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

PRODUCCIÓN

Formulación óptima de salmueras de control y fluidos de estimulación ácida en campos maduros

PERFORACIÓN

Optimización de ensamblajes de perforación direccional para maximizar intervalos perforados en modo rotatorio en el Pozo Johanna Este 29 de Andes Petroleum Ecuador Ltd.

CORROSIÓN

Mapeo de corrosión con ultrasonido Scan C para tuberías de proceso y equipos estáticos para los Bloques 16 y 67

Edición No. 018 - SEPTIEMBRE 2018

IS SN 1390 - 8 81 2

1 000 EJEMPLARES

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018 O F

PRESENTACIÓN

Ing. Ernesto Grijalva H.

En la edición Septiembre 2018, la Revista Petróleo&Gas presenta artículos que generan valor agregado a la labor de la industria hidrocarburífera; entre los cuales destacamos: Optimización de ensamblajes de perforación direccional para maximizar intervalos perforados en modo rotatorio en el Pozo Johanna Este 29; y, Mapeo de corrosión con ultrasonido Scan C para tuberías de proceso y equipos estáticos para los Bloques 16 y 67. Además, forman parte de esta nueva edición los artículos: Formulación óptima de salmueras de control y fluidos de estimulación ácida en campos maduros; y, Nuevas ideas y escenarios predictivos para una estrategia de desarrollo del campo Pungarayacu. Aprovechamos la oportunidad para invitarles al XIII Encuentro Anual de Minería, Energía y Petróleo ENAEP 2018 que tendrá lugar el 23 de octubre de 2018 en el Hotel JW Marriott, Quito. Este evento es organizado por Seminarium y como coorganizador la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE). 3

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018 I

CONSEJO EDITORIAL

CONTENIDO

Ing. Ernesto Grijalva Director Ejecutivo Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) Evaluador Técnico Externo: Ing. José Luis Ziritt Coordinación: Mayra Revelo Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE)

Estadísticas AIHE

Editor Responsable Sandra Mosquera, Globalcorp Diseño Juan Centeno, Globalcorp Fotografías Wikipedia

Nuevas ideas y escenarios predictivos para una estrategia de desarrollo del campo Pungarayacu

Formulación óptima de salmueras de control y fluidos de estimulación ácida en campos maduros

Optimización de ensamblajes de perforación direccional para maximizar intervalos perforados en modo rotatorio en el Pozo Johanna Este 29 de Andes Petroleum Ecuador Ltd.

Carlos Alfredo Males Saverio, Guillermo Javier Miranda Díaz y Diego Gabriel Palacios Serrano

Colaboradores: Marco Vinicio Cisneros Martínez, Luis Fernando Araujo, Edison Iván Guerrero, Diego Gabriel Palacios Serrano, Diego Sandoval, Moises Cevallos, Juan Pablo Votruba, Juan Carlos Villalba, Álvaro Izurieta. Nota Editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio. Impresión: Globalcorp Tiraje: 1000 Número: 018 - Septiembre 2018 Frecuencia: Trimestral Lugar de Edición: Quito - Ecuador ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com www.revistapetroleogas.com

Álvaro Izurieta

Diego Sandoval, Moises Cevallos, Juan Pablo Votruba, Juan Carlos Villalba

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

REVISTA PGE PETRÓLEO&GAS, es una publicación trimestral de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador. Esta revista especializada en la industria petrolera reúne artículos y estudios técnicos, reportes de torres de perforación e información de interés relacionada con el sector.

Revise esta edición en su tablet o smartphone escaneando el código QR

Mapeo de corrosión con ultrasonido Scan C para tuberías de proceso y equipos estáticos para los Bloques 16 y 67

Gestión de riesgos laborales y vigilancia de la salud en el buceo profesional

Marco Vinicio Cisneros Martínez

Luis Fernando Araujo, Edison Iván Guerrero

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

REPORTES

Torres de perforación en operación en el Ecuador Septiembre 04, 2018 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 46H

CCDC

CCDC25

2000 HP

DRILLING 16" HOLE SECTION

ANDES PETROLEUM

FANNY 18B174H IC

HILONG

ZJ70D 2000 HP

COMPLETION. THIS RIG WILL BE RELEASED

ENAP SIPEC

MDC 14RE

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

COMPLETION

ENAP SIPEC

INCHI B10

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

MOBILIZING RIG

ENAP SIPEC

MDC 35

TUSCANY DRILLING

119

DSI CANTILEVER TYPE 2000 HP

RIG MOVE

EP PETROAMAZONAS

SCHAI 415

CCDC

CCDC28

200O HP

DRILLING

EP PETROAMAZONAS

SCHW 268 R1

CCDC

CCDC39

1600 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

TMBD 020H

CCDC

CCDC36

BAOJI 2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

TMBA 023

CCDC

CCDC66

2000 HP

DRILLING

EP PETROAMAZONAS

TPTE 076

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS1

ACAD 098 RE

HILONG

2000 HP

RUNNING 7" LINER

EP PETROAMAZONAS1

ACAE 005 WDW

SLR

SLR - 401

MAVERICK T 1000 (2000 HP)

DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS1

YLBD-023H

SINOPEC

119

2000 HP

DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS1

ACAH 168H

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

DRILLING 6 1/8" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS1

CLBA 036 WDW

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

COMPLETION RIG UP PERFORMING COMPLETION PREVIOUS TO START DRILLING (SIDETRACK) IN PAKA NORTE 7

EP PETROAMAZONAS2

VHR 025

PETREX

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

EP PETROAMAZONAS3

PAKA NORTE 17

SINOPEC

220

2000 HP

1.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas 2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de campos Maduros) 3.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio WAYRA ENERGY firmó un contrato con Petroamazonas. (Campos Menores)

Torres de perforación en stand by en el Ecuador Septiembre 04, 2018 CONTRATISTA

RIG No.

TIPO DE EQUIPO

STACKED

CCDC

CCDC037

ZJ70DB (2000 HP)

TAPIR NORTE B PAD. RIG MAINTENANCE

CCDC

CCDC038

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC069

2000 HP

COCA. BASE

EQUIPENINSULA

EQP 100

HEARTLAND RIG INTERNATIONAL (HRI) 850 HP

ANCON BASE. PREPARRING EQUIPMENT TO DRILL FOR PACIFPETROL (SINERGY GROUP)

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

176

2000 HP / LEE C. MOORE

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

190

2000 HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

SHUSHUFINDI BASE

PETREX

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

COCA BASE

PETREX

5899

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

SINOPEC

127

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

128

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

129

70B

OSO A PAD

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

183

2000 HP

YANAQUINCHA PAD. MAINTENANCE PREVIOUS TO MOB.RIG TO JIVINO E (OCT. 1/2018) TO START DRILLING FOR CONSORCIO PAÑATURI

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

191

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

248

2000 HP

STACKED TIPUTINI "B" PAD

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

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

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

REPORTES

Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador Septiembre 04, 2018

OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

FANNY 18B 103

HILONG

HL-3

XJ 650

W.O.

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA

PINDO 20D

NABORS DRILLING

815

IRI 2042 / FRANKS 600

W.O.

ANDES PETROLEUM

FANNY 18B93H

HILONG

HL- 18

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

PETRORIENTAL

TAPIR NORTE 22 ST

CCDC

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRRC 021

DYGOIL

FRANKS 600

W.O.

GNTC 025

ESPINEL & ASOCIADOS

EA - 12

XJ 650

W.O.

SSFDI 47

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

W.O.

LMNK 045

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

SINOPEC

932

XJ 650

W.O.

SACHA 55

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

SACHA 180

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

SACHA 128

TRIBOILGAS

103

550 HP

W.O.

COCA K42

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

TMBD-005

TRIBOILGAS

105

CROWN 550 HP

W.O.

SANSAHUARI 016

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

ATACAPI 31

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS1

AGRA 011

DYGOIL

CAMERON 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHS 69

SLR

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS2

PICHINCHA 5

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS2

SECOYA 29

GEOPETSA

LTO-550-VIN-26606

MOBILIZING FROM PARDALIS TO TECPETROL (BS 10)

YCAC 038

GEOPETSA

UPET 550 HP

W.O.

ACAP 178

GEOPETSA

ZPEC 650

W.O.

ACAG 224

SLR

SLR 55

WILSON MOGUL 42B

W.O.

ACAC 058

SLR

SLR 56

WILSON MOGUL 42B

W.O.

AUCA 88

TUSCANY DRILLING

111

665 HP

W.O.

PLAN 58

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

PACOA 1

GEOPETSA

WILSON 42B 500

W.O.

DRTA 05

CCDC

650 HP

W.O.

GUANTA 019

SINOPEC

904

750 HP

W.O. (RECAÑONEO Y FRACTURA)

AMO B4

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS3 EP PETROAMAZONAS3 EP PETROAMAZONAS3 EP PETROAMAZONAS3 EP PETROAMAZONAS3 EP PETROAMAZONAS4 EP PETROAMAZONAS5 EP PETROAMAZONAS6 EP PETROAMAZONAS6 REPSOL

1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros) 2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros) 3.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas 4.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de campos Maduros) 5.- Para proveer servicios en esta área, SANTA ELENA PETROLEUM firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de campos Maduros) 6.- Para proveer servicios en esta área, CONDOR Servicios Petroleros firmó un contrato con Petroamazonas. (Campos Menores) 9

PGE PETRÃ&#x201C;LEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

REPORTES

Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador Septiembre 04, 2018 CONTRATISTA

RIG

COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

OIME 750SL

STBY. VILLANO "A" PAD

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO "B" PAD

CCDC

CCDC 40

650 HP

LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC 41

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC 42

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO BASE

GEOPETSA

COOPER LTO 550

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

LOXODONTA

ELEFANTE AZUL 01

CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY)

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

SHUSHUFINDI BASE

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERATED BY SLR)

CSSFD 001

KING SERVICES 750HP

SHUSHUFINDI BASE

PETROTECH

550 HP

COCA BASE

SLR

SLR 7

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 32

WILSON MOGUL 42B

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 34

WILSON 42B

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 53

WILSON MOGUL 42B

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

905

750 HP

STDBY IN EDYD PAD

SINOPEC

907

XJ 550

LAGO AGRIO

TRIBOILGAS

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

TRIBOILGAS

COOPER 550

COCA BASE

TRIBOILGAS

WILSON 42 B

COCA BASE

TRIBOILGAS

COOPER 550DD

COCA BASE

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

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

TIPO DE EQUIPO

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

ESTADÍSTICAS

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

Fuente: EP Petroecuador y EIA Energy Information Administration

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

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 11

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP

AGIP OIL

ANDES PETROLEUM

CAMPO PUMA S. A. (CONSORCIO PEGASO)

GENTE OIL ECUADOR

ORION ENERGY OCANOPB S. A.

ORIONOIL ER S.A.

CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 12

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

ESTADÍSTICAS

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

PACIFPETROL

PETROBELL

PETRORIENTAL (BLOQUE 14 Y 17)

REPSOL - BLOQUE 16 Y 67 (TIVACUNO)

ENAP SIPEC

TECPETROL

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 13

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

Nuevas ideas y escenarios predictivos para una estrategia de desarrollo del campo Pungarayacu Autores: Carlos Alfredo Males Saverio, Guillermo Javier Miranda Díaz. Coautor: Diego Gabriel Palacios Serrano Fecha recepción: 13 de agosto de 2018 Fecha aprobación: 29 de agosto de 2018 Palabras clave: Pungarayacu, redes neuronales, modelo estático, modelo dinámico, métodos termales, SAGD, inyección continua de vapor, petróleo extrapesado. Keywords: Pungarayacu, neural networks, static model, dynamic model, thermal methods, SAGD, steam flooding, extra-heavy oil. Carlos Alfredo Males Saverio: Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador. Guillermo Javier Miranda Díaz: Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador. Diego Gabriel Palacios Serrano: Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador. Posee un Máster en Geofísica por la Universidad Texas A&M. Actualmente es profesor en la Universidad Central del Ecuador y consultor privado.

RESUMEN

El campo Pungarayacu es considerado como la mayor concentración de petróleo pesado en la Cuenca Oriente del Ecuador. El presente estudio reevaluó el Petróleo Original en Sitio (POES) y las potenciales reservas que se obtendrían al aplicar técnicas de Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor (SAGD) e inyección continua de vapor. Los modelos estático y dinámico fueron construidos considerando nuevos descubrimientos estratigráficos y sedimentológicos. El modelo estático propuesto incluye facies de carbón, las cuales fueron obtenidas desde los registros de densidad a fin de generar una nueva interpretación petrofísica. Considerando que algunos de los pozos exploratorios para toma de núcleos y análisis petrofísico del campo fueron perforados a lo largo de los años 80 (Reportes de CEPE) y los registros de densidad se presentaban en conteos por segundo o no estaban disponibles, fue necesario crear registros sintéticos de densidad a partir de redes neuronales. Para la construcción del modelo estratigráfico y sedimentológico se usó correlaciones estratigráficas y un análisis previo de los ambientes depositacionales de la arenisca Hollín superior (influenciado por mareas) y Hollín inferior (fluvial). Para el modelo petrofísico la distribución de facies fue basada en mapas de probabilidad y variogramas. El campo Pungarayacu tiene un petróleo de 8°API en promedio y una viscosidad entre los 66000 cp y 11000000 cp a 104°F, -a 60°F no fluye la muestra (Gushor Technology-Calgary, 2010) lo cual muestra una severa biodegradación. Considerando trabajos de screening previos se decidió la aplicación de la técnica de SAGD para las zonas del campo donde la formación Hollín presentaba una baja presencia de laminaciones arcillosas y continuidad lateral, esto permitió desarrollar cámaras de vapor que coadyuvaron a un drenaje eficiente de petróleo.

En áreas con intercalaciones arcillosas y bajas permeabilidades, se aplicó inyección continua de vapor debido a que esta permitía un barrido lateral más eficiente de la zona de petróleo y por ende incrementaba la cantidad de petróleo recuperado. El nuevo POES (Petróleo Original en Sitio) reportado es de aproximadamente 21 BSTB (Billion of Stock Tank Barrels-oil), de los cuales 12,7 BSTB se encuentran en áreas con potencial aplicación de métodos térmicos y los restantes 8,3 BSTB están ubicados en zonas someras con profundidades menores a 95 metros. Adicionalmente, los resultados de la simulación para dos escenarios muestran que en 15 años el factor de recobro sería 1,52% lo que equivale aproximadamente a 200 MMSTB (Million of Stock Tank Barrels-oil) y para 32 años el factor de recobro sería de 3,15% equivalente a aproximadamente 400 MMSTB.

ABSTRACT

Pungarayacu field is believed to has the largest heavy oil concentration in the Ecuadorian Oriente Basin. This study re-evaluates the Original Oil in Place (OOIP) and the potential reserves to be obtained by applying SAGD and steam flooding. The static and dynamic models were constructed considering new stratigraphic and sedimentological findings. The proposed static model includes non-reservoir coaly facies obtained from density logs in order to generate a new petrophysical interpretation. Considering that some of the exploratory wells for taking cores and petrophysical analysis of the field were drilled throughout the 80s of the last century (CEPE reports) and the density logs were either reported in counts per second or non-existent, it was necessary to create a synthetic density log by Neural Network (NNT). For building stratigraphic and sedimentological model, it was used stratigraphic correlations and previous depositional environments analysis of Upper Hollin sandstone

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

(influenced by tides) and Lower Hollin sandstone (fluvial). For the petrophysical model the petrophysical properties distribution were based on probability maps and variograms. Pungarayacu oilfield has 8°API at 60°F and a viscosity from 66.000 cp to 11.000.000 cp at 104°F -at 60°F sample does not flow- (Gushor Technology-Calgary, 2010) showing severe oil biodegradation. Considering previous EOR screening analysis; SAGD technique was applied in areas where the Hollin formation presents a low presence of shale and sandstone continuity; this allowed to develop a steam chamber for efficient oil drainage. In areas with shale intercalations and low permeability steam flooding was applied, because it allows lateral sweeping of the oil zone and improve the recovery factor. The new OOIP reported was approximately 21 BSTB, from which 12.7 BSTB can be produced by these two EOR thermal methods and the other 8.3 BSTB are considered to be at depths shallower than 95 meters. In addition, the simulation results for two scenarios show that in 15 years the recovery factor would be 1.52% which is equivalent to approximately 200 MMSTB and for 32 years the recovery factor would be 3.15% equivalent to approximately 400 MMSTB.

INTRODUCCIÓN

El campo de Pungarayacu es la mayor acumulación de petróleo en la Cuenca Oriente y está situado en las estribaciones orientales de la cordillera de los Andes, en el flanco sur del domo Napo, en el límite centro-occidental

de la Cuenca Oriente (Figura 1). El campo presenta una forma semirectangular con una longitud aproximada de 43km y 16km de ancho, el cuál cubre un área de 110.200 hectáreas (Rivadeneira & Ruilova, 2008). Figura 1. Izquierda: Ubicación geográfica del campo Pungarayacu, Derecha: Mapa estructural del campo Pungarayacu al tope de la formación Hollín con detalle de las fallas existentes (Halliburton, 2011). El campo Pungarayacu fue descubierto por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana -CEPE- a finales de los años 70 del siglo pasado. A partir de su descubrimiento y a lo largo de los años ochenta, CEPE efectúo la perforación de al menos 26 pozos exploratorios con muestreo continuo de núcleos que permitieron delinear la estructura y potencial del campo (Baby, Rivadeneira & Barragán, 2014). En el año 2008, se adjudicó el campo a la empresa canadiense Ivanhoe, la misma que efectúo la perforación de cuatro pozos, pruebas con inyección de vapor y la interpretación de la información existente. Sin embargo, la empresa finalmente no logró desarrollar una técnica que permita extraer los hidrocarburos pesados y extrapesados del campo. (Baby et al., 2014) A pesar de contar con una cantidad importante de pozos perforados, el número de muestras de fluido analizadas en el campo Pungarayacu es bastante reducido y la gran mayoría de ellas -a excepción de las muestras tomadas por Ivanhoe (2014) de 8,4ºAPI a 60ºF y 13680 cSt a 140ºF luego de la inyección de vapor- carecen de fiabilidad técnica debido a la ausencia de

Figura 1. Izquierda: Ubicación geográfica del campo Pungarayacu, Derecha: Mapa estructural del campo Pungarayacu al tope de la formación Hollín con detalle de las fallas existentes (Halliburton, 2011). 17

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

reportes que validen las condiciones en las que fueron obtenidos los datos correspondientes o por la falta de información relacionada a la toma y preservación de las muestras (Poveda et al., 1995).

ENTORNO GEOLÓGICO

Según Rivadeneira & Ruilova (2008) del análisis de una sección sísmica 2D localizada en la parte sur del campo, se puede determinar que la estructura corresponde a un anticlinal fallado, además el campo presenta una pendiente regional bien marcada (En la parte norte la formación de interés -Hollín- se someriza y en ciertos casos aflora). En torno a la configuración estructural del campo es fundamental mencionar que existe una importante red de fallas (Figura 1) las cuales han generado algunos bloques. (Mideros, Poveda & Gutiérrez, 1986) El principal reservorio del campo es la arenisca Hollín que se ha dividido en dos cuerpos menores denominados Hollín Inferior o Principal y Hollín Superior, debido a la presencia

de una capa lutítica depositada al final del ciclo del miembro Hollín Inferior (Halliburton, 2011). Los dos miembros corresponden al ciclo sedimentario I de la Cuenca Oriente (Albiano Superior Tardío-Albiano Inferior Tardío) compuesto por areniscas. La formación Hollín se caracteriza por una sucesión de depósitos de ríos entrelazados progradantes y diacrónicos de planicies aluviales (White et al., 1995). Este sistema pasa progresivamente a ambientes distales de planicie aluvial costera tipo llanura de inundación influenciada por mareas representando la parte superior y el abandono total del sistema fluvial entrelazado de Hollín Principal. Progresivamente, se observa un cambio hacia un sistema detrítico de baja energía, aquí se evidencian los efectos de una transgresión marina que caracteriza a Hollín Superior. Dos ambientes depositacionales son observados, la parte inferior es de tipo clástico (playa-deltaico-estuarino) cubierto por facies de plataforma marina somera, donde la depositación de sedimentos transgresivos ocurrió de oeste a este sobre la zona subandina y a través de la Cuenca

Figura 2. Izquierda: Respuesta característica de los registros en las zonas de carbón del pozo IP-14B. Derecha: Facies de carbón a una profundidad de 951 ft. 18

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

Oriente. Por consiguiente, Hollín Superior representa los depósitos del sistema transgresivo. (Baby et al., 2014). Finalmente, el ambiente subaéreo pantanoso es el más favorable para la depositación de facies de carbón. Los espesores de las capas de carbón pueden ser variables en los ambientes lacustres, o de grandes potencias pero con poca continuidad lateral en ambientes fluviales y parálicos (Llorente, 2000).

EVALUACIÓN PETROFÍSICA Y REDES NEURONALES

Se realizó la evaluación petrofísica a los 31 pozos ubicados en el área del Bloque 20. Como primer paso se desarrolló la normalización de los distintos registros disponibles y la delimitación de topes de las formaciones de interés. Posteriormente, se procedió a establecer los parámetros para la evaluación de facies de carbón, las cuales fueron: 1) valores bajos de densidad 2) anomalías en el amarre registro-núcleo 3) reportes de perforación 4) parámetros anómalos del coeficiente “n” para el ajuste de saturación de agua y 5) análisis de imágenes de núcleos Un ejemplo de este análisis puede observarse en la figura 2, donde se puede notar la diferencia entre la saturación de agua medida en el núcleo y la saturación de agua calculada, ésta última indica una zona saturada de hidrocarburos, lo que es

congruente con los altos valores de resistividad profunda; sin embargo, el núcleo muestra una zona saturada de agua. Adicionalmente, se observan valores de densidad con valores extremadamente bajos (2,10 g/cm3), característico de la facie de carbón. Sin embargo, debido a que en la mayoría de los pozos perforados por CEPE contaban con registros de densidad en conteos por segundo (CPS) o no tenían dicho registro, se procedió a generar registros sintéticos con la ayuda de redes neuronales para así extender el análisis descrito previamente a todos los pozos del campo. En el proceso de inicialización y entrenamiento del modelo de redes neuronales se utilizaron los pozos PYCU-16, PYCU-19, PYCU-23, IP-5B, IP-14B, IP-15 e IP-17ST, mientras que el pozo PYCU-23 fue usado como pozo de validación del modelo generado por la red. Se seleccionaron estos pozos debido a que contaban con el registro de densidad en g/cm3 y buena correlación entre la interpretación petrofísica y las medidas de los núcleos. Los registros usados como entrada para la red fueron: rayos gama, resistividad profunda, porosidad efectiva y saturación de agua. Es importante señalar que no se usó en la red neuronal el registro sónico y neutrón debido a que varios pozos no contaban con estos. Se obtuvo resultados una vez terminado el proceso de entrenamiento de la red con un coeficiente de determinación (R2), entre la curva real y la curva sintética,

Figura 3. Entrenamiento y validación del modelo generado mediante redes neuronales. Gráfico de R2 entre la curva sintética de densidad (azul) y la curva real (roja). Petrophysic Property Porosity

Cut off >0,1 (frac.)

Upper Hollin

Water Saturation

<0,4 (frac.)

Gross (ft)

Net (ft)

NTG (frac.)

Clay Volume

<0,4 (frac.)

111,23

28,02

0,23

Density

Lower Hollin AV. PHI (frac.)

AV. SW (frac.)

Gross (ft)

Net (ft)

NTG (frac.)

AV. PHI (frac.)

AV. SW (frac.)

0,22

0,23

161,76

51,38

0,32

0,25

0,30

>2,11g/ cm3

Tabla 1. Cutt offs y resultados promedio de la interpretación petrofísica realizada a los pozos del Bloque 20. 19

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mayor a 0,8; tal como indica la figura 3. Una vez generados los registros sintéticos de densidad para todos los pozos, se procedió a efectuar la evaluación petrofísica con los cutoffs establecidos bajo las consideraciones necesarias para el desarrollo del campo a través de métodos térmicos; las cuales son: No considerar zonas de carbón y areniscas limpias con buenas porosidades y bajas saturaciones de agua. Los resultados se indican en la tabla 1.

MODELO ESTÁTICO

A través del Banco de Información Petrolera del Ecuador (BIPE) se obtuvo la superficie interpretada mediante las líneas sísmicas 2D existentes en el campo al tope de la arenisca

Hollín Superior de un estudio realizado por Halliburton en 2011. Se generaron tres superficies al tope de Hollín Superior, Inferior y Chapiza. La grilla consta de las 12 fallas interpretadas en el campo, las cuales generaron una subdivisión de 8 bloques. El tamaño de celda se estableció en 200 x 200 metros debido a las grandes dimensiones del campo (figura 4). Se crearon 4 facies para el campo Pungarayacu: lutita, carbón, arena mala y arena buena, que fueron identificadas a través de la respuesta de los registros eléctricos y las propiedades petrofísicas calculadas a partir de los mismos. Para el presente estudio se definió el número de capas verticales en 100, debido a que las laminaciones de carbón, según indican

Figura 4. Mapa estructural del campo al tope de Hollín superior con detalle de fallas, grilla y segmentos generados en el modelo.

Figura 5. Izquierda: Mapas sedimentológicos para Hollín Inferior (A) y Superior (B). Derecha: Mapas promedio de facies obtenidos a partir del poblamiento. Parte superior-arena limpia, parte inferior se indica la distribución de la facie de carbón. 20

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Figura 6. Correlación entre porosidad efectiva y permeabilidad horizontal para Hollín Inferior del Campo Pungarayacu.

los reportes de perforación y mud logging, presentan espesores en el orden de los 30 cm, lo que sería aproximadamente 1 pie de espesor. La principal herramienta utilizada para el poblamiento de facies y propiedades petrofísicas fue la geoestadística a través de construcción de variogramas para cada una de las facies y las propiedades de porosidad y saturación de agua. Se debe mencionar que la dirección del azimuth se asignó respetando la dirección preferencial de las paleocorrientes (nor-oeste). Por otra parte, se generaron mapas de probabilidad de facies a partir de los registros de pozos para ajustar la tendencia horizontal del poblamiento. Se consiguió un buen ajuste entre los mapas de probabilidad de facies (lutita, carbón, arena mala y arena buena) y el modelo sedimentológico del campo, como se puede observar en la figura 5, donde se comparan los

mapas sedimentológicos digitalizados para los miembros Hollín Inferior y Superior del campo Pungarayacu y los mapas promedio del poblamiento de facies. Asimismo, se indica la extensión areal de la nueva facie de carbón interpretada, la cual se ubica predominantemente en la parte noreste del campo. El poblamiento de la propiedad de net to gross se realizó mediante una ecuación que permitió asociar la calidad de la arena y su potencial espesor neto; mientras que la permeabilidad se pobló usando una ecuación obtenida a partir de la relación porosidad vs permeabilidad de los núcleos (figura 6). En el caso de los contactos agua-petróleo (CAP) y niveles conocidos más bajos de petróleo (LKO) se definió los mismos a través de registros existentes y se extrapolo esas profundidades para cada bloque del campo.

Figura 7. Izquierda: Zonas de la formación Hollín con A. sobrecarga suficiente y B. Zonas someras (Modificado de Oletu & Rawdon, 2012). Derecha: Áreas potenciales para aplicación de métodos térmicos según mapas promedio de. A. Facies. B. Porosidad. C. Permeabilidad. D. Saturación de Agua. E. Saturación de petróleo. F. Net to gross. 21

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IP-5B (UCE)

10000000

IP-5B (Gushor)

1000000

PYCU-16 (BP)

PYCU-10 (BP) CMG-SAGD

100000

IP-15 (CoreLab) IP-15 (Gushor)

10000 1000 100 10 1

Permeabilidad relativa

Viscosidad dinámica (cp)

100000000

0,9

krw vs Sw

0,8

krow vs Sw

0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

100

200

300

T (°F)

400

500

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

Saturación de agua

0,8

0,9

Figura 8. Izquierda: Comparación de mediciones de viscosidad en el campo Pungarayacu. Derecha: Curvas de permeabilidad relativa usadas en el modelo.

MODELO DINÁMICO

Se definió los segmentos candidatos para la aplicación de métodos termales a partir de la verificación de profundidades a las que se encuentra el tope de la arenisca Hollín superior, con la consideración que esta tenga una columna de sobrecarga mayor a 321,4 ft -98 m- (Suncor, 2016). El área del campo con potencial para la aplicación de métodos termales se indica en la figura 7. Figura 7. Izquierda: Zonas de la formación Hollín con A. sobrecarga suficiente y B. Zonas someras (Modificado de Oletu & Rawdon, 2012). Derecha: Áreas potenciales para aplicación de métodos térmicos según mapas promedio de. A. Facies. B. Porosidad. C. Permeabilidad. D.

Saturación de Agua. E. Saturación de petróleo. F. Net to gross. Una parte muy sensible del modelo, y de la cual lamentablemente no se cuenta con información propia del campo, es la correspondiente a los análisis de las propiedades térmicas de la roca y fluido, y análisis PVT. Debido a esto, se usó información bibliográfica presentada por Michael Prats (1985), relacionada a la Faja Petrolífera del Orinoco en Venezuela y un modelo de fluido tomado de Souraki, Ashrafi, Karimaie & Torsaeter (2012) que fue desarrollado para el petróleo extrapesado de las arenas bituminosas de Athabasca en Canadá (figura 8). Por otra parte, en la figura 8 también se puede distinguir que existen al menos dos tendencias

Figura 9. Cambios en la temperatura y la saturación de petróleo para A) Al inicio de simulación y B) Al final de la simulación. 22

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Total area (acres)

No exploitable area (acres)

Exploitable area (acres)

Exploitable Percentage

OOIP Exploitable (MM STB)

Segment 1

88121

5353

82769

94%

8033

Segment 2

7422

100%

Segment 3

60683

100%

2049

Segment 4

22811

2938

19873

87%

1835

Segment 5

16149

15450

699

Segment 6

2946

Segment 7

29305

25728

3577

12%

748

Segment 8

6095

100%

Total

12747

Tabla 2. POES en áreas explotables del campo Pungarayacu.

marcadas, lo cual se traduce en la presencia de dos tipos de fluido con características distintas; uno con mayor viscosidad en la parte norte y otro con menor viscosidad en la parte sur del campo. Asimismo, debe observarse que para el presente estudio se usó solo el tipo de fluido de la parte sur, al no contar con suficiente información para caracterizar el fluido de la parte norte. De esta forma el modelo de fluido usado presenta una densidad de 8,1°API a 60ºF y la curva de viscosidad de color rojo de la figura 8. Además, la temperatura de reservorio se ubicó entre 90 a 110ºF, la presión de fractura promedio de 950 psi (Ivanhoe, 2011) y una presión de sobrecarga promedio para la parte norte del campo de 430 psi, en la parte central de 700 psi y para la parte sur del campo en la zona del pozo IP-17ST de 1500 psi y en el pozo San Carlos 1 de 3370 psi. Se simuló un periodo de precalentamiento aumentando la temperatura de las celdas en un rango de 200-400°F dependiendo de la zona, a fin de establecer una conexión entre pozos productores e inyectores. Además, la temperatura del vapor inyectado se definió en 500°F (Presión de vapor 665,8 psig) con una calidad de vapor de 0.9. En la figura 9 se observa la formación de cámara de vapor en el caso de SAGD,

cambio en la saturación de petróleo y drenaje de petróleo de los dos métodos termales aplicados en el campo. Se establecieron dos escenarios: un período de simulación de 15 años que involucra los métodos de recuperación mejorada SAGD e inyección continua de vapor y otro de 32 años donde finalizan los proyectos SAGD y continúan los de inyección continua de vapor; en total se perforaron 446 pozos productores y 148 pozos inyectores.

RESULTADOS

El POES obtenido fue de 21,01 BSTB de petróleo para toda el área del bloque 20. No obstante, debido a las condiciones requeridas para la aplicación de métodos térmicos se definió que el POES ubicado en áreas explotables es de 12,7 BSTB, con el detalle que indica la tabla 2 -para verificar de que segmento se trata remitirse a la figura 4. El perfil de producción acumulada del campo, que se indica en la figura 10, señala que en un período de 32 años se obtendrá un acumulado de 398,5 MMSTB de petróleo con una producción de agua de 1540 MMSTB y la inyección de al menos 1804 MMBEAF (millones de barriles equivalente de agua fría). Igualmente, para el período 2018-2050 se obtiene una relación vapor-petróleo acumulado (CSOR) de 4,53; 23

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Segment

Method

Average Oil Average Average Oil Rate (bbl/ Water Rate Cum per day) (bbl/day) well (bbl)

Oil Cum (bbl)

Inj water Cum (bbl)

SOR

SAGD

1707,75

1484,92

561972,33

1,64E+07

1,07E+08

7,08

Steam Flooding

9004,80

40259,80

838672,00

3,23E+08

1,52E+09

4,76

SAGD

4405,72

3073,63

1,77E+06

2,65E+07

1,02E+08

3,85

SAGD

4103,19

5269,6

1,28E+06

2,30E+07

8,22E+07

3,58

SAGD

5774,65

8462,11

1,43E+06

2,71E+07

1,15E+08

4,24

Steam Flooding

2245,24

8064,66

647500

2,59E+07

8,39E+07

3,24

Tabla 3. Resultados de las corridas de simulación para el Campo Pungarayacu.

Figura 10. Perfil de producción e inyección esperada en el campo Pungarayacu en el período 2018 - 2050. 24

este valor indica que por cada 4,53 barriles de agua convertidos a vapor se produce un barril de petróleo, en la tabla 3 se pueden observar los resultados de las corridas de simulación. A su vez, en la misma figura 10 se puede observar el perfil de producción diaria de agua, petróleo y vapor que se esperaría tener en el campo durante el período 2018-2050. Así, se puede observar una tasa de producción máxima de petróleo de 43054 B/D y de producción de agua de 171988 B/D. Asimismo, la máxima tasa de inyección de vapor sería 181151 BEAF. Finalmente, tomando en cuenta el POES de las áreas intervenidas se establece que el factor de recobro para 15 años sería 1,52% y para 32 años sería de 3,15%. Con el comportamiento observado se puede señalar que la fase de producción del campo siempre deberá manejar importantes cantidades de agua, tanto de inyección como de producción, por lo que el análisis sobre los aspectos relacionados a un manejo adecuado, tanto en el ámbito técnico como económico, influirá notablemente en el rendimiento comercial del proyecto.

CONCLUSIONES

A partir de las respuestas combinadas de los registros eléctricos (resistividad elevada), mediciones de núcleos (altas saturaciones de agua), el uso de exponentes elevados del coeficiente de saturación (n) para ajustar el cálculo de la saturación de agua y la litología que consta en los registros de perforación, se determinó la existencia de una amplia facie de carbón en el sector noreste del campo Pungarayacu. La nueva facie no reservorio de carbón reduce el POES en comparación a otros estudios desarrollados en el campo. Se estimó un POES de 21,01 BSTB de petróleo, de los cuales 12,7 BSTB se encuentran ubicados en zonas que se consideran comercialmente explotables con los avances tecnológicos de la industria petrolera, mientras que 8,26 BSTB se ubican en zonas someras que requerirían la aplicación de métodos mineros. Aplicando SAGD e inyección continua de vapor en los 4 bloques del campo Pungarayacu, se obtuvo una producción acumulada de 192,5 MMSTB de petróleo con una relación vapor-petróleo de 4,43 en un período de 15 años y 398,5 MMSTB con una CSOR de 4,53 en un período de 32 años. Tomando en consideración el valor del POES en áreas explotables para los 4 segmentos analizados (12,7 BSTB) y la producción obtenida, se define que los factores de recobro serían de

1,52% luego de 15 años y 3,15% luego de 32 años. Adicionalmente el BSW del campo comienza con 55% para gradualmente aumentar hasta 85%.

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan su gratitud a la Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador por autorizar la divulgación de los datos necesarios para esta investigación. También queremos expresar nuestro agradecimiento a las empresas Computer Modelling Group, Schlumberger y Lloyd’s por proporcionarnos las licencias de los softwares usados en este proyecto.

REFERENCIAS

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Torsaeter, O. (2012). Experimental Analyses of Athabasca Bitumen Properties and Field Scale Numerical Simulation Study of Effective Parameters on SAGD Performance. Energy and Environment Research, vol. 2(1), pp. 140-156. doi: http://dx.doi. org/10.5539/eer.v2n1p140 • Suncor. (2016). Suncor MacKay River

Project 2016: AER Performance Presentation. Recuperado de https://www.aer. ca/documents/oilsands/insitu-presentations/2016AthabascaSuncorMacKaySAGD8668.pdf

Formulación óptima de salmueras de control y fluidos de estimulación ácida en campos maduros Autor: Álvaro Izurieta, Halliburton

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Formulación óptima de salmueras de control y fluidos de estimulación ácida en campos maduros

Autor: Álvaro Izurieta, Halliburton

RESUMEN

Los principales campos del Ecuador llevan en explotación aproximadamente 50 años y actualmente estos campos maduros requieren técnicas de estimulación y de fluidos formulados a la medida para mantener e incrementar su producción. El presente estudio muestra análisis de laboratorio, criterios de diseño para estimulación matricial y fluidos de control formulados para distintos campos ubicados en la cuenca oriente del Ecuador. Es de vital importancia para el éxito de este tipo de operaciones, caracterizar los minerales presentes en la formación, mecanismo de daño y sus causas, de tal modo que los fluidos, volúmenes, caudales, secuencia operativa, método de bombeo y tiempo operativo cumplan con las metas de la operadora.

ABSTRACT

Ecuador’s main mature fields have been in

production for 50 years approximately and nowadays the use of customized stimulation blends and completion brines are required to maintain and increase their production. This paper shows laboratory analysis, acid stimulation candidate selection, and completion brines performed on different fields located in the Oriente basin. It is imperative for this operations to understand minerals present in the reservoir, formation damage mechanism and it’s causes so that acid system, volumes, rates, pumping schedule, delivery method and operative time are in line with operator’s objectives.

INTRODUCCIÓN

El diseño de un fluido de control es de vital importancia para la rehabilitación de un pozo, dado que no solo debe cumplir con controlar la presión de reservorio, sino que también debe prevenir daño de formación por invasión de sólidos, generación de precipitados por

Fecha recepción: 20 de agosto de 2018 Fecha aprobación: 26 de agosto de 2018 Palabras clave: Estimulación Ácida Campos Maduros Optimización de producción Fluidos de Control Retornos de permeabilidad Migración de finos Keywords: Acid stimulation Mature fields Production enhancement Completion brines Regained permeability Fines migration Alvaro Izurieta, se desempeña actualmente como Tech Sales Advisor para el PSL de Production Enhancement en Halliburton, cuenta con 8 años de experiencia en la industria petrolera, se ha desempeñado como Ingeniero de Reservorios y Analista de Recuperación Mejorada en Petroamazonas EP y EP Petroecuador respectivamente. Es Autor y coautor de varios artículos técnicos de la SPE.

Figura 1: Principales mecanismos de daño de formación asociados al fluido de control: a) Migración de finos e hinchamiento de arcillas debido a la exposición con salmuera que permite el intercambio de iones. b) Bloqueo por emulsión debido a incompatibilidad fluido/fluido de la salmuera de control y crudo. c) Precipitados en formación debido a incompatibilidad de fluidos de control y minerales presentes en el reservorio. d) Taponamiento de reservorio en el área adyacente al pozo por alto contenido de sólidos en fluido de control. 27

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incompatibilidad, bloqueos por emulsión, migración de finos, hinchamiento de arcillas, cambios de humectabilidad por interacción con surfactantes o bloqueos acuosos por excesiva pérdida de fluido en la formación, como se muestra en la Figura 1. Un fluido de control diseñado adecuadamente cumple con estas especificaciones mediante la selección adecuada de la salmuera, su concentración y aditivos específicos para cada operación.

DISEÑO DE FLUIDOS DE CONTROL

Con una explotación cercana a los 50 años, el desarrollo de los principales campos del Ecuador ha alcanzado su madurez y presenta diversos retos asociados a los fluidos de control. Es común encontrar reservorios de baja presión donde el control de pozo es un factor secundario y evitar el daño de formación se convierte en el objetivo principal (i.e. Basal Tena, U Inferior, T Inferior) o reservorios donde la presión se mantiene por contar con intrusión de agua (i.e. Hollín) donde ambos objetivos son primordiales. Al observar la composición mineralógica de estas formaciones se tienen aún más variaciones, estas van desde casos de areniscas compuestas 99% de

cuarzo y trazas de otros minerales a casos tan complejos como aquellos en los que arcillas de migración como caolinita, clorita e illita están presentes en porcentajes mayores al 50%, acompañados por inclusiones de glauconita, siderita, etc. Estas diferencias en presiones y composición hacen necesario que cada salmuera de control sea diseñada en específico para el pozo a ser rehabilitado, en base a los criterios de diseño como son: densidad / concentración, compatibilidad de aditivos y retorno de permeabilidad. Cada uno de estos parámetros está asociado a evitar los mecanismos de daño de formación antes expuestos y se describen a continuación:

DENSIDAD

De acuerdo a la presión de reservorio, se debe seleccionar una sal que permita mantener un sobre balance seguro, si bien en la mayoría de pozos productores un peso de 8.4 lbs/gal (i.e. agua) es suficiente para generar este sobre balance, para el caso de pozos reinyectores, donde luego de años de inyección se tienen zonas sobre presurizadas, la selección de una sal que permita alcanzar una densidad adecuada es de mayor importancia. La Figura 2, muestra la

Figura 2: Selección de salmuera de control y en base de presión de reservorio: De acuerdo a la sal y concentración seleccionadas se determina la densidad del fluido de control la cual debe controlar la presión de reservorio, en este ejemplo, la salmuera de control genera una presión hidrostática de 3300psi lo cual significa un sobre balance de 1980psi sobre la presión de reservorio. 28

Formulación óptima de salmueras de control y fluidos de estimulación ácida en campos maduros Autor: Álvaro Izurieta, Halliburton

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máxima densidad a ser alcanzada por distintas sales, sobre balance y variación de la densidad vs concentración de salmuera.

de generar un perfil de invasión como el mostrado en la Figura 4 (derecha).

CONCENTRACIÓN

Los fluidos de control generalmente se formulan con aditivos que cumplen funciones específicas. La Figura 5, a continuación, muestra los resultados de compatibilidad fluido/fluido para distintos surfactantes usados en tres sales diferentes, en la misma se observa el porcentaje de emulsión rota para cinco surfactantes.

Para el caso de pozos productores la concentración de la salmuera es de importancia en la presencia de arcillas de migración o hinchamiento, en estos casos se procura establecer la concentración adecuada en base a pruebas de retorno de permeabilidad donde se varía la concentración de sal hasta observar migración de finos, como se muestra en la Figura 3, este ensayo es realizado para cada reservorio / muestra. La concentración adecuada permitirá evitar el intercambio iónico y disminuye la probabilidad de daño de formación asociado a las arcillas presentes en la formación. Para aquellos casos en los que no se cuente con un estudio de sensibilidad a la concentración de salmuera, se realiza un balance entre la sal, la concentración y salinidad del agua de formación con la finalidad

COMPATIBILIDAD DE ADITIVOS

RETORNO DE PERMEABILIDAD

Con el fin de establecer numéricamente el impacto de una salmuera de control en la productividad de un pozo, se realizan pruebas de retorno de permeabilidad, en la Figura 6, se observa que las formulaciones A, B y C cumplen con la meta de no generar una pérdida de permeabilidad mayor al 10%. Si bien los pasos antes descritos buscan no generar daño de formación, la formulación final a ser usada debe

Figura 3: Sensibilidad a la concentración de una salmuera de control: resultados de ensayos de la sensibilidad a la concentración de una sal específica para varios reservorios, la gráfica muestra casos como las muestras 2 y 3, las cuales requieren de altas concentraciones a diferencia de la muestra 5 en la que es posible usar una salmuera de menor concentración.

Figura 4: Perfil de invasión: la gráfica muestra dos diseños para un mismo reservorio, en el caso#1(izquierda), si bien se logra el sobre balance requerido, el perfil de invasión no es el adecuado y posibilita la migración de finos o el hinchamiento de arcillas. En el caso#2 (derecha), se cumple con el sobre balance y se obtiene un perfil de invasión adecuado que protege al reservorio por daño de formación. 29

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Figura 5: Pruebas de compatibilidad: la gráfica de barras muestra el porcentaje de emulsión rota para diferentes surfactantes. Foto derecha muestra una prueba donde se obtiene una separación del 100% y otra con el 80%. De darse una separación menor al 100% en reservorio, es posible generar daño de formación por bloqueo con emulsión.

probarse en tapones de núcleo para asegurar que la salmuera de control, ya sea convencional o fluido especial, se encuentre dentro de las especificaciones requeridas.

DISEÑO DE ESTIMULACIONES ÁCIDAS El diseño de una estimulación ácida exitosa implica combinar el análisis de productividad del pozo y la formulación de un sistema ácido que no sea solo compatible con la mineralogía del reservorio, sino que también mejore significativamente las condiciones de flujo. La productividad a obtenerse

posterior a un tratamiento ácido debe estar balanceada con el riesgo de la operación, es decir, estimular un pozo altamente dañado tiene una alta probabilidad de mejora de productividad a un bajo riesgo vs uno que presente un daño relativamente bajo, Figura 7.

CARACTERIZACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN Una estimulación ácida tiene por objetivo remover el daño de formación propiamente, por lo que es imperativo descomponer al daño

Figura 6: Retornos de permeabilidad: resultados de pruebas de dos proyectos en las que se ensayan diferentes formulaciones de las cuales los casos A, B y C son recomendadas para uso en operaciones.

Figura 7: Productividad vs longitud de zona dañada y matriz de riesgo: relación de proactividad post/pre estimulación vs profundidad y permeabilidad de zona dañada, para el caso de areniscas, está en el valor de 0 a 1 y típicamente se estima que el ácido vivo puede llegar hasta 12 pulgadas de invasión. La matriz muestra el riesgo de estimular un pozo en función del daño de formación. 30

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Daño total

Daño por penetración parcial

Sθ

Daño por desviación (-)

Sdp

Daño de perforados y formación

Stp

Daño por flujo multifásico

Daño por fracturas naturales (-)

Sgp

Daño por gravel pack

Daño no definido (heterogeneidades)

Tabla 1: Componentes del daño de formación.

total en sus componentes (Tabla 1), y evaluar si el pozo candidato efectivamente presenta daño de formación o si el mismo presente proviene de otros factores como mecánicos. Mediante una prueba de presión transitoria es posible determinar el daño total y mediante análisis de productividad se descompone el daño de formación en sus componentes. Una vez caracterizado el daño de formación y su radio de influencia, rs, es posible diferenciar el tipo de trabajo remedial necesario para restaurar o maximizar la producción de un pozo. La Figura 8 muestra el tipo de tratamiento recomendado en cada caso (i.e. estimulación ácida,

fracturamiento hidráulico y disparo de todo el intervalo) así como la producción de fluido esperada.

SELECCIÓN DEL SISTEMA ÁCIDO Una vez definida la magnitud del daño de formación se debe identificar el mecanismo que lo provoca y realizar las pruebas que corroboren que el sistema ácido seleccionado no generará incompatibilidades. Para este fin se combinan pruebas de retorno de permeabilidad, difracción de rayos X, láminas delgadas, guías de la industria, pruebas de compatibilidad y análisis de laboratorio especializados, Figura 9.

Figura 8: Producción de fluido esperada pos rehabilitación de pozo: la caracterización del daño de formación se realiza mediante la aplicación STIM2001, luego de lo cual aquellos candidatos a estimulación ácida pasan a la fase de diseño y simulación. 31

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Figura 9: Análisis de laboratorio asociados a la estimulación ácida: a) Pruebas de retorno de permeabilidad mostrando aquellas formulaciones que son recomendadas (retorno mayor a 0%). b) Diseño de un sistema dispersante a ser usado como pre flujo no ácido. c) Lámina delgada mostrando minerales que deben ser considerados para el diseño de pre flujo ácido y ácidos principales. d) Resultados de análisis XRD a ser usados como dato de entrada en simulador geoquímico.

Una estimulación ácida comprende varias etapas, las que se ajustan tanto en volumen como en formulación de acuerdo a los análisis realizados y las características puntuales de la formación y del mecanismo de daño identificado. a. Pre flujo orgánico no ácido b. Acondicionador de CO2 c. Pre flujo acuoso no ácido

Figura 10: Simulación de estimulación acida y escenarios de producción: a) Simulación de la penetración radial de los diferentes sistemas que constituyen la estimulación ácida. b) Simulación de la disminución de daño de formación conforme los sistemas bombeados llegan a fondo. c) Escenarios de índice de productividad vs daño de formación. d) Producción estimada a una misma presión de fondo vs daño de formación. 32

d. Pre flujo ácido e. Primer Ácido principal f. Segundo Ácido principal g. Post flujo ácido h. Post flujo no ácido (Sobre desplazamiento) Mediante un simulador geoquímico especializado, es posible observar la evolución del daño de formación, tiempo requerido para la operación, penetración radial en el reservorio

Formulación óptima de salmueras de control y fluidos de estimulación ácida en campos maduros Autor: Álvaro Izurieta, Halliburton

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y realizar varios escenarios de producción probabilísticos, así como ensayar diferentes tipos de tratamiento y sistemas ácidos, Figura 10.

CONCLUSIONES

La formulación de sistemas ácidos y salmueras de control a la medida de cada campo y reservorio son necesarias para mantener la productividad de los pozos en operaciones de reacondicionamiento y en la selección de sistemas ácidos que restauren o maximicen la producción. Las salmueras de control y los sistemas ácidos deben ser diseñados en conjunto dado que una estimulación exitosa puede ser opacada por una salmuera que genere daño de formación en operaciones posteriores a la acidificación como la instalación de la completación definitiva. La caracterización y cuantificación del daño de formación es necesario para un tratamiento ácido exitoso, así como de las pruebas de laboratorio que garanticen la compatibilidad de los sistemas propuestos.

• Ali, S., Kalfayan L., Montgomery C., Acid Stimulation, SPE Monograph Series, Vol.26, 2016. • Bridges, K., Completion and Workover Fluids, SPE Monograph Series Vol. 19, 2000. • Economides, M., Hill, D., Ehlig-Economides, C., Zhu, D., Petroleum Production Systems, 2nd Edition, 2014. • Yeager, M. Buijse, D. Fulton, J. Dahl, E. Jantz, and G. Nitters, L. Roodhart, H. Jongma, Structured Approach to Advanced Candidate Selection and Treatment Design of Stimulation Treatments, SPE 63179, presented at the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition in Dallas, TX, Oct. 4. • Kalfayan L., Production Enhancement with Acid Stimulation, 2nd Edition, 2000. • Schechter, R., Oil Well Stimulation, Englewood Cliff, N.J: Prentice Hall, 1992. • Williams, B., Gidley. J., Schechter, R., Acidizing Fundamentals, SPE Monograph Series, Vol.6, 1979.

Nuest

Estamos comprometidos con el desarrollo económico del Ecuador a través de la exploración y explotación de hidrocarburos en los bloques 64 y 65.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Y FUENTES

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Fecha Recepción: 6 de agosto de 2018 Fecha Aprobación: 15 de agosto de 2018

PERFORACIÓN

Palabras clave: Ensamblajes direccionales; diseño de un BHA; tendencias direccionales; optimización de tiempos; análisis de FI. Keywords: Directional assemblies, design of a BHA; directional tendencies; time optimization; FI analysis. Moisés Cevallos Ingeniero Petrolero de la Universidad Central del Ecuador. Con 30 años de experiencia en operaciones de perforación, completación y reacondicionamiento de pozos. Diplomado en Gerenciamiento y Finanzas de la Universidad Austral de Buenos Aires. Actualmente se desempeña como Gerente de Perforación y Completación en Andes Petroleum Ecuador Ltd. Diego Sandoval Ingeniero Mecánico. Tiene 13 años de experiencia en la industria petrolera. Actualmente se desempeña como Drilling & W.O Engineer en Andes Petroleum Ltd. Juan Pablo Votruba Ingeniero Electrónico de la Escuela Politécnica del Ejército de la ciudad de Quito. Con más de 13 años de experiencia en la industria petrolera en áreas de perforación, análisis y optimización. Se ha desempeñado como M\LWD y Perforación Direccional tanto en planificación, ejecución en campo, así como en análisis post operativo. Actualmente ocupa la posición de BHA Design Domain y ADT Optimization Engineer en Halliburton para Sperry Drilling encargado del diseño y optimización de sartas y del análisis de vibración, hidráulicas e integridad de hoyo. Juan Carlos Villalba Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador de la ciudad de Quito. Tiene 10 años de experiencia en la industria petrolera en el área de ingeniería y optimización de perforación direccional, habiéndose desempeñado como Ingeniero de Campo M/LWD, Ingeniero de Campo Direccional, Ingeniero de Optimización. Actualmente realiza funciones de Coordinador de Perforación Direccional, Asesor Técnico y Líder de Soluciones de Ingeniería en Halliburton Sperry Drilling.

Optimización de ensamblajes de perforación direccional para maximizar intervalos perforados en modo rotatorio en el Pozo Johanna Este 29 de Andes Petroleum Ecuador Ltd. Autores: Diego Sandoval, Moises Cevallos – Andes Petroleum Ecuador Ltd. Coautores: Juan Pablo Votruba, Juan Carlos Villalba – Halliburton

Optimización de ensamblajes de perforación direccional para maximizar intervalos perforados en modo rotatorio en el pozo Johanna Este 29 de Andes Petroleum Ecuador Ltd. Autores: Diego Sandoval, Moisés Cevallos – Andes Petroleum Ecuador Ltd. Coautores: Juan Pablo Votruba, Juan Carlos Villalba – Halliburton RESUMEN

La respuesta de los ensamblajes direccionales en distintas formaciones es compleja, incluso dentro de pozos perforados en un mismo Pad y hacia una misma dirección o cuadrante. El diseño de un BHA que se ajuste a las características de cada pozo requiere de un análisis de las tendencias direccionales de las formaciones que se han presentado en los pozos offset dentro del mismo Pad e incluso en otros Pads cercanos y con trayectorias similares. Con el fin de lograr la optimización de tiempos se utiliza el software MaxBHA propiedad de Halliburton para analizar las respuestas modeladas de los BHAs planificados en cada sección. La solución conjunta de análisis de Índices Formacionales (FI por sus siglas en Inglés) para determinar las tendencias direccionales, diseño óptimo de BHA, manejo de parámetros y monitoreo y optimización a lo largo de la perforación del pozo Johanna Este 29 generó porcentajes de pies deslizados muy bajos para cada una de las secciones. Esta maximización del tiempo de rotación se trasladó a un ahorro de tiempo para el cliente de 7.9 días respecto de la curva planificada, lo que representó un record de perforación para este tipo de trayectorias con ensamblajes con motor de fondo.

ABSTRACT

The response of the directional assemblies in different formations is complex, even in wells drilled in the same Pad and in the same direction or quadrant. The design of a BHA that fits the characteristics of each well requires an analysis of the directional tendencies of the formations that had been seen in the offset wells within the same Pad and even in other nearby Pads with similar trajectories. In order to achieve time optimization, the

proprietary MaxBHA software from Halliburton was used to analyze the modeled responses of the BHAs planned in each section. The joint solution of Formation Index (FI) analysis, optimal BHA design, parameter handling and monitoring and optimization along the whole drilling of the Johanna Este 29 well, generated very low percentages of sliding in each of the sections. This maximization of rotating time was transferred to a 7.9 days of time savings for the client with respect to the planned curve; this represented a drilling record for this type of trajectories with assemblies with a mud motor. El software MaxBHA™ de Sperry Drilling permite: • Analizar el desplazamiento y las fuerzas generadas por el BHA mientras se perfora. • Predecir la respuesta del BHA dentro de formaciones específicas. • Establecer ventanas operativas para reducir vibración. • Calcular stress y reducir fallas por fatiga de los componentes. • Puede acomodar cualquier combinación de OD/ID, bends y estabilizadores. • Modela Sistemas Rotatorios Direccionales (RSS). • Modelos estáticos y dinámicos incorporados en el mismo programa. • Múltiples tamaños de hoyo. Las zonas de construcción de curva estarán sujetas a un requerimiento de trabajo direccional deslizando para ganar ángulo; el diseño del BHA estará enfocado a mantener la tangente en rotación considerando que esta parte de la trayectoria es la que mayor profundidad medida (MD por sus siglas en Inglés) comprende a lo largo del pozo. Los análisis y cálculos fueron realizados por

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CÁLCULOS DE MaxBHA:

• Equilibrium Rate: Es la tasa de build/drop a la que se espera que el BHA se estabilice para las condiciones operativas especificadas. • Force Analysis: Calcula las fuerzas instantáneas que actúan sobre la broca y puntos de estabilización mientras se perfora a lo largo de una curvatura especifica. • Formation Index: Esta opción puede utilizarse para calcular el índice de formación para un intervalo en particular. • Sensitivity Analysis: El análisis de sensibilidad puede calcular Fuerza en la Broca, Fuerza en los Estabilizadores, Tasa de Equilibrio o Índice de Formación, utilizando uno o varios valores para parámetros como: Tamaño de Hoyo, Inclinación, Índice de Formación, Peso

de Lodo, Peso sobre la Broca, Ángulo y Posición del Bend del Motor, Calibre y Posición de los Estabilizadores. • Whirl: Cálculos de whirl simple o como análisis sensitivo para evitar RPMs críticas que generen vibraciones laterales.

OBJETIVOS: • Perforar cada sección con un único BHA direccional. • Maximizar la rata de penetración promedio incrementando los intervalos rotados. • Maximizar los intervalos rotados con un diseño de BHA óptimo y un manejo adecuado de los parámetros de superficie para mantener la tangente. • Mantener costos bajos con el uso de BHAs con motor de fondo. • Perforar el pozo en un tiempo máximo de 21 días.

PERFORACIÓN

sección y por formación para determinar el mejor posicionamiento de los puntos de estabilización, así como el calibre de los mismos.

Figura 1 - Software MaxBHA 35

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PERFORACIÓN

TRAYECTORIA PLANIFICADA

Figura 2 - Trayectoria Planificada

El pozo Johanna Este 29 fue un pozo direccional planificado desde la estructura TARAPOA NW9 PAD, se diseñó para ser perforado en tres secciones. Sección 16”: Perforación vertical hasta el KOP @ 700’ MD, construye la curva con un DLS 1.5°/100’ hasta alcanzar 42.8° Inc./304.1° Az. @ 3,555.6’ MD, mantuvo la inclinación y dirección hasta el punto de casing de 13 3/8” (~ 100’ MD dentro

de la base de la formación Orteguaza Sst). Sección 12 ¼”: Mantuvo la inclinación y dirección (42.8° Inc. – 304.1° Az.) hasta alcanzar el punto de casing de 9 5/8” por debajo de la base del Tiyuyacu Chert. Sección 8 ½”: Mantuvo la inclinación y dirección del pozo (42.8° Inc. – 304.1° Az.) hasta alcanzar el TD.

TRAYECTORIA FINAL AL OBJETIVO PRIMARIO

Figura 3 - Vista Sección - Objetivo 36

Figura 4 - Vista Planta - Objetivo

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misa en el motor de 15 3/4” y un estabilizador de control por encima del motor de 14 3/4”.

PERFORACIÓN

Sección 16’’ El BHA Direccional utilizado en la sección de 16’’ tuvo como puntos de estabilización una ca-

Figura 5 BHA Direccional Sección 16’’

El resultado del análisis de los FI (Formation Index) de los pozos offset nos entregaron valores entre -20 a 10. Los mismos que, en la tangente, generaron una respuesta en MaxBHA de

0.56° de construcción máxima y de -0.25° máximos de drop dependiendo de la inclinación y del manejo de parámetros.

Figura 6 Resultados Análisis Sensitivo MaxBHA Sección 16’’

Este BHA presenta un resultado general de 10.26% de pies deslizados durante la sección,

esto incluyendo la construcción de curva hasta una inclinación de 42.8° de acuerdo al plan.

Figura 7 - Desempeño direccional de la sección de 16’’ 37

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PERFORACIÓN

Sin embargo, la optimización del BHA se notó efectiva en la tangente después de lograr construir la curva, en esta, el porcentaje de pies

deslizados fue únicamente de un 2.73% hasta alcanzar el punto de casing de 13 3/8”.

Figura 8 Desempeño BHA Direccional Tangente - Sección 16’’

Sección 12 1/4” El BHA Direccional utilizado en la sección de 12 1/4” tuvo como puntos de estabilización una

camisa en el motor de 12’’ y un estabilizador de control por encima del motor de 11 3/4”.

Figura 9 BHA Direccional Sección 12 1/4’’

Los índices de formación estimados del análisis de pozos offset entregó valores mínimos de -20 y máximos de 20. Sin embargo, a mayor detalle se definieron valores de FI de -5 para la

Figura 10 - Resultados Análisis Sensitivo MaxBHA Sección 12 1/4’’’ 38

zona pendiente de perforar en Orteguaza, de -10 para la zona de arcilla de Tiyuyacu y de 0 a 5 para el área del Lower Chert dentro de Tiyuyacu.

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El buen comportamiento del BHA, la previsión de la respuesta del mismo y el buen manejo de los parámetros de superficie nos permitió mantener la tangente en la sección de 12 1/4” realizando únicamente un 1.55% de trabajo direccional. De esta manera maximizamos el tiempo de rotación y elevamos la tasa de penetración (ROP por sus siglas en Inglés) promedio comparada con los pozos offset.

PERFORACIÓN

De acuerdo a estos resultados se pronosticó una ligera tendencia a perder inclinación a lo largo de la perforación dentro del Chert Inferior para lo cual se dejó la trayectoria en una posición óptima a fin de contrarrestar este efecto, y un comportamiento bastante estable en la zona arcillosa de Tiyuyacu. Finalmente, las pocas correcciones realizadas estuvieron más enfocadas a la dirección de la trayectoria.

Figura 11 Desempeño BHA Direccional - Tangente Sección 12 1/4’’

Sección 8 1/2” El BHA Direccional utilizado en la sección de 8 ½’’ tuvo como puntos de estabilización una camisa en el motor de 8 1/4”, un estabilizador de control por encima del motor de 7 1/2” y tres (3) puntos de estabilización adicionales por la utili-

zación de herramientas LWD de 8 1/8”, 8 1/4” y 8 1/8” respectivamente, lo que propuso un mayor reto al momento de controlar tendencias formacionales, que en la sección de 8 1/2” tienden a ser más agresivas y menos predecibles.

Figura 12 - BHA Direccional Sección 8 1/2’’

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se determinó que respondería en el equilibro con un build de 0.05°/100’ mostrando un comportamiento ideal para mantener la inclinación a lo largo de la trayectoria.

PERFORACIÓN

Se utilizó MaxBHA para optimizar el calibre y posicionamiento de los estabilizadores hasta obtener una respuesta estable del ensamblaje dentro de la formación Napo. Al analizar el BHA

Figura 13 - Resultados Análisis Sensitivo MaxBHA Sección 8 1/2’’

Durante la perforación de la sección se tuvieron que realizar únicamente dos (2) correcciones para

ajustar la trayectoria, que representaron únicamente un 3.63% de pies deslizados durante la corrida.

Figura 14 - Desempeño BHA Direccional - Tangente - Sección 8 1/2’’

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MONITOREO Y OPTIMIZACIÓN

gies) con el objeto de mitigar eventos de vibración, problema de limpieza de hoyo y análisis de hidráulicas para mejorar el performance general en las secciones de 12 1/4” y 8 1/2”.

PERFORACIÓN

En conjunto con el análisis de índices de formación y control de parámetros superficiales, se brindó servicio de monitoreo 24 horas por parte de personal ADT (Applied Drilling Technolo-

Figura 15 - Análisis de Arrastre y Viajes - Sección de 12 1/4’’

Figura 16 - Monitoreo de Torque y Vibración - Sección de 12 1/4’’

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la ROP, es por esto que las recomendaciones adecuadas y a tiempo nos ayudaron a mantener buenas condiciones de hoyo y un buen performance.

PERFORACIÓN

Los eventos de vibración excesiva (pérdida de energía), así como la pobre limpieza de hoyo y el consecuente incremento de sólidos en el sistema impactan directamente en

Figura 17 - Monitoreo de Hidráulicas - Sección 12 1/4’’

Sección 8 1/2” La mayor cantidad de tecnología en la sección de 8 1/2” nos brindó la oportunidad de realizar un mejor control de parámetros en cuanto a los eventos torsionales de vibración que se presentaron los que

se lograron reducir en cierta medida con la variación de parámetros de superficie y el incremento de lubricidad en el fluido, dos factores muy importantes en la perforación de pozos con ángulos mayores a 35°.

Figura 18 - Análisis de Arrastre y Viajes - Sección de 8 1/2’’’

De igual manera, tener herramientas LWD en el ensamblaje nos ayudó a definir rápidamente los cambios litológicos y reaccionar acorde para

mitigar eventos de pérdida de energía, también para variar parámetros y que el ensamblaje pueda mantener la tangente de forma eficiente.

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PERFORACIÓN

Figura 19 - Monitoreo de Torque y Vibración - Sección de 8 1/2’’

RESULTADOS

La solución conjunta de análisis de FI, diseño óptimo de BHA, manejo de parámetros y monitoreo y optimización a lo largo de la perforación del pozo Johanna Este 29 generó porcentajes de pies deslizados muy bajos para cada una de las secciones: Sección 16’’ – 6230 ft: 10.26% (Tangente 2.73%)

Sección 12 1/4” – 2710 ft: 1.55% Sección 8 1/2” – 1020 ft: 3.63% Esta maximización del tiempo de rotación se trasladó a un ahorro de tiempo para el cliente de 7.9 días respecto de la curva planificada, lo que representó un record de perforación para este tipo de trayectorias con ensamblajes con motor de fondo.

Figura 20 - Curva Final - Johanna Este 29

REFERENCIAS

• SPE/IADC #106935: “Integrated BHA Modeling Delivers Optimal BHA Design.” David C-K Chen.

• SPE/IADC #104502: “Maximizing Drilling Performance with State-of-the-Art BHA Program.” David C-K Chen. 43

Pampite y Chimborazo, Centro de Negocios la Esquina, Torre 1, Oficina 2A (Sector Cumbayรก) - Telf.: +593 (2) 401 6200 Quito, Ecuador

Mapeo de corrosión con ultrasonido Scan C para tuberías de proceso y equipos estáticos para los Bloques 16 y 67 Autor: Marco Vinicio Cisneros Martínez, Repsol Ecuador S. A.

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Mapeo de corrosión con ultrasonido Scan C para tuberías de proceso y equipos estáticos para los Bloques 16 y 67 Autor: Marco Vinicio Cisneros Martínez, Repsol Ecuador S. A.

En los Bloques 16 & 67 operados por Repsol Ecuador S.A., se utilizan métodos de ensayos no destructivos (END) para realizar monitoreo de corrosión interna en equipos estáticos y tuberías de proceso (piping) en las plantas de deshidratación del NPF y SPF, y en cada uno de los well pads donde se tienen este tipo de activos. Actualmente existen varias técnicas de END en el mercado que se han ido desarrollando y perfeccionando con el objetivo de ser más exactos en encontrar los mecanismos de daño que puedan afectar a los referidos equipos. El método de END que más ha sido usado en los Bloques 16 & 67 es el Ultrasonido Industrial (UT), mediante la medición de espesores con UT Scan A convencional. Sin embargo, en 2014 se implementó un proyecto de inspección en tuberías de proceso y equipos estáticos, a través de una empresa contratista, se aplicaron diferentes técnicas de END, a más del UT Scan A, como: UT Scan C, GWT (guided wave testing) e INCOTEST®. Se obtuvieron muy buenos resultados en el mapeo de corrosión interna, sobre todo en tuberías de proceso con el uso de un scanner especial donde se pudo comprobar la precisión de la técnica UT Scan C realizada con el dispositivo indicado, y una mejor efectividad y rapidez en la inspección, en comparación a la medición de espesores con ultrasonido convencional UT Scan A, que normalmente se utilizaba.

Ultrasonic testing is the most used NDT method in Block 16 & 67 by measuring thicknesses with conventional UT A-Scan. In 2014, an inspection project was implemented in process piping and fixed equipment, through a contractor that used several NDT, besides UT A-Scan, such as: UT C-Scan, GWT (guided wave testing) and INCOTEST®. Corrosion mapping in the process piping with an special scanner gave great and reliable results. C-Scan is faster and more effective than thicknesses measurement with conventional UT A-Scan. El área de Operaciones de Mantenimiento de Repsol Ecuador S.A., puntualmente la de Inspección Técnica, dispone de un equipo completo de inspección ultrasónica para el desarrollo de la técnica UT Scan C, con varios accesorios que permiten realizar la inspección mediante UTPA (ultrasonic testing phased array) para determinar la sanidad de cordones de soldadura y realizar el mapeo de corrosión de los equipos estáticos y tuberías de proceso a través de un scanner especial con el cual se puede lograr una inspección semiautomática.

Fecha recepción: 20 de agosto de 2018 Fecha aprobación: 28 de agosto de 2018 Palabras clave: mapeo de corrosión, Scan C, ultrasonido industrial, tuberías de proceso, equipos estáticos, ensayos no destructivos, ultrasonido por arreglo de fases. Key words: corrosion mapping, C-Scan, ultrasonic testing, process piping, fixed equipment, NDT, ultrasonic testing phased array. Marco Vinicio Cisneros Martínez, Ingeniero Mecánico de la Escuela Politécnica Nacional, trabaja en el equipo de Repsol Ecuador S. A. desde el año 2012; inició como Ingeniero de Proyectos Junior, posteriormente se desempeñó como Ingeniero de Inspección Técnica & Recubrimientos, y en la actualidad cumple la función de Ingeniero de Equipo Estático en el área de Ingeniería de Mantenimiento.

CORROSIÓN

RESUMEN

ABSTRACT

In Blocks 16& 67, nondestructive testing (NDT) methods have been used to perform internal corrosion mapping on fixed equipment and process piping in the production facilities of NPF and SPF, and well pads were there are this kind of equipment. Nowadays, there are several NDT techniques that over time have been developing and perfecting in order to be more accurate in finding the mechanisms of damage that can affect the equipment.

Imagen 1. Scanner instalado (proceso semiautomático)

Los equipos de ultrasonido industrial permiten obtener datos y los representan de diferentes formas para múltiples usos, las visualizaciones que se tienen son Scan A, B, C y S; sin embargo, para mapeo de corrosión interna, son aplicables las visualizaciones del tipo A, B y C, esquematizadas en la Imagen 2. 45

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la técnica por inmersión y el acoplante o medio para transmitir las ondas ultrasónicas desde el equipo al material a inspeccionar es agua, permite realizar inspecciones mucho más precisas y rápidas en comparación a la técnica de medición de espesores, tiene una resolución de hasta 1 mm, lo cual es muy útil para determinar discontinuidades pequeñas como pittings por corrosión interna aislados que difícilmente pueden ser detectados por una medición de espesores Scan A. Adicionalmente, tiene una mayor rapidez de inspección debido a su velocidad de barrido de 100 mm/s, siendo ésta una de las propiedades con más ventajas respecto al ultrasonido convencional de medición de espesores.

Imagen 3. Scanner de inspección

Los resultados del mapeo de corrosión Scan C con scanner pueden ser visualizados como Scan A, B y C; sin embargo, la vista más representativa para determinar problemas por corrosión interna es la Scan C, ya que indica la morfología del mecanismo de daño mediante la

CORROSIÓN

Scan A. Es el tipo de presentación más usada en END, permite filtrar las indicaciones falsas o no relevantes y proporciona información acerca del espesor del material sujeto a inspección, o la profundidad a la cual se encuentra la discontinuidad (1 dimensión). Es un display de amplitud vs. tiempo. Scan B. Proporciona una vista transversal de la pieza sujeta a inspección y de las discontinuidades mediante el análisis de la imagen graficada en el barrido en un solo sentido. Indica distancia y profundidad de las discontinuidades (2 dimensiones). Scan C. Proporciona una vista de planta (como un mapa) de la pieza inspeccionada y de las discontinuidades. Indica la forma de la discontinuidad en vista de planta, profundidad y un tamaño relativo de la misma (3 dimensiones: ancho, largo y profundidad de la discontinuidad o espesor medido representado mediante una paleta de colores). La posición y morfología de las discontinuidades en el mapeo de corrosión son parámetros muy importantes que pueden ayudar a determinar las posibles causas por las que se genera el deterioro interno de los equipos y tuberías de procesos. Con la vista Scan C, se puede obtener estos parámetros de manera muy precisa, mientras que la medición de espesores Scan A permite únicamente conocer el espesor remanente de los equipos y tuberías. Para obtener una buena información de imágenes Scan C es indispensable contar con un posicionador durante el barrido para que la información sea lo más exacta posible. Mapeo de corrosión con scanner. El scanner se basa en el UTPA, prueba de ultrasonido por arreglo de fases (varios elementos); utiliza

Imagen 2. Visualizaciones Scan A, B y C respectivamente 46

Mapeo de corrosión con ultrasonido Scan C para tuberías de proceso y equipos estáticos para los Bloques 16 y 67 Autor: Marco Vinicio Cisneros Martínez, Repsol Ecuador S. A.

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Imagen 4. Vistas A, B y C de un mapeo de corrosión con scanner

Los equipos de ultrasonido industrial phased array que permiten realizar mapeo de corrosión, disponen de software para el análisis de los datos de inspección, con el cual se podría conocer la información recabada, en cada milímetro del escaneo realizado; además, otra ventaja de disponer de la información en formato digital es que al estar almacenada, puede ser auditada en cualquier momento. Las principales ventajas que se tienen en las inspecciones que se ejecutan con UT Scan C con scanner actualmente en los Bloques 16 & 67 son: • Rapidez de inspección (equipo muy rentable). • Excelente para inspección on stream (sin sacar de servicio a los equipos). • Cobertura del 100% del área escaneada. • Mayor alcance de inspección si se lo compara con el UT convencional. • Alta resolución. • Equipo semiautomático. • Software avanzado. • Trazabilidad (facilidad para identificar si se incrementó o no la corrosión en los equipos cuando se ejecute la próxima inspección). • Prueba volumétrica reconocida por la normativa internacional. • Se pueden inspeccionar todo tipo de metales. • Permite conocer morfología y ubicación de los defectos lo que facilita identificar y ubicar en campo los lugares a reparar. • Acoplante con menor costo que para el ultrasonido convencional. • Mejor solución de inspección para detectar pérdidas de espesor debido a corrosión, erosión y abrasión. Entre las limitaciones que se tuvieron en la implementación de esta técnica de inspección se

pueden considerar: • Alta inversión inicial. • Personal especializado en la técnica. • Requiere ayudante de inspección. • No aplicable en superficies rugosas. • No se pueden inspeccionar tuberías menores a 4” NPS (nominal pipe size). Hasta el momento se tienen varias aplicaciones del mapeo de corrosión Scan C en los Bloques 16 & 67, entre las principales: • Inspección on-stream de equipos estáticos y tuberías de proceso que no pueden salir a mantenimiento por condiciones operativas. • Inspección interna de componentes de equipos estáticos como vasijas a presión y tanques de almacenamiento. • Inspección externa de zonas específicas en tuberías enterradas (pipeline). Las tuberías de proceso son los equipos donde más se ha utilizado el mapeo de corrosión semiautomático Scan C y con ello, prácticamente se ha reemplazado la técnica convencional de medición de espesores Scan A. En varias ocasiones se ha comprobado los resultados de la inspección Scan C con el estado real interno de las tuberías de proceso, donde se han podido obtener testigos referenciales. Como conclusión de las comparaciones se tiene que la morfología, ubicación y profundidad de los defectos observados con el Scan C, son bastante aproximados a la realidad.

CORROSIÓN

vista de planta (mapa) y también se obtiene el espesor medido cada 1 mm, que es la resolución del equipo y se representa mediante paleta de colores para una mejor visualización.

Imagen 5. Scan C vs. condición real de una tubería de procesos (paleta de colores: rojo menor espesor, azul mayor espesor).

Existen ciertos parámetros que permiten determinar que el mapeo de corrosión 47

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semiautomático Scan C presenta muchas ventajas respecto a la medición de espesores manual Scan A, el cual se ejecutaba anteriormente como única opción (ver Tabla 1).

RESULTADOS

Con el uso del UT Scan C con scanner, en los Bloques 16 & 67, se pueden realizar inspecciones que anteriormente demandaban gran cantidad de tiempo y recursos técnicos. Un claro ejemplo de esto es la inspección en servicio de un scrubber de agua de la Planta de Deshidratación del SPF (V-2211); en este equipo se realizó un mapeo de corrosión mediante UT Scan C en la mitad inferior del recipiente, llegando a obtener 150 vistas, de 2 metros de longitud por 0,06 metros de ancho cada vista (cada CML [Condition Monitoring Location]). La inspección UT Scan C se la realizó con 2 personas, en 3 días aproximadamente, y como resultado de esto se obtuvieron alrededor de 2.000.000 de datos, ya que como se señaló, la resolución del equipo semiautomático permite obtener datos, cada 1 milímetro escaneado. Si la misma inspección se la habría realizado mediante la medición de espesores manual Scan A, se habrían tenido que realizar 2.000.000 de mediciones puntuales para tener el mismo alcance de inspección Scan C. En el mejor de los casos, el Inspector podría tardarse unos 20 días, con una efectividad de inspección mucho menor

CORROSIÓN

Variables

que lo alcanzado con el UT Scan C. Otro claro ejemplo de las ventajas del reemplazo de la técnica de inspección es la gran cantidad de tuberías de proceso inspeccionadas mediante mapeo de corrosión semiautomático, en contraste con lo que anteriormente se podía lograr con el UT Scan A. Con el contrato disponible al momento, en lo que va del 2018, se han inspeccionado aproximadamente 400 tuberías de proceso de diferentes diámetros y longitudes, las cuales se encuentran a más de 1,8 metros de altura. En esta campaña de inspección se espera inspeccionar aproximadamente 1.800 tuberías en los Bloques 16 & 67. En la tarea realizada en los años 2014 y 2015, se inspeccionaron alrededor de 1.000 tuberías de proceso. Los datos obtenidos son de primordial importancia ya que el análisis de ellos permite establecer la estrategia preventiva o correctiva para las tuberías de proceso y equipos estáticos, lo cual decanta en el aseguramiento de la integridad de estos equipos. A partir de la línea base que se está alcanzado, se definen las siguientes etapas que deben concretarse para los activos mencionados, como parte de la Inspección Basada en Riesgo (RBI – Risk Based Inspection) que está implantada por Repsol Ecuador S.A., desde el año 2013 en los Bloques 16 & 67.

UT manual Scan A

UT semi automático Scan C

Velocidad de inspección

12 mm/s

6000 mm2/s

Ancho de inspección

12 mm

60 mm

Profundidad del defecto

Ancho del defecto

Confiable

Muy confiable

Largo del defecto

Confiable

Muy confiable

Posición del defecto

Confiable

Muy confiable

Morfología

Software de análisis

Corrosión localizada

No confiable

Muy confiable

Corrosión generalizada

Muy confiable

Cobertura de inspección

Tabla 1. UT manual vs. UT semiautomático 48

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Gestión de riesgos laborales y vigilancia de la salud en el buceo profesional Autores: Dr. Luis Fernando Araujo, Ing. Edison Iván Guerrero, OCP Ecuador.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

Gestión de riesgos laborales y vigilancia de la salud en el buceo profesional Autores: Dr. Luis Fernando Araujo, Ing. Edison Iván Guerrero, OCP Ecuador.

A pesar de que el cuerpo humano no está diseñado para un ambiente acuático, el hombre se introduce en él y se exige de una manera diferente a la de su hábitat natural. Las características del ejercicio de la actividad subacuática profesional, realizada bajo circunstancias totalmente hostiles, afectan la fisiología de nuestro organismo y obliga a que todas las personas que ejerzan esta profesión, deban mantener condiciones óptimas de salud, de preparación física y psicológica, así como el cumplimiento estricto de normas de seguridad específicas para evitar accidentes que, aunque no son frecuentes, pueden ser muy graves y mortales. El buceo profesional se caracteriza por estar asociado a riesgos específicos como trastornos disbáricos. Además, es considerado de alta peligrosidad puesto que puede desembocar en accidentes laborales o en enfermedades profesionales como la osteonecrosis disbárica. La complejidad de esta actividad hace, obligatoriamente, que se establezcan distintas categorías de reconocimientos médicos, es decir que no se puede exigir lo mismo a quienes van hacer del buceo una profesión para el futuro, los que obtienen certificaciones con fines recreativos y deportivos, o aquellos que siendo profesionales, practiquen el buceo con aire, con mezcla de gases o trabajen a distintas profundidades. Bajo estos antecedentes, OCP Ecuador S. A. planifica la gestión de riesgo y con ello realiza la vigilancia de la salud de los buzos a fin de garantizar con mayor efectividad la ausencia de accidentes laborales y enfermedades ocupacionales.

ABSTRACT

Even though, humans were not designed to live on an aquatic environment, they dive into it and face a habitat that is different from what they are used to. The characteristics of professional sub-aquatic activities performed under circumstances that are completely hostile to the physiology of our body require that people

in this profession have optimal health as well as physical and psychological preparation. They need to meet specific safety regulations to prevent accidents, which, although not as frequent, can be very serious and lethal. Professional diving is associated with very specific risks such as decompression sickness, which may cause occupational accidents or diseases (disbaric osteonecrosis). Because of the complexity of diving, different categories of medical examinations must be set for different types of diving. We cannot have the same requirements for people who want to make diving their future profession and for those who want to be certified in diving for recreational and sports purposes, or for those who practice professional diving with air and a mixture of gases, or work at different depths. With this background, OCP Ecuador S.A. prepares risk management procedures to plan the supervision of divers’ health, to prevent the occurrence of occupational accidents or diseases.

INTRODUCCIÓN

Fecha recepción: 31 de mayo de 2018 Fecha aprobación: 15 de agosto de 2018 Palabras clave: Buceo, riesgos laborales, vigilancia de la salud Keywords: Diving, occupational risks, health surveillance Luis Fernando Araujo Bucheli: Doctor en Medicina y Cirugía, Universidad Central del Ecuador. Magister en Prevención de Riesgos Laborales, Universidad Central del Ecuador. Desempeña el cargo de Doctor en OCP Ecuador. Edison Iván Guerrero Quimbiulco: Ingeniero Civil, Escuela Politécnica Nacional. Magister en Seguridad, Salud y Ambiente, Universidad San Francisco de Quito - Universidad de Huelva, España.

A pesar de que el cuerpo humano no está diseñado para un ambiente acuático, el hombre se introduce en él y se exige de una manera diferente a la de su hábitat natural. Las principales diferencias entre un medio acuático y terrestre son que en el primero existe un incremento de la presión atmosférica, mayor densidad del agua, pérdida de la gravedad (es decir aparece la flotabilidad), mayor pérdida de calor asociada a la capacidad calórica del agua, mayor resistencia al desplazamiento, pérdida de orientación, disminución y distorsión de la visibilidad, y mayor consumo de energía, lo que genera un incremento en el consumo de oxígeno y por ende más producción de CO2, mayor estrés, cambio de presión, efectos del reflejo del buceo, ingravidez en la redistribución del flujo sanguíneo, entre otros. La práctica de buceo profesional forma parte de las actividades realizadas en algunas industrias como: hidrocarburos, obras civiles, piscicultura, construcciones navales, investigación

QHSE

RESUMEN

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 18 - Quito, Septiembre 2018

científica, militar, salvamento. Para el caso de OCP Ecuador, la actividad de buceo se realiza durante las operaciones costa afuera de su Terminal Marítimo. Las características del ejercicio de la actividad subacuática profesional, realizada bajo circunstancias totalmente hostiles, afectan la fisiología del organismo y obliga a que todas las personas que ejerzan esta profesión, deban mantener condiciones óptimas de salud, de preparación física y psicológica, así como el cumplimiento estricto de las normas de seguridad específicas para evitar accidentes que, aunque no son frecuentes, pueden ser muy graves y mortales. Sin embargo, la prevención de riesgos laborales y vigilancia de la salud en el país no se ha desarrollado conforme las necesidades de la práctica de buceo, siendo sus riesgos y patologías desconocidas, incluso, para un gran número de profesionales de servicios de prevención y medicina del trabajo, por lo que a través de este artículo queremos compartir la experiencia en este tipo de prevención que tiene OCP Ecuador para esta práctica.

MARCO LEGAL

El buceo profesional como cualquier otra actividad laboral en nuestro país, está sometida a la legislación laboral, pero al no existir un marco legal específico que regule la actividad se ha recurrido a legislación internacional que se describe a continuación: • U.S. Navy Diving Manual, 01 december 2016, rev 7. • OSHA, General industry: 1910 Subpart T.

• España, Decreto 2055/1969 de 25 de septiembre por el que se regula el ejercicio de actividades subacuáticas. • España, RD 366, 08 abr 2005, Reglamento de aparatos a presión, referente a instalaciones de carga e inspección de botellas de equipos respiratorios autónomos para actividades subacuáticas y trabajos de superficie.

RIESGOS DEL BUCEO

Los buzos profesionales se enfrentan a diario a un sin número de riesgos laborales, algunos tienen un origen común al de otras áreas de actividad laboral, es decir, son los mismos que pueden afectar a “trabajadores de superficie”: golpes, cortes, quemaduras, atrapamientos, manejo de cargas, los derivados del uso de aparatos a presión, por citar algunos. Así mismo, comparten riesgos con otros trabajadores marítimos tales como el ahogamiento o la hidrocución. Sin embargo, otros riesgos son más específicos de su actividad y tienen origen en el medio subacuático e hiperbárico en el que desarrollan este tipo de trabajos. Estos riesgos, básicamente, tienen su origen en: • Aumento de la presión • Aumento de la densidad y • Condiciones termohigrométricas desfavorables Estas características son las que determinan la existencia de unos riesgos diferenciados y específicos en este tipo de actividad laboral y se pueden clasificar en función del tipo de agente responsable, quedando clasificadas de la siguiente forma: Barotraumas Alteraciones de oído

Presión

Enfermedad descompresiva

Riesgo Físico

Lesiones pulmonares Hipotermia Síndrome de Raynaud

Temperatura

Pie de inmersión Narcosis nitrogenada Riesgo Químico

Intoxicación por gases

Hiperoxia Hipercapnia

Gases contaminantes: vapores de aceite y CO

QHSE

Riesgo Biológico

Lesiones causadas por organismos marinos

Otitis externa

Dermatitis por hipersensibilización a materiales de buceo

Tabla 1. Riesgos laborales específicos del buceo profesional. 52

Gestión de riesgos laborales y vigilancia de la salud en el buceo profesional Autores: Dr. Luis Fernando Araujo, Ing. Edison Iván Guerrero, OCP Ecuador.

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un diagnóstico adecuado de las condiciones de salud del individuo, esto de alguna forma asegura que la práctica de la profesión de buzo no conlleve un deterioro o pérdida de salud. El objetivo principal de una evaluación de aptitud médica para el buceo, es reducir los factores de riesgo que se pueden asociar con la incidencia de enfermedades disbáricas o defunciones. Los exámenes médicos más importantes que se deben ejecutar previos a la declaratoria de aptitud para la práctica de buceo, son los siguientes:

La evaluación de riesgos laborales es el proceso dirigido a estimar la magnitud de aquellos riesgos existentes en determinada actividad, obteniendo información objetiva para que el empresario esté en capacidad de tomar decisiones sobre medidas preventivas.

VIGILANCIA DE LA SALUD

La complejidad del buceo profesional hace imprescindible un examen médico minucioso, con el apoyo de pruebas complementarias diagnósticas, incluyendo las analíticas y radiológicas, cuyos resultados garantizan

Gráfico 1. Panorama de riesgos laborales de buceo para OCP Ecuador S.A. Inicial

Periódico

Observaciones

Historia clínica y físico

Incluye predisposición a la inconciencia, vómito, ataque cardíaco, problemas con el transporte de O2, pérdida seria de sangre o cualquier otra condición que interfiera con el trabajo efectivo

Rx de tórax

PA & LAT (proyección 14” x 17” mínima)

Estudio de Rx huesos y articulaciones

Se requiere inicialmente como lo indique el Médico

EKG: Estándar (12L)

Se requiere inicialmente para línea base, anual ≥ 35 años, según lo indique el Médico

EKG: Prueba de estrés

Se requiere solamente si lo indica el Médico

Función pulmonar

Necesario

Audiograma

Audiometría, audiograma por conducción ósea, indicado medicamente

EEG

Se requiere inicialmente o como lo indique el Médico

Agudeza visual

Se requiere inicialmente o como lo indique el Médico

Diafonismo

Se requiere inicialmente

Hemoglobina, hematocrito, recuento GB

QHSE

Examen

Tabla 2. Exámenes médicos para actividades de buceo. 53

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CONCLUSIONES

Con estos antecedentes, OCP Ecuador S. A. planifica la gestión del riesgo y realiza la vigilancia de la salud de los buzos a fin de garantizar de mejor manera la ausencia de accidentes laborales y enfermedades ocupacionales. Además, es importante complementar esta práctica con un empoderamiento de buenas prácticas de seguridad en buceo a cada uno de los colaboradores puesto que más allá de lo que se pueda hacer en prevención, el evitar sufrir estos accidentes depende también de que apliquen los estándares que la compañía exige. A través de lo expuesto podemos asegurar el cumplimiento de dos objetivos organizacionales: a) no tener accidentes de buceo y b) no tener enfermedades profesionales

BIBLIOGRAFÍA

Salas Pardo E. Aptitud médica para el buceo. Medicina Marítima 2002; 2(4): 264-268 Gallar Montes F. Examen de aptitud para el buceo. En: Fernando Gallar. Medicina Reglamento de Especialidad y Aptitud de Buceo de la Armada. OM Delegado Nº 282/82. García NE, Carro P. NTP 623: Prevención de riesgos laborales en acuicultura. Instituto nacional de seguridad e higiene en el trabajo. Federación de Comunicación y Transporte de CCOO. Prevención de riesgos laborales del Buceo Profesional en Piscifactorías.

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