:54 PM

12:07:14 PM

12:15:34 PM

Actual Time

Figura 2. Inyección de cemento en el pozo ejemplo con 0,1 [bpm] a 3 500 [psi]. La formación no admite el cemento PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

Volume (bbl)

1,5

200

160

4000

Density (ppg)

1500

11 8

Volume (bbl)

7 9

2000

Density (ppg)

2,5

Cero Admisión

2500

4500

Pressure (psi)

PERFORACIÓN

En el primer caso, se utilizó este tipo de resina en dos pozos en conjunto con un retenedor de cemento y, en el segundo, colocándola como un tapón balanceado y presurizado. En ambos casos se observó una buena admisión del fluido hacia la formación, presentando una dificultad de ingreso apenas mayor si se lo compara con el fluido lavador, esto debido a la diferencia de viscosidad entre ambos fluidos. La gráfica de bombeo se observa en la figura 5. 0,5 [bpm] - 2 500 [psi] 35

Ingreso de resina a la formación

2500

3,5

Resina 2000

2,5

Pressure (psi)

Volume (bbi)

1500

Lavador

15 1000

Flow (bbl/min)

La diferencia del comportamiento de la admisión de la formación entre la evaluación con el lavador y la inyección del cemento radica en la naturaleza del fluido usado. El lavador se compone de agua fresca con una sal disuelta y aditivos surfactantes, mientras que el cemento es una suspensión de sólidos con un tamaño de partícula grande. En trabajos similares se han usado también cementos microfinos y materiales cerámicos con un tamaño de partícula mucho menor que el cemento convencional. Sin embargo, al ser un fluido de la misma naturaleza, los resultados son similares. Entre los fluidos de nueva tecnología hay productos como resinas epóxicas: polímeros termoestables que se endurecen al mezclarse con un agente catalizador. La acción del catalizador puede ser controlada de tal forma que permite diseñar el tiempo en el que la resina permanece fluida, de manera análoga al tiempo bombeable de un cemento. La ventaja de la resina frente a los cementos es clara: la resina es un fluido libre de sólidos. En la figura 3 se observa la fotografía de la resina usada para el segundo pozo (ejemplo en estado fluido). Finalmente, en la figura 4, la fotografía de una muestra de resina endurecida.

1,5

10 1

500 5 0,5

0 9:44:13 PM

0 9:47:33 PM

9:50:53 PM

9:54:13 PM

9:57:33 PM

10:00:53 PM

Actual Time

Figura 5. Gráfica de bombeo de resina dentro de la formación. A la izquierda de la flecha se inyectaba fluido lavador; a la derecha, resina. Se observa un leve cambio de pendiente en la curva de presión, pero los parámetros de admisión son similares

Figura 3. Fotografía de la resina usada en el segundo pozo (ejemplo en estado fluido)

Figura 4. Fotografía de la resina usada en el segundo pozo (ejemplo una vez endurecida) PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

Luego de dejarla endurecer, la resina que queda dentro del casing fue molida sin dificultad y las pruebas de presión desarrolladas tuvieron resultados satisfactorios. Con esto, se logró el sello deseado en la formación, sin embargo, en la prueba del aislamiento zonal eficaz realizada durante la producción de los nuevos intervalos, no se observó aportes de la formación sellada con resina, confirmado por la salinidad de los fluidos producidos. El uso de resina epóxica en dos operaciones exitosas de aislamiento zonal ha convertido a este fluido en una alternativa para tomar en cuenta, siempre que se piense en soluciones para lograr o mantener la integridad de un pozo. Su aplicación es prometedora para el aislamiento de punzados pre-existentes, reparación de fugas en revestimientos, creación de sellos redundantes sobre tapones mecánicos e, inclusive, una barricada en el anular para cementaciones primarias. Su aplicación ante formaciones de baja admisión puede ahorrar los costos relativos a cementaciones forzadas fallidas e intervenciones de reacondicionamiento por interferencia en la producción. 53

PERFORACIÓN

Operaciones más eficientes y ambientales en el Ecuador con el uso de conexiones sin grasa de enrosque Autores: Martín López Saubidet, Karim Azar, Emiliano Actis Goretta y Augusto Pizzo

n 2001, un operador noruego del Mar del Norte contactó a Tenaris con la inquietud de desarrollar una tecnología para las conexiones de casing y tubing, que permitiera usarlas sin grasa de enrosque durante la entubación. El principal objetivo era el logro de pozos ecológicos con menor impacto ambiental, considerando que el exceso de grasa de enrosque utilizada en los productos tubulares introducidos dentro del pozo usualmente causa problemas como: la contaminación del reservorio y de los fluidos de perforación, entre otros. Incorporándose a través de este producto novedoso, totalmente seco, el concepto de cero descarga para preservar el ambiente. En 2003 y luego de dos años de desarrollo

conjunto, Tenaris utilizó por primera vez una conexión sin grasa de enrosque en un pozo offshore horizontal en el área noruega del Mar del Norte, dando origen a la tecnología Dopeless® o Dope-Free (sin grasa) como se le conoce genéricamente. El concepto demostró tener ventajas ambientales, en seguridad, operativas y de mejora de la productividad frente al uso convencional de grasas de enrosque, lo cual permitió extender su uso a otras operadoras y establecerse definitivamente en el mercado. Desde aquel debut hasta la actualidad, el uso de conexiones con esta tecnología ha crecido año a año, alcanzando en la actualidad los 22 millones de pies de tuberías vendidas, siendo utilizada por más de 80 operadoras en más de 50 países.

Figura 1. Tuberías con tecnología Dopeless® en Ecuador 54

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

Figura 2. Pin, box y protectores de la conexión TenarisHydril Blue® con tecnología Dopeless®

Debido a la simplificación de la operación, lograda por la eliminación de tareas asociadas a las grasas de almacenamiento y enrosque, se reemplaza la remoción y aplicación manual de grasa, ya que la conexión posee una superficie cubierta con una protección homogénea y controlada, con la cual logra una mayor eficiencia PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

en la entubación del pozo. Esto aumenta la velocidad de bajada y reduce la cantidad de re-enrosque y rechazos. Los protectores con tecnología Dopeless® pueden ser fácilmente reutilizados o reciclados dado que no están contaminados con grasa. Estos poseen en su diseño anillos (rings) que las sellan, otorgándoles estanqueidad. PERFORACIÓN

¿QUÉ ES LA TECNOLOGÍA DOPELESS®? La tecnología Dopeless® es un revestimiento seco y multifuncional aplicado a las conexiones de casing y tubing, a través de un proceso automatizado y controlado en un ambiente industrial. Esta reemplaza el uso de las grasas de almacenamiento y de enrosque utilizadas históricamente en las tuberías. Este recubrimiento cumple las funciones de protección contra la corrosión durante el almacenamiento de las tuberías y también de lubricante durante su enrosque, en los equipos de perforación y workover. El recubrimiento sobre las roscas permite múltiples enrosques y desenrosques, al igual que con el uso de grasa de enrosque. Las conexiones premium que se proveen con tecnología Dopeless® son 100% compatibles con sus respectivas versiones estándar con grasa y han sido calificadas con los ensayos más demandantes para conexiones de casing y tubing, como las normas ISO 13679:2002, API 5C5; y otros ensayos particulares de operadoras. Las tuberías con tecnología Dopeless® han sido probadas en condiciones reales, simulando desalineaciones del equipo, contaminaciones con lodo base agua y base aceite, agua, hielo y otros sin presentar inconvenientes.

Figura 2. Pin, box y protectores de la conexión TenarisHydril Blue® con grasa

EXPERIENCIA DE USO DE LA TECNOLOGÍA DOPELESS® EN EL ECUADOR Esta tecnología se usó por primera vez en el Ecuador en diciembre de 2013 en los campos Shushufindi-Aguarico y Libertador-Atacapi, logrando de esta manera un aporte significativo al desarrollo sustentable, minimizando el impacto en zonas sensibles, como es el caso de la Selva Amazónica. Al eliminar la necesidad de grasas para roscas, la tecnología Dopeless® logra que la zona del pozo sea más limpia y segura, considerándose al mismo tiempo una disminución del impacto ambiental, lo cual redunda en un aspecto muy importante de las operadoras petroleras. Se utilizó tecnología Dopeless® en cinco pozos distintos ubicados en el Oriente ecuatoriano: cuatro del Consorcio Shushufindi y uno de PardaliServices, todas completaciones de tubing 3 1⁄2 ” #9.2 L80CR1 con conexiones TenarisHydril Blue® Dopeless®. Adicionalmente, luego de cuatro y seis meses de producción, en dos de los pozos del Consorcio Shushufindi se realizaron maniobras de pulling, por lo que también se evaluó el desempeño de la tecnología en una segunda corrida con tubería usada (clase B) y luego de estar largo tiempo en servicio. En ambos casos, las tuberías volvieron a correrse nuevamente sin 55

PERFORACIÓN

Figura 3. Estado de la tubería con tecnología Dopeless®, luego de la maniobra de pulling (pasados 4 meses de produción en pozo)

BENEFICIOS OPERATIVOS Los parámetros medidos en cada operación fueron acordados previamente con los clientes a través del “Protocolo de Ensayo de Tubería con tecnología Dopeless®”. La evaluación y asistencia en campo durante el uso de esta tecnología fue realizada por personal técnico de Tenaris, que contó a su vez con el soporte del personal de los consorcios. Los resultados fueron comparados con los de una tubería equivalente pero en su versión estándar (con grasa), a modo de obtener evidencia directa y objetiva de sus beneficios. Para todos los casos, se utilizaron referencias de pozos reales y comparables, representativos de la operación en la región. En cuanto a beneficios operativos, se evaluaron, principalmente, la confiabilidad otorgada a la operación gracias a la mayor estabilidad de los valores de torque en los enrosques y la mayor velocidad de corrida alcanzada, a partir de la disminución de operaciones y de menor cantidad de rechazos y re-enrosque. La confiabilidad de la instalación de tubulares es altamente dependiente de la calidad de los enrosques de las conexiones. En una conexión estándar, este proceso involucra la aplicación manual de grasa de enrosque por un operario en el equipo de perforación y workover. El exceso de grasa, su falta de aplicación o una incorrecta distribución por errores humanos puede afectar el desempeño de las conexiones, al igual que el tipo 56

y la calidad de las grasas utilizadas. La tecnología Dopeless® es aplicada directamente sobre la superficie metálica de cada conexión y en un proceso industrial controlado. Cada rosca tiene la cantidad exacta de producto distribuido en forma consistente y homogénea, quedando totalmente adherido. Como resultado, las operaciones de enrosque son más consistentes, uniformes y con un comportamiento más confiable, además de garantizar el buen desempeño de la conexión. En las conexiones con hombro de torque, como la TenarisHydril Blue®, se debe controlar que el torque final de enrosque se encuentre entre un máximo y un mínimo, al igual que el valor de hombro de torque, es decir, dentro de una ventana operacional para garantizar la correcta energización y desempeño de la conexión. TYPICAL CURVE TORQUE

necesidad de pasar por un proceso de recuperación o re-acondicionamiento previo. Para todos los casos y a partir de los resultados obtenidos durante esta primera experiencia en la región, se evaluaron los beneficios operativos, ambientales, de seguridad y económicos.

MAXIMUM MAKE UP TORQUE Final Torque

MINIMUM MAKE UP TORQUE

MAXIMUM SHOULDER TORQUE

Shoulder Torque Ok

MINIMUM SHOULDER TORQUE REFERENCE TORQUE TURNS

Figura 4. Gráfico de apretado de una conexión con hombro (ej: TenarisHydril Blue®)

El comportamiento más consistente de la opción Dope-Free resulta evidente a partir de la reducción en la dispersión de dichos valores de torque de hombro, manteniéndolos más estables entre las ventanas de valores máximos y míniPGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

Figura 5. Eliminación de rechazos, reducción de reapretados y disminución de la dispersión de valores de hombros de torque en tubing 3 1/2

Durante las corridas con tecnología Dopeless® se alcanzaron velocidades promedio de enrosque de 22% superiores (variando entre 14% y 38%) a las obtenidas en operaciones convencionales, utilizando conexiones con grasa. Se logró además la eliminación de los rechazos (inclusive en operaciones de pulling) y una disminución significativa de los re-enrosques de las conexiones. BENEFICIOS AMBIENTALES EN SALUD Y SEGURIDAD El valor agregado de la tecnología Dopeless® en materia de salud, seguridad y ambiente se evaluó por separado para todos los casos estudiados, tanto para los pozos de workover como de perforación. También se estimó el beneficio potencial alcanzable extendiendo el análisis a toda una campaña anual y su correspondiente

reducción de impacto ambiental asociado. En términos de ambiente, las ventajas del uso de la tecnología Dopeless® fueron: • Eliminación total del consumo de agua y solventes para limpieza de conexiones. • Cero descarga de grasa de almacenamiento y enrosque al ambiente. • Eliminación de efluentes/desechos contaminados y su tratamiento - disposición final. • Eliminación de protectores contaminados y su tratamiento (residuo peligroso). Esta sección es de especial importancia ya que estos beneficios representan un gran valor, sobre todo en operaciones en ambientes sensibles donde el impacto ambiental requiere de especial cuidado y más aún si se opera en reservas naturales o parques nacionales. En cuanto a las mejoras en salud y seguridad, se destaca que, durante la preparación y acondicionamiento de tuberías previo a su instalación, se realizan una serie de operaciones manuales. Estas tareas involucran limpieza de extremos y protectores de rosca para eliminar la grasa de almacenamiento, inspección de conexiones, medición y calibrado de las tuberías con su requerida manipulación. Normalmente, son ejecutadas en la locación del pozo exponiendo a los operarios a potenciales fuentes de riesgo. Haciendo un análisis de riesgos de las actividades realizadas con tubulares en campo y clasificando cada una de ellas de acuerdo a su gravedad, probabilidad de ocurrencia y frecuencia de exposición del operador al riesgo, se concluye que utilizando conexiones con tecnología Dopeless® se simplifican y eliminan varias de dichas operaciones mencionadas y, por consiguiente, se eliminan y/o reducen los riesgos residuales asociados a sus tareas. En la figura 6 se muestra una comparativa donde se aprecia la eliminación y

PERFORACIÓN

mos, asegurando la estabilidad y consistencia de la conexión durante el enrosque de la misma. Esto puede verse en la comparativa entre los valores de torque de hombro y torque final de dos sartas de tubing 3 1⁄2” TenarisHydril Blue® estándar y con tecnología Dopeless®, ambas utilizadas en operaciones en el Ecuador y bajo las mismas condiciones.

ANÁLISIS DE RIESGO RESIDUAL Estándar (con grasa) vs Dopeless (R) + Riesgo

Nivel de riesgo residual

1 13 2 20

Estándar (con grasa) Dopeless®

15 7 4 16 12

- Riesgo 28 Riesgos residuales eliminados por el uso de conexiones Dopeless(R)

Cantidad de riesgos asociados a las tareas

PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

Figura 6. Comparativa de riesgos residuales asociados a tareas con conexiones estándar y con tecnología Dopeless® 57

giene tienen un impacto directo en los indicadores correspondientes de cada operación. BENEFICIOS DE PRODUCTIVIDAD MEJORADA La grasa de enrosque es aplicada en las conexiones de tubing y de casing para proveer lubricación durante el ensamble y contribuir al sellado

PERFORACIÓN

reducción de riesgos residuales de una operación con esta tecnología Dopeless® versus una operación estándar (con grasa). De acuerdo a la normativa OHSAS 18001:2007, la eliminación de la tarea es la primera acción a adoptar al momento de reducir y controlar los riesgos asociados a una actividad. Vale destacar que estas mejoras en ambiente, seguridad e hi-

Figura 7. La eliminación y simplificación de tareas con tuberías con tecnología Dopeless® permiten eliminar y reducir riesgos a los que están expuestos los operarios

Figura 8. Maniobra de apretado de conexiones con tecnología Dopeless®, eliminación de grasa en la operación, limpieza en la mesa del taladro y asistencia del equipo de Field Services

PGE PETRÓLEO & GAS -MARZO 2015

BENEFICIOS ECONÓMICOS La cuantificación del valor económico se realizó considerando todos los ahorros generados a partir de los beneficios operativos, de salud, seguridad y ambiente. Con ello se elaboró un modelo de estimación que los clasifica, separando

cada aporte en categorías, incluyendo conceptos como el del costo por disposición final de residuos y el de producción incremental. Este último representa el rendimiento adicional que alcanza el cliente por lograr la producción del pozo antes del tiempo estipulado. Vale destacar que se estudiaron por separado los casos de workover y perforación, luego de un potencial escenario considerando la campaña anual. Como resultados finales de la propuesta de valor se presentaron estimaciones de ahorros significativas en pozos de workover y de perforación impulsados, en su mayoría, por el ahorro en tiempo de taladro. El resto se reparte entre las categorías de producción incremental, preparación de tubería, insumos-consumibles y disposición final de desechos-efluentes generados. Estas primeras corridas con tecnología Dopeless® en el mercado ecuatoriano confirmaron los beneficios observados a nivel mundial: ahorro en tiempos de bajada, ahorro en tiempos de inspección y limpieza de conexiones. Entre otros aspectos, se percibieron además cero rechazos, disminución de los re-enrosques, estabilidad de torque, disminución de los riesgos, mejoras en los niveles de seguridad y reducción del impacto ambiental, al tratarse de una tecnología certificada de cero descarga.

PERFORACIÓN

de las conexiones, particularmente, a aquellas sin sello metal-metal. Esta grasa puede contener una proporción elevada de sólidos orgánicos e inorgánicos. El exceso de grasa de enrosque aplicada en las conexiones puede migrar fuera de ellas, acumularse en las paredes del tubular, desplazarse y llegar al fondo del pozo, quedando la posibilidad de entrar en contacto con los punzados y reducir la productividad. Este efecto se conoce como daño a la formación por grasa de enrosque. Varios autores han estudiado este fenómeno y han destacado que la medida preventiva más eficiente para reducir su impacto era minimizar el uso de grasa de enrosque mediante un control meticuloso en campo de la operación de engrase de conexiones. En la actualidad, el uso de las tecnologías Dope-Free elimina por completo el riesgo de daño a la formación por grasa de enrosque y se evitan problemas de “taponamiento” de filtros de arena, dificultades en operaciones de cables y más.

Figura 9. Impacto del uso de grasa de almacenamiento y de corrida en la operación. Todo esto es eliminado por completo con la tecnología Dopeless® PGE PETRÓLEO & GAS - MARZO 2015

Prevención: la clave en la operación Ing. Hernán Hinojosa Castillo1

programa y cumple con entrenamiento (talleres, simulacros y otros) que eleven la capacidad de respuesta de todos los miembros de la compañía, en caso de que se presente una eventual crisis operacional. Se busca realizar diferentes actividades con el personal de OCP Ecuador, instituciones aliadas y la comunidad para reducir la probabilidad de que un evento no deseado ocurra y, en caso de que así sea, estar preparados de la mejor manera para mitigarlo de inmediato. Capacitación: Al personal interno de OCP y externo contratado, sobre temas de respuesta a emergencias. Desarrollo: De un programa anual de entrenamientos y simulacros (un promedio anual de 80 eventos en todas las instalaciones). Seguimiento: Al inventario de equipos para control de emergencias ubicados en estaciones y bases de respuesta. Mantenimiento: De equipos para control de emergencias y de puntos de control y monitoreo de derrames. Difusión: Sobre la Función Respuesta a Emergencias de OCP Ecuador a contratistas, autoridades de Gobiernos Autónomos Descentralizados por los que atraviesa el oleoducto, entidades gubernamentales y comunidad en general.

SSAC

1 Hernán Hinojosa Castillo. Ingeniero Industrial de la EPN en Quito. Tiene un Diplomado en Desarrollo de Proyectos en Plessey Training Center de Cowes – Inglaterra y una Maestría en Prevención de Riesgos de Trabajo y Ambientales, Es Coordinador de Respuesta a Emergencias.

esde el inicio de las operaciones del Oleoducto de Crudos Pesados, la cultura de seguridad ha sido una constante en todos los ámbitos de la compañía. Al iniciar la construcción de esta obra, se presentó a las autoridades ambientales pertinentes el Plan de Manejo Ambiental (PMA), que fue aprobado y actualizado según las diferentes necesidades. El objetivo de este plan es ser la guía -para los colaboradores de OCP y también para sus diferentes proveedores- en que deben ejecutarse las diversas actividades del negocio para promover un manejo sustentable del transporte de crudo. De acuerdo con el Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas (RAOH), el contenido del Plan de Manejo Ambiental incluye ocho planes en total, entre ellos el Plan de Contingencias (Plan de Respuesta a Emergencias). Sin embargo, en OCP Ecuador, se busca superar lo establecido en la Ley y así elevar los estándares de operación, por lo cual las tareas concernientes a la respuesta ante una emergencia son parte integral del modelo de gestión de la compañía. Dentro de la organización existe una persona designada a tiempo completo a cargo de la prevención y respuesta a emergencias, quien a través del monitoreo de información y/o variables,

Foto 1. Entrenamiento a personal de OCP para evento no deseado en ríos 60

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Foto 2. Simulacro de incendio en estación

Foto 3. Curso de manejo de emergencias con personal de campo

HERRAMIENTAS PARA LA PREVENCIÓN Para llevar a cabo con éxito la respuesta a emergencias, OCP cuenta con los siguientes sistemas operativos, con el fin de obtener información que permita prevenir y responder a una emergencia: • SCADA - Sistema de control, supervisión y adquisición de datos. • LDS - Sistema de detección de fugas. • SISE - Sistema integrado de seguridad electrónica. • Sistema de telemetría. • Válvulas de bloqueo. • GIS - Sistema de información geográfica.

• Bases celulares: Instaladas en alcaldías, juntas parroquiales, cuerpos de bomberos y ECU 911. Existen 23 unidades en el tramo occidente y 16 unidades en el tramo oriente. • Línea directa con SOTE-Petroecuador: Se la implementó con el fin de comunicar directamente las emergencias del oleoducto y poliductos de cualquiera de las dos compañías, para apoyar las operaciones de emergencia en caso de suscitarse.

Prevención y alerta temprana: La detección temprana de posibles eventos no deseados a través de la recopilación de información operativa rutinaria, con la que, a base del SSAC

Además de los sistemas operativos, también se hace uso de otros elementos de soporte para prevención y respuesta a emergencias: • Línea 1800 76 76 27: Sistema gratuito de telefonía a disposición de la comunidad por el que atraviesa el oleoducto para facilitar la comunicación hacia las oficinas de OCP Ecuador, en caso de cualquier evento de emergencia.

LINEAMIENTOS EN CASO DE ALERTA En caso de que alguno de los elementos anteriormente detallados dispare la alerta de un posible fallo en la operación, OCP Ecuador ha implementado los siguientes lineamientos: prevención y alerta temprana, respuesta a emergencias y retorno a la normalidad.

Foto 4. Charlas sobre línea 1800 767627 con la comunidad

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análisis de parámetros de riesgo establecidos por la organización, se determina o no el inicio de una alerta temprana (preventiva) o de las actividades para una respuesta a la emergencia (reactiva). Es importante resaltar que, en caso de cualquier duda en los resultados del monitoreo y análisis de los parámetros operativos en la etapa de alerta temprana, la organización ha determinado la suspensión inmediata de las operaciones de bombeo.

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Activación, coordinación y control de la emergencia y retorno a la normalidad: En caso de concretarse una emergencia, se activa el Procedimiento de Respuesta a Emergencia Local (Emergencia Menor), en el que se desarrollan actividades de primera respuesta que pueden llegar a controlar un evento. En caso que la emergencia supere la capacidad local de respuesta (Emergencia Mayor), se determina el estado de crisis y se procede con: • Flujo de notificación, conforme al esquema de

comunicación respectivo: interno (toda la organización) y externo (accionistas, autoridades locales y nacionales, entidades y empresas de apoyo, convenios de ayuda mutua, etc.). • Implementación de la estructura organizacional para emergencias. • Movilización interna y externa de equipos y personal. • Control y coordinación de la respuesta a emergencia. • Atención a autoridades, medios y la comunidad afectada. • Reparación de partes o instalaciones afectadas. • Reinicio de la operación de bombeo. • Elaboración de los informes internos y/o externos. En cuanto al cambio de estructura organizacional durante una emergencia, es importante explicar que, cuando se declara el estado de emergencia, se termina la estructura jerárquica habitual y se conforma un Comité de Crisis con 10 miembros de la organización presidido por el Presidente Ejecutivo. Ellos serán quienes esta-

Foto 4. Simulacro de incendio en estación Amazonas 62

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Retorno a la normalidad: Una vez superada la emergencia se debe:

ALIANZAS ESTRATÉGICAS

• Elaborar y ejecutar el plan de remediación. • Evaluar la respuesta de la organización, tanto a nivel interno como externo. • Realizar el mantenimiento y la reposición inmediata de los equipos y materiales utilizados. • Actualizar los documentos del Plan de Respuesta a Emergencias, con base en lecciones aprendidas y recomendaciones de auditorías, tanto internas como externas, sobre la respuesta al evento ocurrido. Además, paralelamente a estas actividades, la organización implementa y coordina el retorno a la normalidad. ALIANZAS ESTRATÉGICAS El trabajo en equipo es fundamental para superar una emergencia. OCP Ecuador ha establecido alianzas con importantes instituciones que podrían representar un gran aporte al momento de responder a una emergencia (ver tabla 1). Mantener una operación de transporte de crudo confiable, segura, eficiente y comprometida con el ambiente es el marco de acción de OCP Ecuador pues, de esta manera, contribuye a la creación de valor social, ambiental y económico para el país.

CONVENIOS DE AYUDA MUTUA EN CASO DE EMERGENCIA

• Comité de Operaciones de Emergen-

• EP Petroecuador

cia (COE) • Red de Seguridad Ciudadana • Cruz Roja Ecuatoriana • Operadoras de bloques petroleros • EP Petroecuador • Petroamazonas EP • Fuerzas Armadas • Cuerpos de Bomberos • Policía Nacional • ECU 911 • Empresas especializadas para contención y remediación

• Petroamazonas EP • TECPETROL • AGIP

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rán a cargo de toda la estrategia de la emergencia y los encargados de dar los lineamientos para toda la organización. De manera simultánea, en el sitio de la emergencia se eliminan las jerarquías y están a cargo el Coordinador de Emergencias y el Comandante de Emergencias, quienes se encargan tanto de aspectos técnicos de la respuesta como de aspectos administrativos, respectivamente. Ellos tienen bajo su mando a líderes en escena que previamente han sido asignados, dependiendo de la ubicación del evento. Sin embargo, todo el personal en campo reporta directamente al Comité de Crisis. Durante la etapa de emergencia, se activan procedimientos especiales en todos los procesos y funciones de la organización, con el fin de agilitar la provisión de recursos para una atención pronta y adecuada. La duración del período de emergencia depende del avance en el control del evento y del cumplimiento de hitos determinados en los objetivos de la respuesta. La finalización de esta etapa está a cargo del Presidente Ejecutivo de la organización o de su delegado.

Tabla 1. Alianzas estratégicas

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Certificación API Q2 Ing. Jhon Ochoa1

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1 Jhon Ochoa. Ingeniero en Electrónica y Control de la Escuela Politécnica Nacional del Ecuador, Maestría en Administración de Negocios de la Pontificia Universidad Católica de Perú. Ingresó a Halliburton en 1992, se ha desempeñado en diferentes posiciones operativas, técnicas y de calidad en varios países. Actualmente es el gerente de Calidad de Halliburton Ecuador.

a Certificación API Q2 es una nueva propuesta de sistema de gestión de calidad, considerado el primer estándar internacional, que describe los requisitos fundamentales para los sistemas críticos en operaciones de servicios petroleros. Estos son construcción de pozos, intervención, producción, abandono, servicio, mantenimiento e inspección. La norma está basada en análisis, evaluación y manejo del riesgo en todas las etapas. Se enfoca en procesos de seguridad, competencias del personal, diseño del servicio, mitigación de riesgo, planes de contingencia, controles de la cadena de suministros, mantenimiento preventivo, inspección, planes de calidad de servicio y manejo del cambio.

ternacionales de gestión en salud, seguridad, ambiente y calidad, según el tipo de industria, lo han hecho para cubrir mejor esas áreas. En el caso de América Latina, ha predominado la implementación de las Normas ISO-OHSAS, por ejemplo la ISO 9001/ISO TS 29001, ISO 14001 y OHSAS 18001. En los Estados Unidos y otros países se han adoptado las Normas API, como la API RP 75 y API Q1, para cubrir las áreas de mayor relevancia. El aplicar cada norma de las ISO o del API ayuda a crear un marco regulatorio bajo el cual se puede cumplir con los objetivos del negocio. Sin embargo, su uso no ha sido suficiente para prevenir incidentes de grandes proporciones en las áreas de calidad, seguridad y ambiente.

¿POR QUÉ SURGE LA NECESIDAD DE API Q2?

FACTORES DEL NEGOCIO QUE MOTIVAN EL USO DE ESTÁNDARES Tras un análisis se deduce que, debido a las exigencias crecientes de la industria de petróleo y gas, se hace imprescindible el uso de altos estándares que minimicen la ocurrencia de incidentes de alto impacto y mantengan la filosofía del mejoramiento continuo. Hay varios factores del negocio que impulsan su uso: • Ausencia de un sistema de gerenciamiento corporativo. • Inconsistencias en la mitigación del riesgo. • Falta de implementación. • Falta de supervisión. • Debido al incremento de la complejidad de los pozos, hay la necesidad de contar con equipo y herramientas de tecnología mejorada y de alta confiabilidad. • Los costos de tiempo de rig, cada vez mayor, hacen necesarios sistemas que aseguren un servicio ininterrumpido.

ANTECEDENTES Los sistemas de gestión de salud, seguridad, ambiente y calidad disponibles hasta 2010 están basados en estándares como las Normas ISO (Organización Internacional para la Estandarización), OHSAS (Series de Evaluación en Salud Ocupacional y Seguridad) y API (Instituto Americano de Petróleo). Esta última es la organización nacional en los Estados Unidos que cuenta con un área destinada a la elaboración de normas en toda la industria del petróleo y gas natural. API fue creado en 1919. Entre muchos otros, los estándares más usados por las empresas son: • ISO 9001: Calidad para industrias en general. • ISO/TS 29001: Calidad para industria de gas y petróleo. • ISO 31000: Manejo de riesgo. • ISO 14001: Ambiente. • OHSAS 18 001: salud y seguridad. • API Q1: Calidad para la industria manufacturera en petróleo y gas. • API RP 75: Prácticas recomendadas para el desarrollo de programas de seguridad y gestión ambiental. Las empresas que han adoptado sistemas in-

CAUSAS DE INCIDENTES QUE OCASIONAN TIEMPO NO PRODUCTIVO (NPT) Según el análisis, un gran porcentaje de los incidentes genera un altísimo número de horas de tiempo no productivo (NPT) que se traduce en altos costos por mala calidad. Las causas de ellos son en su mayoría prevenibles, por ejemplo:

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• Falta de planeación para la ejecución de los servicios. • Falta de competencia del personal. • Falta de disposición o no seguimiento de procedimientos. • Falta de uso de registros históricos. • Falta de planes de contingencia efectivos. • Falta de control de calidad en inspección y pruebas de equipos críticos. • Falta de mantenimiento preventivo, inspección y pruebas. En base al análisis surge la necesidad de crear la Norma API Q2, que es la respuesta a la industria en relación a la implementación de una norma de calidad tan estricta, capaz de prevenir incidentes catastróficos, como el del Golfo de México. En abril de 2010, en el pozo Macondo, hubo víctimas y pérdidas materiales. El impacto ambiental fue de exorbitantes dimensiones, además de litigios legales, costos de remediación sobre los $40 mil millones y una mala reputación del negocio petrolero a escala mundial. Esta norma fue desarrollada por API en co-

laboración con varias empresas del negocio petrolero, como la BP, Transocean, Halliburton, Exxon Mobil, Shell, Schlumberger, Baker Hughes, Total, National Oil Well Varco, Tenaris, Weatherford, Chevron, entre otras. DIFERENCIAS DE LA API Q2 DE LAS NORMAS ISO 9001/ISO 29001/API Q1 En la API Q2 se crearon requerimientos adicionales con respecto a las otras normas. Para visualizarlos se citan los más comunes de las normas de calidad: • Requisitos generales. • Manual de calidad. • Control de documentos y registros. • Política de calidad. • Planificación de objetivos. • Revisión gerencial. • Control de equipos de medición y monitoreo. • Medición de procesos, análisis y mejoramiento continuo. • Entrenamiento y capacitación. • Acciones correctiva y preventiva.

SISTEMA DE GESTIÓN DE CALIDAD BASADO EN PROCESOS (ISO 9001, ISO 29001 & API Q1)

MEDICIÓN, ANÁLISIS, MEJORAMIENTO

MANEJO DE RECURSOS

REQUERIMIENTOS DEL CLIENTE

ENTRADA

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REALIZACIÓN DEL PRODUCTO

SALIDA

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RESPONSABILIDAD GERENCIAL

SATISFACCIÓN DEL CLIENTE

PRODUCTO

• • • • • • •

Los requisitos adicionales para API Q2 son: No hay derecho a exclusiones. Evaluación de competencias de personal. Gestión de riesgos. Certificación de equipos críticos. Diseño del servicio. Planes de contingencia. Control sobre proveedores críticos.

• Planes de calidad de servicio. • Planes de mantenimiento preventivo, inspección y prueba. • Validación del desempeño del servicio. • Manejo del cambio. • Notificación al cliente. • Trazabilidad de servicios críticos y control de productos relacionados con el servicio.

SISTEMA DE GESTIÓN DE CALIDAD BASADO EN PROCESOS Y MANEJO DEL RIESGO (API Q2)

RESPONSABILIDAD GERENCIAL Y MANEJO DE RECURSOS

MEDICIÓN, ANÁLISIS, MEJORAMIENTO

MEJORAMIENTO CONTINUO

REQUERIMIENTOS DEL CLIENTE

SATISFACCIÓN DEL CLIENTE

SALIDA

ENTRADA

EJECUCIÓN DEL SERVICIO

SSAC

GERENCIAMIENTO DE RIESGO

BENEFICIOS DE LA API Q2 Es un mérito el esfuerzo de API y de varias empresas del sector petrolero, crear la Norma API Q2 como resultado de un análisis profundo, que cubre los espacios de mejoramiento de las demás normas. Los beneficios más importantes de la implementación de la Certificación API Q2 son: • Mayor enfoque en la implementación al utilizar una sola norma que ayuda a evi66

tar incidentes catastróficos en las áreas de seguridad, ambiente y calidad. • Identificar y gestionar las tareas críticas que afectan la calidad, la seguridad y el ambiente. • Minimizar el riesgo mediante la identificación, planificación y control. • Mejorar la confiabilidad de los productos relacionados con el servicio. • Minimizar riesgos rela-

cionados con el servicio y mejorar la eficiencia. • Mejorar la comunicación entre las empresas de servicios petroleros, sus proveedores y operadoras. • Adicionalmente, las empresas que adopten el estándar API Q2 ofrecen un valor agregado a la industria, constituyéndose en una ventaja competitiva entre todas las empresas del sector petrolero.

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