Revista PGE PETRÓLEO&GAS Diciembre 2016 by AIHE Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Metodología integral para revitalización de campos maduros

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

Instalación de Completaciones Duales en Campo Libertador

PERFORACIÓN

Ingeniería de certificación en Rigs de Perforación

QHSE

Responsabilidad objetiva en obligaciones ambientales en Ecuador

No. 011 - DICIEMBRE 2016

IS SN 1390 - 8 81 2

2 000 EJEMPLARES

PRESENTACIÓN

Para finalizar el año 2016, la Revista PGE PETRÓLEO&GAS presenta en su 11va Edición, la Geomecánica como una disciplina que debe estar presente en la vida útil de un campo; desde la exploración hasta la producción. Además contiene trabajos técnicos sobre: Instalación de Completaciones Duales en el Campo Libertador; Ingeniería de certificación en rigs de perforación y estructuras de acondicionamiento W.O. onshore, y Metodología integral para revitalización de campos maduros mediante intervenciones de pozos. En la presente edición también se expone un análisis sobre los márgenes de comercialización de los combustibles líquidos en Ecuador y la comparación con otros países de la Región. Sobre temas ambientales; se considera la importancia de prevención de conflictos socio ambientales y se presenta un artículo relacionado con la responsabilidad objetiva en las obligaciones ambientales en el Ecuador Esperamos disfruten de esta nueva edición, y les auguramos muchos éxitos en este nuevo año 2017. 4

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

CONTENIDO

En la comercialización de combustibles líquidos existe una situación crítica

Fernando L. Benalcázar, primer ecuatoriano seleccionado como Conferencista Distinguido del SPE Internacional

Reportes

Estadísticas

La Geofísica más allá de la Interpretación Sísmico-Estructural

Metodología Integral para Revitalización de Campos Maduros mediante Intervenciones de Pozos

Geomecánica una disciplina que debe estar presente en la vida útil de un campo: de la exploración a la producción

Instalación de Completaciones Duales en el Campo Libertador

La Ingeniería de Certificación en Rigs de Perforación y Estructuras de Acondicionamiento W.O. Onshore acorde a la práctica API RP 4G CAT III & IV

Monetización de Bajos Volúmenes de Gas Asociado en el Oriente Ecuatoriano

La responsabilidad objetiva en las obligaciones ambientales en el Ecuador

Prevención de conflictos socio ambientales: cambiar la cultura de la reacción por la cultura de la prevención a través de alertas y respuestas tempranas

Consejo Editorial: Ing. José Luis Ziritt, Director de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador Ing. Ernesto Grijalva, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) Coordinación: Mayra Revelo Redacción y Edición: Globalcorp Diseño: Globalcorp / Juan Centeno Fotografía: Wikipedia.

Colaboradores: Fernando L. Benalcázar. , Ernesto Grijalva, Mariana Figuera, Laura del Valle Rodríguez, Rubys Hernandez, Anna Paula Lougon Duarte, Lenin Mora, Iliana Soriano, Rubén Narváez, Paulo Villamarin, Oscar Ponce, Luis Eduardo Cabrera, Christian Gutiérrez, Alfonso Guerra, Marcelo Mata G., Darwin Vega, Diego Paredes Nota Editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio.

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Impresión: Globalcorp Tiraje: 2000 Número: 011 - Diciembre 2016 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com

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CIFRAS

En la comercialización de combustibles líquidos existe una situación crítica Autor: Ernesto Grijalva

D Ernesto Grijalva H. Ingeniero de Petróleos por la Universidad Autónoma de México.

esde el 04 de febrero del 2003 mediante Decreto Ejecutivo No. 17 está vigente el Reglamento de Regulación de Precios de Derivados de Petróleo, que regula mediante márgenes máximos la comercialización de gasolina extra y diésel del sector automotriz. Estos márgenes regulados deben ﬁnanciar las operaciones de comercialización, transporte y distribución de los combustibles. (Tabla 1) En estos 12 años el valor del margen regulado no ha variado; sin embargo, los gastos operacionales para desarrollar y cumplir con todos los requerimientos y normas tales como: gastos operativos, de mantenimiento, capacitación, seguridad, imagen, calidad y cantidad, se han incrementado exponencialmente. Uno de los gastos operativos más representativos de la comercialización de combustibles es el recurso humano, que en los últimos 12 años creció en 182% por el incremento del Salario Básico Unificado de $129,91 a $366,00.

Otros costos en los que incurren las estaciones de servicio son: licencias ambientales, monitoreos ambientales, manejo de desechos, incremento de las tasas de control anual, sistema contra incendios, instalación de pararrayos, baños con acceso a personas con discapacidad. Sin embargo, lo que más preocupa al sector es el incremento permanente de requisitos y solicitudes que hacen cada vez más onerosa la distribución de combustibles. Por lo tanto, a medida que el margen máximo regulado para financiar la comercialización y distribución de combustibles no varía, la actividad se ve afectada en sus operaciones tanto en inversiones de marca como en servicios, limitando las posibilidades de implementar nuevas tecnologías que generen valor agregado a los consumidores. A continuación, se presenta la variación de los precios de venta y márgenes de comercialización de gasolinas y diésel en algunos países de la región. (Tabla 2) El Precio de Venta al Público (PVP) de gasolina extra en Brasil y Colombia ha disminuido en 22%

Decreto 338: Precios de terminal y márgenes del sector automotriz

Precio en Terminal (Sin IVA) USD/GL A

Margen de Comercialización (Sin IVA) USD/ GI B

P.V.P (Sin IVA) Usd/GI C=A+B

Precio en Terminal (Con IVA) Usd/GI D

Margen de Comercialización (Con IVA) Usd/ GI E

P.V.P (Con IVA) Usd/GI F=D+E

Diesel

0,8042

0,1206

0,9248

0,9007

0,1370

1,0377

Extra

1,1689

0,1505

1,3194

1,3092

0,1710

1,4802

Super

1,5000

Margen Libre

1,6800

Margen Libre

Producto

Tabla 1 6

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

CIFRAS

Precios de Venta al Público de Gasolina y Diésel Sector Automotriz PAÍSES

Gasolina Extra

Gasolina Súper

Diésel

2011

2014

2011

2014

2011

2014

Uruguay

6,45

7,03

6,47

7,29

6,25

6,71

Brasil

6,08

4,73

4,66

4,02

Chile

5,62

5,81

5,77

5,94

4,54

4,59

Colombia

4,53

4,33

5,38

5,50

3,88

4,27

Perú

4,49

5,14

5,34

5,91

4,24

4,92

Argentina

3,87

5,10

4,12

5,72

4,08

4,58

México

2,88

3,58

3,26

3,78

2,99

3,72

Bolivia

2,04

2,06

2,62

2,64

2,03

2,05

Ecuador

1,48

2,29

2,30

1,03

y 4% respectivamente; mientras que en los otros países de la región el PVP se ha incrementado, siendo Argentina el país con el mayor incremento (32%), seguido de México (24%), Perú (14%), Uruguay (9%), Chile (3%), Bolivia (1%); en el caso de Ecuador no ha existido variación. El PVP de gasolina súper registra un aumento en todos los países de estudio, excepto en Ecuador. Los países que registran el mayor incremento son: Argentina 39% y México 16%. El resto de países registra el siguiente incremento: Uruguay (13%), Perú (11%), Chile (3%), Colombia (2%), Bolivia (1%) y Ecuador (0%). Con referencia al PVP del diésel, este registra una disminución del 14% en Brasil, mientras que en el resto de países se registra el siguiente incremento: México (24%), Perú (16%), Argentina (12%), Colombia (10%), Uruguay (7%), Chile (1%), Bolivia (1%) y Ecuador (0%).

Tabla 2

El margen de comercialización de gasolina extra en Brasil y Argentina ha disminuido en 16% y 1% respectivamente. Mientras que en el resto de países se puede apreciar el siguiente incremento: Chile (43%), México (33%), Uruguay (18%), Perú (15%) y Colombia (5%). Finalmente, los países de Ecuador y Bolivia no registran un incremento. El margen de comercialización de gasolina súper registra una disminución en Colombia del 4% y en Bolivia del 2%. En cambio, los países que registran incremento son: Argentina (79%), México (25%), Chile (20%), Uruguay (18%), Perú (3%) y Ecuador (1%). El margen de comercialización del diésel registra una disminución del 44% en Brasil y 21% en Argentina; mientras que en los demás países se registra el siguiente incremento: Colombia (31%), México (26%), Chile (18%), Uruguay (17%), y Perú (3%). Los países donde no se registra ningún incremento son Ecuador y Bolivia.

Márgenes de Comercialización - Sector Automotriz PAÍSES

Gasolina Extra 2011

2014

Gasolina Súper 2011

2014

Diésel 2011

2014

Brasil

1,0520

0,8858

0,8520

0,4770

Uruguay

0,8060

0,9501

0,8060

0,9501

0,6060

0,7117

Colombia

0,6250

0,6587

0,8480

0,8139

0,6060

0,7949

Perú

0,4770

0,5489

0,8930

0,9236

0,3820

0,3937

Argentina

0,4470

0,4429

0,3630

0,6511

0,5340

0,4240

Chile

0,3260

0,4656

0,3940

0,4732

0,3900

0,4618

México

0,2080

0,2763

0,2310

0,2877

0,1890

0,2385

Bolivia

0,1700

0,1703

0,2230

0,2196

0,1550

0,1552

Ecuador

0,1527

0,5440

0,5517

0,1223

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Tabla 3 7

CAPACITACIÓN

Fernando L. Benalcázar, primer ecuatoriano seleccionado como Conferencista Distinguido del SPE Internacional Entrevista a Fernando L. Benalcázar.

Fernando L. Benalcázar, Asesor Senior de APD Proyectos Cia. Ltda.

l 12 de septiembre del 2016, la Sociedad Internacional de Ingenieros Petroleros (SPE - Society of Petroleum Engineers por sus siglas en inglés) seleccionó al ingeniero Fernando L. Benalcázar como Conferencista Distinguido (DL – Distinguished Lecturer) para el periodo 2017-2018. Este reconocimiento valora la trayectoria profesional de más de 24 años de este profesional ecuatoriano que ha trabajado en tres continentes (8 países en varias posiciones de alta gerencia y liderazgo, siempre brindando especial cuidado a temas de sostenibilidad en la industria petrolera). ¿Quién es un Conferencista Distinguido (DL-Distinguished Lecturer)? Es un profesional considerado un experto en su área, seleccionado por SPE para compartir sus conocimientos y experticia con sus socios, a través de visitas a las diferentes Secciones alrededor del mundo. Cada Sección tiene derecho a tres presentaciones de DLs por año, es así que más de 450 presentaciones son ofrecidas anualmente. Un DL es una persona capaz de expresarse y realizar presentaciones de alto nivel entre otros profesionales, contribuyendo a la Misión de SPE. ¿Cuál es la Misión de SPE? La SPE, es la mayor organización profesional a nivel mundial en el sector petrolero, brinda servicios alrededor del mundo a todos los profesionales vinculados a ella. La SPE tiene una Misión muy clara; su gestión es recopilar, difundir e intercambiar conocimientos técnicos relativos a la exploración, desarrollo y producción de recursos de petróleo y gas, y tecnologías relacionadas para el beneficio público, brinda oportunidades a sus socios mejorando su competencia técnica y profesional. Existen más de 168 mil socios en 144 países con 207 Secciones activas, y 368 capítulos es-

tudiantiles con aproximadamente 68 mil estudiantes. ¿Cómo nace el programa tan exitoso de DL? El Programa de DL fue establecido en 1961 y ha alcanzado sus objetivos año tras año. Es financiado por una Fundación de la SPE a través de donaciones de los socios y la contribución de Offshore Europe. También es importante destacar el apoyo que ofrecen las empresas al Programa permitiendo que los profesionales seleccionados como DL puedan dedicar su tiempo a viajar y compartir sus conocimientos. ¿Cómo fue seleccionado? Cada año la SPE invita a sus socios alrededor del mundo a nominar un grupo de profesionales como candidatos a DLs, con el fin de escoger un grupo multidisciplinario que participará en un tour de conferencias el año siguiente. El proceso de selección lo realiza un Comité de Selección constituido por 36 miembros a nivel global. Se elige en función del área de experticia, calidad y relevancia del tema a presentarse. En mi caso, este proceso arrancó con una nominación a inicios del 2016 y la notificación respectiva por parte de SPE, solicitándome dos cartas de recomendación de otros socios que pudiesen avalar mi trayectoria profesional y resultados exitosos, en consecuencia obtuve una recomendación de Estados Unidos y otra de Francia. En base a esto, el Comité de Selección decidió invitarme a preparar un resumen ejecutivo y una presentación para la evaluación final. En este punto se hizo un corte de más de 100 candidatos, a menos de 50. Los candidatos finalistas fuimos invitados a Houston para presentar ante el Comité de Selección nuestra conferencia, y se dio el veredicto final. El 12 de septiembre se escogió a 34 participantes. Este proceso fue totalmente transparente, independiente y en línea, sólo se interactuó PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

CAPACITACIÓN cara a cara con los miembros del Comité en Houston, cuando se expusieron las presentaciones. La selección se realiza un año previo al periodo de conferencias.

¿Usted es el primer ecuatoriano que ha logrado esta distinción, qué siente como profesional? He tenido la bendición de trabajar en temas de sostenibilidad desde inicios de los 90s y ser pionero en áreas de seguridad, salud, ambiente y sociales en general. He llegado a la gerencia de proyectos de gran escala en varios países: Colombia, Siria, Francia, Canadá, Ecuador, Omán, Estados Unidos y Venezuela; siempre considerando conceptos vitales para el desarrollo de la industria petrolera: Soste-

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

nibilidad, Licencia Social y Licencia Ambiental de Operar y en especial para ser transparentes con todos los grupos de interés. El hecho que mi ponencia fue escogida a nivel mundial, ratifica que en Ecuador las grandes oportunidades en estas áreas se las desarrolla con ingenio, creatividad y principios de respeto. Me siento orgulloso de haber logrado algo único profesionalmente y también por ser quien refleja el apoyo de muchos otros profesionales nacionales y extranjeros que fueron parte de estas iniciativas y contribuyeron al éxito de estos proyectos, muchos de los cuales se han plasmado en una serie de Papers técnicos escritos para SPE y otras organizaciones.

REPORTES

Torres de perforación en operación en el Ecuador Diciembre 1, 2016 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR

V-22D

PETREX

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

RIGGING UP. PERFORMING TESTING OF EQUIPMENT

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 20

CCDC

CCDC25

2000 HP

DRILLING

ENAP SIPEC

INCHI A8

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

DRILLING 12 1/4” HOLE SECTION

ENAP SIPEC

INCHI B7

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

DRILLING 12 1/4” HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

TPTC 008

SINOPEC

248

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

TPTA 023

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS1

YCAC 038

SINOPEC

119

2000 HP

DRILLING 8 1/2” HOLE

EP PETROAMAZONAS1

CLBB 021

SINOPEC

191

2000 HP

DRILLING 12 1/4” HOLE SECTION @ 9425´

EP PETROAMAZONAS1

CHSA 011

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS1

ACAH 193

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

DRILLING 16” HOLE SECTION @460´

EP PETROAMAZONAS2

PALO AZUL WPN

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

MOBILIZNG RIG FROM LGAH 063

1.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP 2.-Para proveer servicios en esta área, IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

Torres de perforación en stand by en el Ecuador Diciembre 1, 2016 CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

CCDC

CCDC028

200O HP

SACHA 460 PAD. RIG MAINTENANCE

CCDC

CCDC036

BAOJI 2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

CCDC

CCDC037

ZJ70DB (2000 HP)

TAPIR NORTE 17 (RIG MAINTENANCE)

CCDC

CCDC038

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC039

1600 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

CCDC

CCDC066

2000 HP

COCA BASE

CCDC

CCDC068

2000 HP

COCA BASE

CCDC

CCDC069

2000 HP

COCA BASE

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

HILONG

ZJ70D 2000 HP

ANDES PETROLEUM PAD

HILONG

2000 HP

COCA BASE

HILONG

ZJ70DB VFD 2000 HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

SHUSHUFINDI BASE

PDVSA

PDV-79

ZJ70DB 2000 HP

PREPARRING TO MOBILIZE TO VENEZUELA

PETREX

2000 HP

COCA BASE

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)

JIVINO

SINOPEC

183

2000 HP

YANAQUINCHA PAD

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

220

2000 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report 10

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

REPORTES

Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador Diciembre 1, 2016 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 18

HILONG

XJ 650

W.O.

ENAP SIPEC

MDC 07

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

OSO B70

CCDC

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

OSO A21

GEOPETSA

WILSON 42B 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS

COCA A53

GEOPETSA

LTO-550-VIN-26606

W.O.

EP PETROAMAZONAS

APAIKA 12

PETROTECH

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

YNEA 017

SINOPEC

932

XJ650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

YNOB 019

SINOPEC

907

XJ 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

TAPI 12

TRIBOILGAS

COOPER 550DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRAGO 02 RW

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SACHA 20

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

LAGO AGRIO 54

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDY 40

TRIBOILGAS

105

CROWN 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

VHR 15

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O. W.O.

EP PETROAMAZONAS

PAÑACOCHA 21

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

EP PETROAMAZONAS

CUYABENO 69

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

EP PETROAMAZONAS

SACHA 422

CCDC

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS 1

AGUARICO 13

SAXON ENERGY SERVICES

SLR 32

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHS 23

DYGOIL

CAMERON 600

W.O. W.O.

EP PETROAMAZONAS2

SECOYA 22

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

EP PETROAMAZONAS3

AUCA 166

SAXON ENERGY SERVICES

SLR 34

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

YULEBRA 20

SAXON ENERGY SERVICES

SLR 47

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

AUCA SUR 23

SAXON ENERGY SERVICES

SLR 55

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

AUCA 164

SAXON ENERGY SERVICES

SLR 56

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

PLAN 052

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

LGAF 048

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

W.O.

ORION ENERGY

MIRA 1

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

W.O.

REPSOL

IRO A19

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 3.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP 4.-Para proveer servicios en esta área, IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros)

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

REPORTES

Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador Diciembre 1, 2016 CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

STACKED

AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

OIME 750SL

STBY. VILLANO “A”

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO “B”

CCDC

CCDC 41

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POR DYGOIL)

SSFD 01

KING SERVICES 750HP

DYGOIL COCA BASE (MAINT)

DYGOIL

FRANKS 600

DYGOIL SHUSHUFINDI BASE

ESPINEL & ASOCIADOS

EA 12

XJ 650

COCA BASE

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

COCA BASE

GEOPETSA

COOPER LTO 550

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

UPET 550 HP

GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

ZPEC 650

UPSIZING. API CERTIFICATION, CAT. IV

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

COCA

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

DEMOB. TO COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES

SLR 7

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES

SLR 53

WILSON MOGUL 42B

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

904

750 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

905

750 HP

LAGO AGRIO

TRIBOILGAS

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

TRIBOILGAS

COOPER 550

COCA BASE

TRIBOILGAS

WILSON 42 B

COCA BASE

TRIBOILGAS

103

550 HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TUSCANY DRILLING

111

665 HP

COCA BASE

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report 12

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

REPORTES

Torres de perforación en el mundo (Promedio anual)

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

2000

227

156

140

652

344

916

1913

2001

262

179

157

745

342

1155

2242

2002

214

201

171

732

266

831

1829

2003

244

211

177

771

372

1032

2174

2004

290

230

197

836

369

1190

2395

2005

316

248

225

908

458

1380

2746

2006

324

238

228

925

470

1648

3043

2007

355

265

241

1005

344

1767

3116

2008

384

280

252

1079

379

1878

3336

2009

356

252

243

997

221

1086

2304

2010

383

265

269

1094

351

1541

2985

2011

424

118

291

256

1167

423

1875

3465

2012

423

119

356

241

1234

365

1919

3518

2013

419

135

125

372

246

1296

355

1761

3412

2014

397

145

134

406

254

1337

380

1862

3578

2015

319

117

106

406

220

1167

193

977

2337

2016 (Promedio Enero-Octubre)

201

392

186

961

116

491

1567

AÑOS

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Fuente: Baker Hughes Worldwide Rig Count PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006ORIENTE, - 2016 PRECIOS DE PETRÓLEO NAPO, WTI Y BRENT 2006 por -‐ 2016 barril) (Dólares (Dólares por barril)

130,00

110,00

90,00

70,00

50,00

CRUDO ORIENTE

CRUDO NAPO

WTI (WEST TEXAS INTERMEDIATE)

oct-‐16

sep-‐16

ago-‐16

jul-‐16

jun-‐16

may-‐16

abr-‐16

mar-‐16

feb-‐16

ene-‐16

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

10,00

2006

30,00

BRENT

Fuente: EP Petroecuador, BP Statistical Review of World Energy y EIA Energy Information Administration. *Las cifras del 2016 corresponden al período Enero - Octubre 2016.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS (BPPD)

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD)

PETROAMAZONAS EP

AGIP OIL

CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO)

ORION ENERGY OCANOPB S.A.

OPERACIONES RÍO NAPO CEM

ANDES PETROLEUM

GENTE OIL ECUADOR

ORIONOIL ER S.A.

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

PACIFPETROL

PETROORIENTAL (BLOQUE 14 y 17)

ENAP SIPEC

CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA

PETROBELL

REPSOL ÁREA BLOQUE 16 Y 67

TECPECUADOR

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 16

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

La Geofísica más allá de la Interpretación Sísmico-Estructural

L Mariana Figuera es Ingeniero en Geociencias egresada del Instituto Tecnológico de Ciudad Madero (México), con una Maestría de Ciencias Aplicadas con especialidad en Métodos Geofísicos de Exploración por el Instituto Potosino de Investigación Científica y Tecnológica (México). Tiene 10 años de experiencia en la industria petrolera como intérprete geofísico en proyectos de aguas profundas, no convencionales y campos maduros. Actualmente se desempeña como geofísica de Halliburton Consulting en el proyecto IGAPO.

Autoras: Mariana Figuera y Laura del Valle Rodríguez, Halliburton

a sísmica es una de las herramientas más poderosas para descubrir el subsuelo y sus secretos, es de las técnicas con mayor resolución, pero la información que puede aportar va más allá de una interpretación estructural. La sísmica es un método indirecto que varía en su resolución dependiendo de la adquisición y las condiciones del terreno, y puede ser a niveles desde regionales hasta la microsísmica adquirida en pozo, donde la resolución de los datos es de mucha mayor precisión. Es importante conocer los límites técnicos y aprovechar al máximo la cantidad de información que podemos obtener de ella. Algunas de sus aplicaciones son: Solución en reservorios delgados y definición de ambientes sedimentarios Una de las problemáticas en la exploración de los campos es la detección de reservorios delgados los cuales se encuentran fuera de la resolución sísmica vertical; sin embargo, la sísmica está compuesta de un ancho de banda. En 1999, Partyka (Figura 1) introdujo el método de descomposición espectral como una forma de analizar las características de las capas delgadas en

Laura del Valle Rodríguez es Ingeniero de Petróleo egresada de la Universidad de Oriente (Venezuela), con una Maestría de Ciencias en Petrofísica de la Universidad de Tulsa (USA). Con más de 12 años de experiencia en estudios integrados y 2 años en la enseñanza académica en áreas como reservorio, mecánica de fluidos, explotación de crudos pesados. Actualmente se desempeña como gerente de Tecnología y gerente de Consulting para Halliburton Ecuador. Es oficial técnico principal de la SPE capítulo Ecuador.

Figura 2. Mapa de espesores de arena, Sulistyoati, 2011.

Figura 1. Composición de la sísmica y su paso del dominio del tiempo a la frecuencia, Partyka, 1999. 18

el dominio de la frecuencia empleando la Transformada Discreta de Fourier (DFT). Esta técnica ha tenido muchas aplicaciones, entre ellas, el cálculo de espesores empleando una regresión entre los datos de pozos y un espectro de frecuencia, donde se podían apreciar correlaciones por encima del 70% y finalmente se puede llegar a mapas de espesores ajustados (Figura 2). La aplicación de la descomposición espectral ha permitido el mapeo de varios paleocanales, lo cual ha ayudado a la evaluación del potencial hidrocarburífero y la identificación de futuras zonas de exploración. Empleando la técnica RGB (Red-Green-Blue), para combinar 3 diferentes frecuencias en una sola imagen, se obtiene un mayor detalle de las estructuras internas de los canales, los cuales no pueden ser identificados empleando técnica estándar de análisis de ondícula (Butorin, 2015).

Los datos de núcleo de pozo han ayudado a corroborar los diferentes ambientes sedimentarios, como se muestra en las Figuras 3 y 4, donde se empleó esta técnica para generar mapas que mostraban el desarrollo de un complejo sistema de canales de transporte sedimentario y donde se pudo definir las zonas de transición marinas a continentales. PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Figura 3. Descomposición Espectral y su correlación con pozos (Butorin, 2015).

Extracción de geocuerpos Algunos cuerpos geológicos como los domos salinos, chimeneas de gas, extensión de arenas, entre otros, son importantes rasgos que deben ser delimitados lo mejor posible; existen técnicas como la extracción de geocuerpos que nos ayudan a visualizarlos de forma tridimensional, haciendo más comprensible los reservorios. La Figura 5, muestra el rasgo de la chimenea de gas que se encontró en la sísmica y fue optimizado aplicando un atributo de Dip (buzamiento) para una mejor delimitación de la firma sísmica, haciendo posible la extracción del geocuerpo que corresponde a este rasgo.

Figura 4. Interpretación de ambientes sedimentarios empleando la descomposición espectral, (Butorin, 2015).

la extracción de geocuerpos, permite realizar un análisis más detallado de la información extraída de la símica, como se muestra en la Figura 6, donde empleando volúmenes de AVO, en los cuales se había definido los valores para las arenas, fueron extraídos para formar geocuerpos, permitiendo una mejor visualización de la extensión de estos.

Figura 6. Geocuerpos extraídos de los volúmenes de arenas obtenidos del AVO donde se tenían respuestas positivas. (Prisca S., 2015) Figura 5. Extracción de una chimenea de gas como geocuerpo, (Modificado de Henning, et al, 2013).

La combinación de técnicas de atributos sísmicos es la mejor manera de caracterizar los reservorios sísmicamente. El uso de atributos como extracción de amplitudes, frecuencias y técnicas más complejas como el AVO (Amplitud Vs Offset) y la inversión sísmica, ayudan a delimitar geocuerpos y zonas de reservorios. Esto, aunado a técnicas de despliegue y análisis como PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Detección de fallas y fracturas empleando sísmica 3D El mapeo de fallas/fracturas es uno de los pasos más importantes en la interpretación sísmica, no solo porque la mayoría de los entrampamientos están relacionados a fallas, sino porque en ocasiones estas son las principales rutas de migración, pero no siempre es fácil identificar este tipo de rasgos, por lo que el cálculo de atributos sísmicos estructurales es una herramienta muy útil para este tipo de mapeo. 19

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Atributos como: coherencia, semblanza, buzamiento, discontinuidad, son algunos de los volúmenes sísmicos que se generan para poder resaltar los rasgos de las fallas presentes en un campo, donde las fallas se presentan como lineamientos que se pueden visualizar en “time slices”. En la Figura 7, se muestra un time slice realizado a un volumen de semblanza, en el que se pueden apreciar los lineamientos correspondientes a las principales fallas de la zona. Al emplear este tipo de técnicas es importante poder separar el ruido de la señal sísmica que proviene de los rasgos geológicos, por lo que es recomendable realizar una análisis de señal-ruido para ver la factibilidad del uso de estas técnicas, o si es necesario realizar algún tipo de filtrado para lograr reducir el ruido presente y obtener un mejor atributo estructural.

Figura 7. Time Slice en el cubo de semblanza, donde se muestran los rasgos de las fallas principales y secundarias. (Modificado de Pico et. al 2014)

Los cubos, como la curvatura máxima y mínima o el “fault tracking” (seguimiento de falla), fueron desarrollados para optimizar la calidad de la imagen de las fallas y resaltar rasgos como las fracturas y sus posibles conexiones. En un volumen de curvatura se resaltan los rasgos más sensibles tomando en cuenta ventanas laterales y verticales para obtener las tendencias de los esfuerzos y ver las posibles conexiones como muestra la Figura 8, donde se analiza un cubo de curvatura positiva y curvatura más positiva y más negativa, empleando diferentes paletas de colores en diferentes zonas para resaltar los atributos de interés en cada caso. Es importante recalcar que estos volúmenes son más sensibles al ruido 20

presente en la sísmica, por lo que generalmente se realiza un filtrado para removerlo y tratar de suavizar los rasgos a fin de obtener volúmenes que nos aproximen más a la realidad.

Figura 8. Corte de curvatura positiva, curvatura más positiva y más negativa con acercamiento, donde se pueden observar las posibles conexiones de las fracturas y zonas de máximos esfuerzos. (Modificado de Anjaneyulu, et. Al, 2011).

Inversión sísmica, un método multipropósito La inversión sísmica es un proceso que involucra entre otros, el cotejo de datos de pozos y datos de reflexión sísmica. En esta se transforma la reflexión en una propiedad de roca conocida, como por ejemplo la impedancia acústica y/o elástica. Una reflexión sísmica convencional suele utilizarse para descripciones estructurales en los límites de capas geológicas. En el caso de la inversión; las amplitudes pueden describir propiedades internas de las rocas tales como: tipos de litologías, porosidad, tipo de fluidos y parámetros geomecánicos. La inversión de los datos sísmicos es muy útil para interpretaciones estratigráficas y caracterización de reservorios. Existen varias metodologías. La más sencilla es la inversión relativa, en donde no se usan modelos que puedan originar tendencias y solo se enfatiza con colores una característica de interés (Figura 9).

Figura 9. Comparativo entre una sección sísmica simple sin usar modelos (impedancia relativa) con datos de impedancia a color (Fuente: Modificado de Miao, Xiaogui, et al, Calgary 2005) PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Otros tipos de inversiones comúnmente utilizadas son: determinística, simultánea y la inversión elástica. La principal desventaja de las 3, es la tendencia creada a partir de propiedades petrofísicas pre-establecidas en las cercanías de los pozos, creando falsas tendencias geológicas hacia zonas estructuralmente más profundas. El uso de la inversión en el modelaje de reservorios, gana importancia cuando es empleada para guiar los mapas de distribuciones de facies tomando en cuenta ciertas consideraciones: • Las amplitudes en la inversión sísmica responden no solo a características de las rocas, sino también a los espesores de las capas. Si el espesor se encuentra cercano a la frecuencia de “tuning”, puede hacer parecer una zona con mejor propiedad de roca de lo que realmente es. Esto tiende a crear falsas tendencias de propiedades. Este efecto se debe remover antes de cualquiera inversión. • El modelo a priori en inversión sísmica supone la conjugación de datos de pozos, horizontes y toda la información geológica & geofísica asociada a la zona de interés, también conocido como modelo base de baja frecuencia. El uso de datos que suponen diferentes niveles de resolución vertical: impedancia acústica (escala gigascopica) Vs. Inversión sísmica (escala macroscópica). Establecer los datos desde la escala macroscópica hasta la gigascopica puede ocasionar modelos de pobre calidad y por ende errores en características de roca y fluidos. Existen maneras efectivas de mitigar las falsas tendencias: a. Implementando la inversión estocástica: en donde se simula estocásticamente las propiedades de roca haciendo uso de la sísmica con la ventaja adicional de analizar la incertidumbre al eliminar el “efecto de tuning”. Halliburton posee el plug-in EarthWorks Seismic Inversion dentro de la suite DecisionSpace® Geosciences donde se puede trabajar mediante un flujo integrado entre los resultados de la inversión sísmica y el resto de las disciplinas de las geociencias. b. Utilizando tecnología de punta que nos ofrece la ventaja de adquirir información de mecánica de roca a excelente resolución mientras se estimula la formación. Xaminer™ Sonic de Halliburton, que provee de información de monopolo y dipolos cruzados los cuales luego de un procesamiento, puede proporcionar los esfuerzos mínimos y máximos tanto en magnitud como en orientación combinando los datos de lentitud de onda con la prePGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

sión de confinamiento. Estos datos pueden ser utilizados para cálculos de propiedades geomecánicas, estabilidad de hoyo, mejoras en los diseños de tratamiento de formación, anisotropía acústica y el grado de ductilidad y fragilidad pies a pies (Figura 10).

Figura 10. Template de procesamiento de sónico dipolar (Imagen cortesía de Halliburton WP)

La anisotropía acústica y su orientación se pueden utilizar para determinar la orientación de las fracturas creadas en un trabajo de estimulación. Es por ello que la adquisición de esta tecnología antes y después de trabajos de fracturas es deseable. Los atributos acústicos, tales como la lentitud de las ondas P, el tiempo de tránsito rápido y lento de las ondas de corte, la identificación de fluidos compresivos en el espacio poroso y la orientación de la anisotropía, permiten un mejor análisis sísmico 3D. Su adquisición masiva y la unión con una traza sísmica, puede permitir la generación de cubos geomecánicos 3D, que pueden indicar areal y verticalmente, tendencias de la mejor zona para la perforación de pozos. Monitoreo microsísmico de Pinnacle™, un servicio Halliburton: durante la propagación de las fracturas en los trabajos de estimulación, el mapeo microsísmico provee una imagen 3D (orientación X-Y, altura y longitud) en tiempo real mediante la detección de eventos microsísmicos del subsuelo. Para llevar a cabo este monitoreo, se requiere de un pozo tratamiento (a estimular mediante fracturamiento hidráulico) y un pozo monitor el cual por diseño de estimulación, profundidad del objetivo y característica del reservorio, debe cumplir con un mínimo espaciamiento. En ocasiones especiales, el mismo pozo tratamiento puede funcionar también como pozo monitor (Figura 11). 21

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Figura 11. Geometría de la Fractura Hidráulica, Identificación de Riesgos Geológicos (fuente: Norm Warpinski, power point notes, Halliburton 2014)

Los sensores de monitoreo lejano comprenden la suite de diagnósticos incluyendo microsísmica de subsuelo FracTrac®, imágenes superficiales microsísmicas y monitoreo de microdeformaciones FracNetSM (Figura 12) y sensores de monitoreo cercano FiberWatch®. La microdeformación, monitoreada desde superficie o desde subsuelo, es excelente indicador de azimuth, buzamiento y complejidad vertical vs horizontal de la fractura, combinándola con la tecnología FracHeightSM puede indicar la altura y longitud de las mismas.

pozos en áreas aconsejables por mecánica de roca y la masificación de fracturas en los activos, otorgando a su vez datos importantes para una inversión sísmica robusta. REFERENCIAS 1. Anjaneyulu S, et. Al, 2011, Role of seismic attributes for sub-seismic fault/fracture characterization: A Kuwait example, SEG, 985-989. 2. Butorin A. V. and Zinnurova R., 2015. Features of Tyumen Formation facial structures according to the spectral decomposition, SPE, 176613-MS 3. Geoexpro, Vol.10, N2, 2014 4. Henning A., Rollins F. and Martin R., 2013, Investigation of near-vertical fluid escape feature above the Frampton anticline in the south central Gulf of Mexico utilizing improved seismic imaging and 3D geobody extraction, SEG, 1293-1297. http:// dx.doi.org/10.1190/segam2013-0640.1 5. Miao, Xiaogui, et al, Converted wave true amplitude prestack Kirchhoff migration, 2005 CSEG National Convention, May 2005, Calgary 6. Norm Warpinski, Halliburton Technology fellow. Power point notes. Integrating Fracture Diagnostic to Improve Microseismic Interpretation, Halliburton, 2014. 7. Partyka G, J. Gridley and J. Lopez, 1999, Interpretational applications of spectral decomposition in reservoir characterization, Geohorizons, 11, 58-61. doi:10.1190/1.1438295.

Figura 12. Microdeformación

La conjugación de EarthWorks Seismic Inversion dentro de la suite DecisionSpace® Geosciences, Xaminer™ Sonic y el monitoreo microsísmico y microdeformación, vinculado con flujos de caracterización de subsuelo, impulsan el valor de ingeniería para reducir drásticamente la curva de aprendizaje que rodea la optimización de plataformas, perforación de nuevos 22

8. Prisca S. C., Zhen L, Liu Z. and Liang A., 2015, Fine Tuned Pseudo Gradient attribute for Geobody identification and delineation, SEG, 619-623. http://dx.doi.org/10.1190/segam2015-5835519.1 9. Sulistyoati T. W., et al, 2011, Thickness estimation using gradient of spectral amplitude from spectral decomposition, SEG, 1923-1927. 10. XaminerSM Sonic Service bulletin, Halliburton 2015. PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Metodología Integral para Revitalización de Campos Maduros mediante Intervenciones de Pozos Autor: Rubys Hernandez, Halliburton

l método FEL (Front-End-Loading) ha sido ampliamente utilizado para definir proyectos bajo una guía general internacional en gestión de proyectos de inversión de capital. El FEL incluye seis fases: visualización, conceptualización, definición, implementación, operación y abandono (Figura 1). Las tres primeras fases de un proyecto o VCD (visualización-conceptualización-definición) corresponden a las etapas de planificación y formulación de proyectos, en los que se determinan las características finales y los beneficios del proyecto para la empresa, junto con todos los recursos necesarios para su implementación (Hernandez R., 2016).

Figura 1. Secuencia general del método FEL en la ejecución de proyectos.

El flujo de trabajo aplicado en los proyectos integrales de productividad de pozos fue adaptado basado en el método FEL, y ha sido aplicado en diversos campos de la cuenca Oriente de Ecuador como una herramienta para revitalizar campos maduros mediante la identificación y jerarquización de oportunidades de incremento de producción que se pueden implementar a corto, mediano y largo plazo. El método comprende la identificación y gestión de riesgos e incertidumbres, y la generación de las recomendaciones necesarias para crear valor, mejores prácticas y procesos analíticos. Este documento resume las actividades que ocurren durante las fases de visualización, conceptualización, y definición en proyectos integrales de productividad de pozos: • Visualización: identificación de escenarios para cada pozo, considerando todas las opciones; y determinación de las opciones que son técnicamente factibles alineadas con las estrategias de negocio. • Conceptualización: selección desde el punto de vista técnico, económico (costos clase III o IV) y de riesgos del escenario óptimo por pozo.

Rubys Hernandez Ingeniero de Petróleo egresado de la Universidad Central de Venezuela. Cuenta con 17 años de experiencia en la industria petrolera, donde se ha desempeñado como líder y consultor en reservorios, productividad de pozos y reinyección de cortes de perforación en más de 50 proyectos en Venezuela, México, Colombia, Ecuador, Brasil, Abu Dhabi y Oman. Actualmente es Reservoir Manager Consultant en Halliburton Ecuador.

Figura 2. Flujograma de trabajo para análisis de productividad (Fuente: Halliburton Consulting). PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

• Definición: diseño básico de los programas de intervención del escenario óptimo, con especificación detallada de los elementos principales, costos estimados clase II y cronogramas de ejecución. En cada fase, la información relacionada con las diferentes disciplinas (perforación/completación, producción, petrofísica, geología y reservorios) se organiza y analiza. La Figura 2 muestra el flujo de trabajo general para análisis de productividad de pozos, aplicado en Halliburton. El éxito del proyecto dependerá de la adecuada aplicación de la metodología y de la integración de los especialistas de cada disciplina. En campos maduros, la revisión de los diagramas mecánicos y la identificación de las causas de cierre en los pozos se consideran un aspecto crítico para definir los escenarios iniciales. Es buena práctica iniciar la visualización con la revisión de pozos inactivos e identificar los pozos que tienen posibilidad de reactivación. En aquellos pozos que no son viables operacionalmente, evaluar si las reservas remanentes del área justifican la perforación de reentradas o de pozos nuevos. En la etapa de diagnóstico se incorporan correlaciones estratigráficas y estructurales en diferentes direcciones con el fin de inferir la continuidad lateral del reservorio y su efecto en la producción de cada pozo. Se analiza el comportamiento de producción del pozo utilizando gráficos de producción, mapas de burbujas y estimando las reservas remanentes mediante curvas de declinación. Para diagnosticar origen del agua producida, son de gran apoyo los gráficos de diagnóstico (Chan, 1995), así como registros de adherencia del cemento y los valores de salinidad del agua producida, siendo este último un valioso trazador natural en campos que no están sometidos a inyección de agua. Frecuentemente, encontramos campos maduros con información histórica incompleta y/o con escasa documentación de las interpretaciones previas. Parte de esta metodología consiste en identificar las incertidumbres y riesgos del Pozo

Tabla 1 – Resumen de zonas p ro s p e c t i va s probadas y no probadas en el Campo B. 24

P01 P02 P04 P05 P07 P09 P12 P13 P14

proyecto, promoviendo la documentación y elaboración de planes para la adecuada mitigación de incertidumbres y manejo del riesgo. Visualización. Existen herramientas de valoración e identificación rápida de oportunidades en pozos, como el método de índice de eficiencia de producción (Reese 1996 y Tan et al., 2010). El índice de eficiencia de producción es un método útil para identificar rápidamente candidatos para mejorar la productividad, especialmente cuando el campo en estudio incluye un gran número de pozos y/o un corto tiempo disponible para el análisis. Sin embargo, la ubicación de los pozos en determinados cuadrantes puede estar afectada por la optimización del sistema de levantamiento y/o la representatividad de las pruebas de producción utilizadas para el análisis. Por ejemplo, pozos con producción controlada por tasa crítica y pruebas de producción no concluyentes/representativas (debido a tiempo insuficiente de evaluación), pueden enmascarar el potencial real del pozo. En estos casos, es recomendable apoyarse en herramientas alternativas como por ejemplo, disponer de un sumario petrofísico y de producción en todos los pozos y reservorios del campo. La Tabla 1 muestra un resumen realizado para identificar las zonas prospectivas mediante una comparación simple de propiedades de las rocas y la producción acumulada de petróleo: zonas probadas actualmente en producción (amarillo brillante), zonas prospectivas probadas sin producción (verde), zonas prospectivas no probadas (naranja), y zonas probadas actualmente abandonadas (amarillo claro). A primera vista se pueden distinguir las zonas con características de roca similares que producen o han producido en algunos pozos (amarillo), pero que no producen en otros pozos (verde); estas zonas representan futuros cambios de zona, que se deben analizar con más detalle para determinar las causas de baja productividad en algunos pozos: alto daño de formación; baja presión de reservorio; alta producción de agua, entre otras. Reservorio

Basal Tena

U Superior

U Inferior 0.00 0.00

0.00

0.12 0.06

T Superior

T Inferior

0.00

0.00 0.01 0.00

0.00 0.02

0.00

0.00 0.28 0.00 0.12 0.00

Hollin Superior 0.49 1.14 2.28 0.01 2.00 0.00 1.07 1.26 0.44

Zonas probadas actualmente taponadas o abandonadas

Zonas prospectivas probadas sin producción

Zonas prospectivas probadas, actualmente en producción

Zonas Prospectivas, no probadas

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

En los proyectos integrales de productividad de pozos, la fase de Visualización incluye tres matrices principales: diagnóstico, productividad y riesgo técnico. La información analizada en cada pozo se resume en una matriz de diagnóstico que permite documentar y valorar las posibles causas que afectan su productividad y visualizar las acciones necesarias para la reactivación del pozo y/o aumento de producción. Esta matriz integra los aspectos geológicos, petrofísica (calidad de la roca, reservorios probados, y contactos de fluidos originales y actuales), eventos relevantes ocurridos durante la perforación y completación, calidad del cemento, eficiencia de los disparos, presiones originales y actuales del reservorio, reservas actuales y remanentes, producción de orgánicos y/o inorgánicos, y sistema de levantamiento. El diagnóstico se considera la etapa más importante en un proyecto de productividad, ya que a partir de este se propondrán las soluciones adecuadas que definirán la rentabilidad de los escenarios. Algunas de las causas más frecuentes de baja productividad en los pozos de la cuenca oriente son: • Alto daño de formación incurrido durante la perforación y/o completación de pozos. • Baja presión en reservorios estratigráficos. Incluso es posible encontrar reservorios con presiones actuales por debajo de la presión de burbuja, como ocurre en algunos campos de la cuenca en las formaciones Napo U, Napo T y Basal Tena. • Baja permeabilidad absoluta. • Alto corte de agua en el reservorio Hollín, como resultado de mala cementación primaria, canalización, conificación y/o comunicación mecánica entre los intervalos productores. • Daño de formación ocasionado por migración de finos. La matriz de diagnóstico además de permitir visualizar oportunidades para mejorar la producción en el campo, ayuda a identificar las principales incertidumbres/riesgos del proyecto: a. Aun en campos maduros, la presión actual del reservorio, la permeabilidad efectiva al petróleo, su continuidad lateral y/o la conectividad de los cuerpos de arenas son una gran incertidumbre que limita la aplicación de las soluciones propuestas para incremento de producción, como estimulaciones matriciales o fracturamientos hidráulicos. Para reducir la incertidumbre de estos reservorios durante PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

esta fase del proyecto se sugiere, por ejemplo: revisión/generación de una base de datos de presión robusta; análisis del comportamiento de presión y la identificación de límites de reservorios soportado por el análisis presiones transitorias; generación de un plan de captura de información antes, durante y posterior a la ejecución de intervenciones a pozos. b. La integridad mecánica actual de los pozos debido a su longevidad y/o alto contenido de fluidos corrosivos. El problema de la corrosión es común en muchos campos de la cuenca Oriente, siendo tan severo en algunos pozos que secciones completas del revestimiento desaparecen. Para reducir la incertidumbre respecto a la integridad mecánica del pozo, se requiere incorporar en los programas de reactivación la toma de registros de integridad de revestimientos, especialmente en los pozos más antiguos, y en reservorios con alto contenido de fluidos corrosivos. c. Otra incertidumbre común está relacionada con la ubicación actual del contacto agua-petróleo. En este caso, se recomienda la toma de registros de cemento (en caso de no haberlos recientes), así como registros de saturación y/o rayos gamma espectral para inferir la ubicación actual del frente de agua. De acuerdo con los problemas identificados en la etapa anterior (matriz de diagnóstico), se aplica una matriz de productividad para seleccionar las técnicas, tecnologías y/o procedimientos generales que permitirán mejorar la productividad del pozo (Fig. 3). Para estimar la producción esperada en cada escenario, se aplica el flujo de trabajo mostrado en la Figura 4. Las curvas de oferta (IPR) se construyen utilizando ecuaciones de Darcy o Cinco Ley para una mejor evaluación de las variables de incertidumbre. La matriz de riesgo técnico permite evaluar cuantitativamente el escenario técnico con su riesgo asociado. En cada pozo se pueden definir unos o más escenarios, en el mismo o diferente reservorio. Se cuantifica la complejidad y la definición y su respectivo efecto en la valoración de cada oportunidad. La matriz de evaluación técnica incluye: (a) evaluación del subsuelo, (b) evaluación del pozo, y (b) evaluación de la propuesta de trabajo. Cada matriz evalúa lo siguiente: • La complejidad: identifica la complejidad del reservorio, pozo y trabajo propuesto. Se evalúa en una escala de 0 a 25: 0 a 5 (baja), 5 a 10 (medio-bajo), 10 a 15 (me25

Figura 3. Ejemplo de secuencia de la matriz de productividad: causas y soluciones generales.

dio), 15 a 20 (media-alta), y 20 a 25 (alto). • La definición: indica el nivel de conocimiento que existe sobre el reservorio, pozo y trabajo propuesto (incluye el nivel de madurez de la tecnología, su aplicación en el Ecuador y en el mundo, la producción estimada, y el costo estimado clase V). En otras palabras, se cuantifica la información capturada y su nivel de procesamiento. Se evalúa en una escala de 5 a 20: 5 a 10 (final), 10 a 15 (primaria), y de 15 a 20 (preliminar); pero se normaliza con la misma escala de la complejidad para el cálculo del final del índice de riesgo técnico.

Una vez que se califican todos los escenarios en cuanto a complejidad y definición, se calcula el índice de riesgo técnico ponderado (Tabla 2) para jerarquizar los escenarios comparando este índice con los aspectos económicos (eficiencia de la inversión, valor presente neto o costo del trabajo/ producción acumulada a dos años). La Figura 5 muestra un ejemplo gráfico de cuantificación del riesgo versus los indicadores económicos en dos campos maduros de la cuenca Oriente. El tamaño de la burbuja representa el valor de la tasa inicial de petróleo (determinística).

Figura 4 – Flujo de trabajo para la estimación de tasas iniciales: entradas y salidas en las fases de Visualización y Conceptualización (Hernandez R., 2016). 26

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Pozo

Reservorio

Evaluación de Subsuelo Complejidad

Definición

Evaluación de Pozos Complejidad

Definición

Evaluación del Trabajo Propuesto Complejidad

Definición

Índice de Riesgo Técnico

P04

5.25

14.50

8.50

25.00

5.40

8.75

11.23

P05

5.25

14.50

11.50

25.00

0.20

3.75

10.03

P06

5.25

14.50

8.50

25.00

3.00

5.25

10.25

P06

5.25

14.50

8.50

25.00

1.10

5.25

9.93

P08

4.63

13.69

8.50

25.00

3.00

5.25

10.01

P08

5.25

16.13

8.50

25.00

3.00

3.75

10.27

P09

5.25

16.13

8.50

25.00

3.00

6.00

10.65

P10

4.63

15.31

8.50

25.00

3.00

5.00

10.24

P10

5.25

16.13

8.50

25.00

3.00

5.31

10.53

P12

4.63

13.69

8.50

25.00

2.50

11.44

10.96

P12

5.25

16.13

8.50

25.00

3.00

5.31

10.53

Tabla 2 – Ejemplo de resultados de evaluación de riesgo técnico durante la fase de Visualización.

Figura 5 – Campo A: Riesgo técnico versus eficiencia de la inversión (figura superior). Campo B: Riesgo técnico versus Costo de la intervención/producción acumulada de petróleo a 2 años.

Conceptualización. Los escenarios de la fase anterior se analizan con más detalle para establecer la tasa de producción probabilística y evaluar la incertidumbre de las variables que afectan el éxito volumétrico del trabajo propuesto, y por último, seleccionar los mejores escenarios en cada pozo de acuerdo con los resultados técnicos y económicos sin eliminar los escenarios que representan objetivos secundarios y pueden ser incorporados al plan de ejecución a mediano o largo plazo. En la fase de conceptualización es posible disponer de información adicional, ya sea previa o recién adquirida, que modifica la definición de algunos esPGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

cenarios y consecuentemente, el riesgo técnico estimado. Con una adecuada identificación y manejo de los riesgos técnicos, se selecciona el mejor escenario de cada pozo. Definición. En la fase de definición, los escenarios seleccionados en cada pozo se complementan con información adicional, cálculos, simulaciones y pruebas, así como las propuestas operacionales y programas de reacondicionamiento con estimados de costos clase II. Ejecución y calibración de la incertidumbre: Una vez que se ejecutan los trabajos de reacondicionamiento es importante llevar un 27

control de los resultados y comparación de los parámetros iniciales utilizados para el estimado de producción y los obtenidos luego de la captura de información (incluyendo la presión, permeabilidad y daño de formación). La Figura 6 muestra un ejemplo de calibración de resultados obtenidos en tasas de producción de fluido en el Campo B. Conclusiones El método FEL ha sido adaptado para el análisis integral de productividad de pozos, permitiendo generar un portafolio de oportunidades

para revitalizar campos maduros por medio de intervenciones en pozos. Estas intervenciones se llevan a cabo a corto, mediano y largo plazo, en línea con la identificación y gestión adecuada de los riesgos e incertidumbres. El flujo de trabajo aplicado proporciona una gran fiabilidad como una solución rápida para soportar el incremento de producción mediante intervenciones de pozos en campos maduros. En proyectos realizados hasta la fase de ejecución, se han obtenido valores de tasas iniciales entre P5 y P90 e incrementos totales de producción de petróleo de hasta 54%.

Figura 6 – Comparación de tasa inicial de fluido en trabajos ejecutados en el Campo B.

BIBLIOGRAFÍA 1. Hernandez, R., Bustillos S. 2016. Integrated Productivity Analysis for Revitalizing a Mature Field in Ecuador. Presented at the SPE Europec featured at 78th EAGE Conference and Exhibition held in Vienna, Austria, 30 May–2 June 2016. SPE-180093-MS. 2. Reese, R. D. 1996. Completion Ranking Using Production Heterogeneity Indexing. Presented at the SPE Annual Technical Conference and

Exhibition, Denver, Colorado, USA, 6-9 October. Paper SPE-36604-MS. http://dx.doi.org/10.21218/36604-MS. 3. Tan, J.S., Del Castillo Y., Reese, R.D., and Pinzon, C. 2010. Performance Analysis for Candidate Recognition. Presented at the Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Lima, Peru, 1-3. December. Paper SPE-138229MS. http://dx.doi.org/10.2118/138229-MS.

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EXPLORACIÓN

Geomecánica una disciplina que debe estar presente en la vida útil de un campo: de la exploración a la producción Autores: Anna Paula Lougon Duarte, Lenin Mora y Iliana Soriano, Schlumberger 1. Introducción: La geomecánica tiene un rol significativo en el proceso de toma de decisiones durante la exploración, desarrollo y producción de los campos (Figura 1). Para predecir y entender el comportamiento geomecánico de una cuenca, la simulación de las magnitudes y direcciones de los esfuerzos y de las presiones son fundamentales. El modelamiento geomecánico es consistente con la sísmica y la geología y representa por sí mismo el puente entre las geociencias y la perforación. Tradicionalmente los servicios de geomecánica tienen un enfoque unidimensional que centra su atención en la información del pozo para identificar, predecir y prevenir tiempos no productivos (NPT) en la perforación y la producción. No obstante, es cada vez más frecuente que las operadoras consideren el impacto de la geomecánica en el yacimiento desde la planificación hasta la gestión de desarrollo del campo en el tiempo. La geomecánica y el comportamiento del yacimiento están estrechamente vinculadas: las variaciones de las presiones del yacimiento (producción/inyección) afectan a los esfuerzos y desplazamientos en el reservorio y a las rocas circundantes. A su vez esto afecta las propiedades del yacimiento (porosidad, permeabilidad,

etc.) lo que impacta tanto al yacimiento como en el comportamiento de los pozos individuales. Esta compleja respuesta puede ser modelada utilizando técnicas numéricas avanzadas, no sólo en el yacimiento, sino también en las capas superiores sobrecarga. (Aguilera et all - 2011). El conocimiento y comprensión adecuada de la historia de la producción y del campo pueden prevenir problemas geomecánicos que en casos extremos, podría conducir a eventos catastróficos, como la pérdida del control de pozo durante la perforación o la pérdida de un pozo de producción. (Duarte 2008). Junto con otros operadores, varios NOC y IOC han asumido el reto de explorar y producir hidrocarburos en campos cada vez más complejos. Con el fin de responder a este desafío, una evaluación geomecánica es clave para una perforación eficiente y segura. Este documento presenta ejemplos donde la geomecánica puede ayudar durante todo el ciclo de vida del campo, utilizando soluciones acopladas para los análisis de comportamiento dinámico del yacimiento, mostrando cómo la depletación puede modificar los esfuerzos actuantes y aumentar el riesgo de sufrir colapsos en la tubería de revestimiento, compactación y/o subsidencia e incluso la reactivación de fallas.

Figura 1 - Impacto de la geomecánica en exploración y producción PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

EXPLORACIÓN

2. Metodología: En la Figura 2 se puede ver un resumen del flujo de trabajo para un estudio de geomecánica integrado: desde la sísmica, pasando por la perforación y producción. Para los flujos del modelo Geomecánico - 1D, centrado en pozos se calcula la presión de poros, además se obtienen propiedades de roca (deformabilidad y resistencia) que serán utilizadas en la estimación de los gradientes de colapso de la roca. Los parámetros obtenidos del modelo geomecánico (Mechanical Earth Model- MEM, por sus siglas en inglés) se ingresarán directamente a un simulador de estabilidad (en este caso TECHLOG*), el cual suministra una metodología que integra la información de algunas disciplinas (incluyendo diversas trayectorias) y predice los límites de estabilidad mecánica del pozo como la presión de poros, esfuerzo horizontal mínimo, presión de fractura y presión de colapso a lo largo del pozo. Así como el MEM-1D, el MEM-3D es la descripción geomecánica de diferentes parámetros: propiedades elásticas (módulo Young, relación de Poison), propiedades de resistencia (resistencia no confinada y ángulo de fricción) y los esfuerzos in situ (vertical, mínimo horizontal, máximo horizontal, su orientación y presión de poros), para la sección estratigráfica entera sobre el volumen analizado. Esto considera la variación espacial de propiedades y esfuerzos debido a la presencia de fallas y superficies y es construido en la plataforma PETREL RG*, software con la capacidad de simular este comportamiento junto con el simulador VISAGE para los cálculos de campos de esfuerzos. Para calcular un campo de esfuerzos en 3D, VISAGE generalmente aplica tres tipos de cargas

al modelo: gravitacional, de frontera y presión de poros. Un cuarto tipo de carga, térmica, también puede ser incluida pero el cálculo de temperaturas normalmente sólo es realizado en asociación con las simulaciones dependientes del tiempo, consideradas más adelante (por ejemplo: inyección de agua fría en un depósito caliente). Las cargas gravitacionales se calculan a partir de la densidad asignada en cada punto; las condiciones de frontera fueron descritas en la sección anterior; y las presiones de poro son escogidas para representar el estado de pre-producción. Una vez que las propiedades son asignadas y las condiciones de frontera son definidas, VISAGE calcula un campo de esfuerzos en 3D que satisface todas las ecuaciones gobernantes. Cada componente del tensor de esfuerzos cambia de acuerdo con las variaciones locales de propiedades mecánicas y presiones de poro, la presencia de fallas cercanas y fracturas, y el campo de regional de esfuerzos aplicado sobre las fronteras. La Figura 4 muestra el esfuerzo efectivo vertical para una capa sencilla del yacimiento, y los rastros de falla que son la proyección de rasgos planos a la superficie. Nótese cómo la magnitud del esfuerzo efectivo cambia notablemente cerca donde se interseca una falla. Tan pronto se obtiene un campo de esfuerzos 3D satisfactorio, su magnitud y su orientación en cada pozo pueden ser comparadas con los colapsos o las fracturas inducidas. Entonces se puede ajustar el campo de esfuerzos (cambios generales) o a rasgos locales como fallas (cambios en pozos específicos) para asegurar concordancia con los datos disponibles. El primer tipo de simulación real implica sólo tensiones y deformaciones, sin flujo de fluidos asociado. Este tipo de simulación puede ser eje-

Figura 2 - Flujo de Trabajo: Geomecánica Avanzada 30

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geoestadísticas para generar los modelos de propiedades mecánicas 3D del campo. Las propiedades mecánicas de las fallas serán asignadas desde una base de datos falla por falla. Schlumberger usará entonces las propiedades del modelo PETREL, con el escalamiento apropiado (si fuera necesario), agregando sobre, debajo y lateralmente las cargas necesarias para obtener los modelos 3D del campo. Se requiere adicionar celdas de tal forma que los límites del modelo se localicen lo suficientemente lejos del reservorio para eliminar los efectos de frontera en el modelado mecánico. El mapa completo de esfuerzos entonces se convierte en una herramienta valiosa para planificar nuevos pozos y entender el comportamiento de pozos existentes. La estabilidad de pozo puede ser evaluada en cada punto a lo largo de una trayectoria planificada o existente incluyendo el análisis de las diferentes direcciones de perforación en relación con la orientación local de esfuerzos principales. Además de ser una información vital para poder desarrollar proyectos de optimización de producción que tomen en cuenta la magnitud y dirección de los esfuerzos. Este Modelo de Esfuerzo - Deformación construido en el simulador de elementos finitos podrá ser acoplado a un modelo de simulación de reservatorio (tal como ECLIPSE), con esta información se podrá evaluar de manera combinada modelos dinámicos y la interacción de estos con el modelo geomecánico, dando lugar a un modelo geomecánico 4D con escenarios para simulaciones.

EXPLORACIÓN

cutado usando VISAGE solamente, sin ECLIPSE (o similar). El estado de esfuerzos 3D a ser simulado corresponde al estado de esfuerzos de pre-producción inicial. Las principales actividades de este proceso son: • Asignar la presión de poros a cada elemento representando el estado inicial o estado actual (presente). • Calcular el estado de equilibrio de esfuerzos bajo cargas de gravedad, de frontera y de presión de poros. • Verificar la convergencia numérica de la solución. • Asegurar que todos los niveles de esfuerzo en el yacimiento son comparables con los valores esperados. • Examinar las variaciones de las magnitudes de esfuerzo y su orientación alrededor de las fallas. • Comparar los esfuerzos en las posiciones de los pozos versus el MEM-1D y con registros/ imágenes donde se tengan disponibles. • Valorar las implicaciones del campo de esfuerzos para la estabilidad de los pozos: pasado, presente y futura. La Figura 3 muestra el flujo de trabajo típico para la construcción de un modelo geomecánico 3D. Las propiedades de roca contenidas en los MEM 1D obtenidos en la etapa anterior del estudio, serán pobladas en el modelo de PETREL existente, mediante la utilización de técnicas de

Figura 3 - Construcción de un modelo Geomecánico 3-D

Figura 4 - Campo de Esfuerzos 3-D Stress calculados por VISAGE PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

EXPLORACIÓN

3. Ejemplos 3.1 - Estudio de caso 1D-MEM - Estudios de Propensión de Arenamiento Conforme a lo expuesto, un modelo mecánico del subsuelo (MEM) es una representación numérica de los estados de esfuerzos y las propiedades mecánicas de las rocas en una sección estratigráfica específica (Plumb et al, 2000). En el MEM construido para este estudio se utilizó la información obtenida de pozos vecinos. Captura toda la información relevante de perforación, terminación, registros eléctricos, geología, LOT’s (Pruebas de Leakoff), petrofísica, y otras fuentes. Fue construido con el fin de evaluar la propensión de arenamiento en el yacimiento. Conforme puede ser visto en la Figura No. 5 se obtiene de manera sólida informaciones que permiten optimizar la planificación y la trayectoria, lo que mejora tanto el rendimiento de perforación y la producción. A partir del modelo 1D actualizado con la información adquirida en el pozo de interés, en la sección del yacimiento se pudo realizar un análisis de propensión de arenamiento para los intervalos disparados en una completación simple y establecer un “drawdown” crítico para minimizar el riesgo de producción de arena durante la producción. Se evidencio la importancia para este tipo de yacimiento con arenas no-consoli-

dadas a poco consolidadas donde un enfoque integrado basado en geomecánica podría aportar en conjunto con los análisis de petrofísica, de selección de cargas de disparos y de productividad, proveer de este análisis perforaciones selectivas y el rango de drawdown crítico. 3.2 - Estudio de caso 3D – Análisis para Estabilidad de Pozo y Geomecánica de Yacimiento Un MEM-3D fue desarrollado para el campo con el propósito de evaluar el estado de pre-producción de los esfuerzos in situ en los yacimientos, este modelaje fue coherente con los análisis 1D existentes, y permitirá realizar simulaciones para evaluar diferentes escenarios como análisis de arenamiento, optimización de los diseños de completación, entre otros. Resultados de estos estudios pueden ser vistos en las Figuras 6 y 7. Aun siguiendo la modelaje tridimensional, un MEM-3D fue desarrollado para el campo Pazo Azul con el propósito de minimizar los riesgos durante la perforación al perforar zonas fracturadas en zonas con presencia de intrusiones ígneas en la Formación Napo y presencia de sistemas de fallas asociado a las mismas. A partir de este modelamiento fue posible capturar las variaciones de las magnitudes de los esfuerzos in situ y en su dirección debido a las anomalías mencionadas; a manera de establecer mejora en la localización y trayectoria de los pozos, puntos de revestimientos, optimización del programa de densidades de lodos como en las prácticas operativas.

Figura 5 Ventana de Estabilidad y propensión de arenamiento para el Yacimiento M1 en Apaika A-011. SPE 177130, Bravo and Rabanal, 2015.

Figura 6 Expresión sísmica anomalía inducida por la masa ígnea (imagen superior). Sistema de falla/fractura (imagen inferior) en formación Napo. SPE 94758- Frydman y Torres, 2005. 32

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EXPLORACIÓN

Figura 7 Proyecto geomecánico 1D-3D en la cuenca Oriente. Permitió determinar el estado de esfuerzos inicial pre-producción en 4 yacimientos: M1, U superior e Inferior, y T. SPE 138914, Torres y Frydman, 2010.

4. Conclusiones La geomecánica es fundamental para la gestión óptima del reservorio a fin de obtener la máxima productividad y recuperación. La evaluación de los esfuerzos in situ es un factor clave y normalmente éstos son estimados erróneamente. Los datos de entrada fungen un papel fundamental en la calibración de los modelos 1D que nos servirán de base para la calibración del modelo 3D; por lo tanto, la información del pozo así como la información 3D del campo darán como resultado un modelo más certero sobre las condiciones (y riesgos) actuales y futuros a los que se enfrentarán durante todo el ciclo de vida del proyecto. El conocimiento de la dirección y estimación de la magnitud del esfuerzo en el campo/pozo proporcionan información que puede ayudar a optimizar los planes de desarrollo del mismo y

proveen información crítica sobre el diseño de los perfiles de densidad del lodo para la perforación de pozos. El análisis de elementos finitos especializado puede reproducir los efectos de rotación de los esfuerzos por secciones geológica y/o cercanías de fallas. Flujos de trabajo que incorporan los modelos geomecánicos son un componente importante para anticipar y reducir problemas de estabilidad y se ha demostrado como un componente fundamental para la explotación y el desarrollo del reservorio. Las metodologías descritas en este documento permiten a los operadores optimizar trayectoria del pozo mejorando el rendimiento de perforación y producción. Estudios de producción de arena basada en modelamiento geomecánico son un excelente aliado para extensión de la vida útil del reservorio, gestionando la producción de una manera segura.

BIBLIOGRAFÍA 1. Aguilera L., PEMEX, Duarte A., Schlumberger et al. 2011. “Geomechanics and Pore Pressure Considerations for Successful Deepwater Exploration Drilling”. SPE Western Venezuela Petroleum Section. Society of Petroleum Engineers. SEP WVS 040. 2. Bravo O., Mora L. Rabanal J., Schlumberger et al. 2015. “Integrated Reservoir Analysis for Optimizing Production when there is High Potential for Sanding” SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Society of Petroleum Engineers. SPE Paper 177130. 3. Duarte, A.P.L., Jorge, H.B., Sampaio Jr., K., and Carvalho, L. 2008. Field Knowledge Management. Paper presented at the IADC International Deepwater Drilling Conference & Exhibition, Rio de Janeiro, Brazil. PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

4. Frydman M., Torres M.E., Schlumberger et al., Casalis D.J., Pecom Energia SA et al. 2005. “3D Analysis for Wellbore Stability: Reducing Drilling Risk in Oriente Basin, Ecuador”. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Society of Petroleum Engineers. SPE Paper 94758. 5. Sierra F., Nayda T., León S., Morales O., Bastidas M. Petroamazonas EP, Schlumberger et al., 2015. “Bloque 7: Desarrollo y Producción en la Nueva era Petrolera” ISBN Obra Independiente: 978-9942-21-867-4. Quito, Ecuador. 6. Torres M.E., Frydman M., Goddyn X., Schlumberger et al. 2010. “Geomechanics Aspects of the Oriente Basin, Ecuador, South America”. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Society of Petroleum Engineers. SPE Paper 138914. 33

Instalación de Completaciones Duales en el Campo Libertador

Rubén Narváez Ingeniero en Petróleos (EPN) con 14 años de experiencia nacional e internacional en el área de Perforación y WO. Actualmente se desempeña como Jefe de Perforación y Workover para Tecpetrol Ecuador.

Paulo Villamarín Ingeniero en Petróleos (UCE) con 10 años de experiencia en las áreas de Reservorios, Producción y Perforación. Actualmente Ingeniero Senior de Perforación y Workover para Tecpetrol Ecuador.

Autores: Rubén Narváez y Paulo Villamarin, Tecpetrol Ecuador Coautor: Oscar Ponce, Petroamazonas EP

l Consorcio Pardaliservices S. A., dentro de sus actividades de inversión llevó a cabo la instalación de dos completaciones duales concéntricas en el campo Libertador – Atacapi operado por PAM EP, siendo estas las primeras en ser colocadas en dicho campo. Durante el desarrollo de estos trabajos se presentaron problemas operativos que debieron ser resueltos sobre la marcha, buscando soluciones ajustadas a la realidad de los pozos. Introducción En el año 2012 el Consorcio Pardaliservices S. A., inicia operaciones bajo contrato de Servicios específicos en el campo Libertador – Atacapi operado por la empresa estatal Petroecuador EP (actual Petroamazonas EP). Dentro del plan de inversión se contemplaba la instalación de completaciones duales para producir por separado dos arenas de manera simultánea. Los pozos Secoya 37 y Secoya 39 fueron los elegidos para ser completados bajo este sistema de levantamiento artificial. Estos pozos cumplían con los requisitos previos de selección que incluía entre otros factores las condiciones petrofísicas de los reservorios, integridad mecánica de las tuberías de revestimiento, geometría, surveys, tortuosidad, reservas remanentes, productividad, etc. La planificación de los trabajos inició con la selección de un equipo de Workover adecuado para las operaciones que se tenía previsto realizar. Se necesitaba contar con un equipo de al menos 650 HP que garantizaba la suficiente capacidad de carga para manejar los pesos y arrastres estimados durante la etapa de ingeniería. Los equipos convencionales utilizados en el área son de 550 HP. La geometría mecánica de los dos pozos seleccionados tenía un arreglo de casing de 9 5/8” y un liner de producción de 7”, lo cual permitía colocar una instalación dual concéntrica de manera tal que las bombas eléctricas sumergibles se alojarían una en cada casing. Tanto el pozo Secoya 37 como el pozo Secoya 39 fueron perforados con una arquitectura tipo S, con un ángulo máximo de desviación de 31° y 25° respectivamente, los dos atravesando de manera vertical los reservorios de interés.

Para estas instalaciones se tenía contemplado usar tubing THS-Blue Cr 1 L80 de 2 7/8”, 3 ½” y casing de 5 ½” con conexiones Premiun THS-Blue, lo que garantizaba que a futuro no se tendría problemas de comunicación tubing – casing debido a falla en las uniones como las que se habían observado en pozos con conexiones EUE. Operación El programa general de operaciones contemplaba 7 etapas claramente diferenciadas: 1. Retirada de la instalación existente. 2. Aislar con tapón recuperable RBP la formación productora. 3. Punzar la nueva capa de interés y evaluarla. 4. Recuperar tapón RBP. 5. Realizar carrera de calibración Dummy para asegurar el paso de los dos equipos eléctricos sumergibles + Y-tool y accesorios. 6. Bajar instalación final dual concéntrica con 2 7/8” inner string + 5 ½” casing + equipos eléctricos sumergibles. 7. Finalmente la puesta en marcha de cada bomba. Se elaboraron matrices de riesgos operativas (Figura 1) considerando todos los posibles y potenciales riesgos que se podían presentar durante el desarrollo de las operaciones anteriormente descritas. Pozo Secoya 37 Se iniciaron operaciones de reacondicionamiento el 16 de noviembre del 2013, teniendo como objetivo ampliar el punzado de la Arenisca T inferior, punzar la Arenisca U inferior, evaluar y completar el pozo con una instalación Dual Concéntrica para producir de las Arenas U inferior y T inferior por separado. Las 4 primeras etapas del programa de operaciones se realizaron en 16 días sin presentar problemas. Con los datos obtenidos en el ensayo se diseñaron los equipos eléctricos sumergibles a ser corridos en la instalación final para U inferior y para T inferior. El siguiente paso fue la carrera de calibración del pozo con un ensamblaje que simulaba la rigidez de los equipos a ser bajados. Esta operación era fundamental para verificar que la tortuosiPGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Figura 1. Matriz de riesgos operativos Pozo Secoya 37

dad del pozo no fuera un problema durante la colocación de la instalación final más aún cuando esta no podía maniobrarse ni rotarse. Si esta carrera de calibración era limpia, había un alto porcentaje de posibilidades que la colocación del equipo dual también lo sería. Se utilizó con éxito un BHA combinado para 7”csg y 9 5/8”csg, que consistía de: 1. 6” centralizador 2. 3 x 5 1/2” BTC 3. 6 “ centralizador 4. 38 x 3 1/2”IF DP 5. 8” centralizador 6. 3 x 7” BTC 7. 8” centralizador Se armó y colocó la instalación final, como se muestra en la Figura 2, acorde al programa operativo establecido con un arreglo dual concéntrico, 3 bombas para U superior y 2 bombas para T inferior, utilizando tubing 2 7/8” Cr1 THS-Blue por el interior del casing de 5 ½” THS-Blue, de tal manera que la producción de la arena T infePGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Figura 2. Esquema Mecánico G Dual Concéntrica Propuesto 35

rior se recuperaba por la tubería de 2 7/8”, y la producción de la arena U inferior se recuperaba por el anular 5 ½” – 2 7/8”, como lo muestra el esquema mecánico anterior. Para la puesta en marcha de la instalación final se consideró un procedimiento que consistía en arrancar primero el equipo BES inferior y luego el equipo BES superior. El equipo inferior arrancó sin problemas disminuyendo progresivamente su PIP hasta llegar al punto de estabilización. Se procedió a arrancar el equipo superior realizando varios intentos sin éxito. Los parámetros tomados en superficie mostraban que el equipo se encontraba atascado. Luego de varios intentos el eje de la bomba se rompió. Se realizó el pulling de la instalación. En superficie se constataron los daños del equipo BES superior: Bomba Superior: • Eje giro trabado y con evidencias de recalentamiento. • Impulsores y difusores con evidencia de sólidos magnéticos y abrasivos. • Impulsor localizado en la cabeza de la bomba presenta roto el hub, con desgaste severo en top shroud y en balance ring. • Arandelas de desgaste de upthrust inexistentes. Bomba Inferior: • Sleeve bearing de la cabeza de la bomba roto. • Presencia de recalentamiento en la base del eje. • Coupling localizado entre la bomba y el manejador de gas roto en la mitad. Manejador de Gas • No se puede recupera las etapas del eje. • No es posible desarmar el manejador de gas. Motor • Motor presenta resistencia entre fases balanceada: Fase-Fase: 1.8 Ω / 1.8 Ω / 1.8 Ω; Fase-Tierra = 2000MΩ. Posterior a obtener los resultados del teardown se tomaron las siguientes consideraciones para la corrida de la siguiente completación: Revisión y aplicación del procedimiento de Shiming en el campo para los equipos Eléctricos Sumergibles. • Realizar una alerta técnica para todo el personal de campo con respecto al procedimiento de armado de Y – Tool. • Pruebas metalúrgicas del eje y coupling. • Indicar el último valor medido del eje y facilidad de giro del mismo, desde la cabeza de la bomba superior previo al acople de la descar36

ga de la bomba. La segunda corrida de la completación dual en este pozo se realizó considerando los puntos anteriores y aplicando las lecciones aprendidas. Pozo Secoya 39 Las operaciones en el pozo Secoya 39 se ejecutaron de forma similar a las del pozo anterior. De igual manera el procedimiento de arranque de las bombas eléctricas sumergibles. La diferencia de este trabajo radicó en que se usó la curva de aprendizaje y se tomó en cuenta los puntos mejorados de la segunda de la instalación dual del pozo Secoya 37; sin embargo, se volvió a tener problemas con el arranque del equipo superior que mostraba alta carga en superficie. Este nuevo evento nos mostraba que el diseño utilizado en el pozo Secoya 37, no se adaptaba a las condiciones del pozo Secoya 39, a pesar de que geométricamente su construcción era más suave que la del otro pozo. Igual que en el pozo Secoya 37, se tuvo que sacar la instalación a superficie, pero esta vez la solución pasaba por darle a la bomba superior cierta libertad para que se pueda mover en sentido axial pues entendíamos que el problema estaba en que la bomba superior se asentaba sobre el pump support y hacía que el equipo se mantuviera rígido en toda su longitud lo que a su vez combinado con los arranques sucesivos provocaban un efecto de compresión en el equipo, impidiendo el giro libre de los componentes de la bomba hasta el punto de ruptura. La mejor alternativa técnica era usar un pump support flotante, que consiste de una base fija y por sobre la misma un bastidor telescópico deslizable el cual permite que el equipo tenga libertad en el eje vertical. Sin embargo, el mismo no estaba disponible en el país. Se requería entonces de un elemento que le permitiera trabajar al equipo BES superior de una manera similar a la que se comportaría una completación tradicional de una sola capa. Se generó un diseño utilizando una camisa de refrigeración que sería acoplada al pump support con una conexión que permitiera un pasaje de fluido por la base del encamisado. Se diseñó una herramienta con orificios de diámetro nominal similar a una camisa de circulación de 3-1/2” pero con resistencia para soportar el peso del encamisado del equipo eléctrico. La siguiente tabla, muestra la comparación entre las instalaciones finales colocadas en el pozo Secoya 39: Conclusiones: En los dos pozos mostrados el problema de PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

PGE PETRÃ&#x201C;LEO & GAS - DICIEMBRE 2016

diseño a resolver fue el arranque forzado y atascamiento de la Bomba superior. El pulling de los dos equipos mostraron en superficie daños similares. En el caso del pozo Secoya 37, a pesar de que para la segunda colocación de la instalación se hicieron los ajustes en el espaciamiento del equipo BES superior, se tuvo problemas con el arranque iguales a la primera corrida; sin embargo, no fueron tan severos como en la primera corrida lo que permitió que el equipo quedará en producción. Para el Secoya 39, se usó el mismo diseño de la segunda corrida del pozo Secoya 37; sin embargo, los resultados fueron negativos. Entendimos que el problema era la rigidez del equipo BES superior el cual tenía dos puntos fijos de anclaje. La solución planteada para el problema del pozo Secoya 39, fue manejar un diseño mecánico que permitiera a la bomba superior trabajar como si estuviera suelta igual que en una instalación simple. Para las bombas inferiores en todos los casos

los arranques fueron normales. La completación inferior funcionaba de igual manera que una completación simple. El pulling de los equipos en ambos casos fue exitoso. Se tuvieron tensiones cercanas a las 300 Klbs que no representaron problemas debido a que se usó un equipo de reacondicionamiento que pudiera manejar esos parámetros. En todas las corridas de la instalación dual, la colocación de los equipos fue limpia, sin contratiempos operativos, ni demoras debido a problemas operativos.

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La Ingeniería de Certificación en Rigs de Perforación y Estructuras de Acondicionamiento W.O. Onshore acorde a la práctica API RP 4G CAT III & IV

l Project Management tradicional con el que se manejan el 95 % de los proyectos petrolíferos de perforación a nivel mundial; nos brinda una herramienta como es el Iron Triangle (Triángulo de Hierro), mismo que pauta las principales variables a considerar como son: el tiempo, el costo y el alcance; esto con el objetivo de balancear dichas variables para alcanzar altos índices de calidad, sin dejar de lado la seguridad y el cuidado del medio ambiente.

FUENTE: TRIPLE CONSTRAINT THEORY / PROJECT MANAGEMENT TRIANGLE (PMT) Zaeem Ahmad Siddiqui, PMP.

En este sentido, en la práctica de Ingeniería de Proyectos de Perforación se entiende la importancia de dichas variables para asegurar confiabilidad de operación y reducir tiempos perdidos de equipos (Down Time Equipment, NPT PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Not Productive Time). Una de las principales prácticas para mantener el balance en el mencionado Triángulo de Hierro, es la Certificación de Equipos de Perforación siguiendo los lineamientos de la práctica recomendada API RP 4G. El alcance de la práctica recomendada con API RP 4G cubre la guía y los procedimientos recomendados para inspección, reparación y mantenimiento de estructuras de taladros de perforación y acondicionamiento W.O. El presente artículo presenta una visualización holística de cómo se lleva a cabo el proceso de certificación CAT III y IV, en estructuras de perforación incluyendo: Mástil, Subestructura, Drilling Floor y A-Frames, dejando fuera del alcance de este estudio componentes como: Malacate API RP 7L, equipos de Izamiento de Perforación API RP 8B (Bloque Corona, Bloque viajero, Top Drive, etc). Equipos de alta presión, etc. El proceso empieza por definir la categoría de Inspección / Certificación, como se muestra en la tabla abajo indicada, el tiempo o frecuencia de certificación depende directamente del tiempo de operación; sin embargo, mediante el uso de otra herramienta de Project Management que es el “Expert Judgement” que a su vez se conjuga con el método de Delphi para estimaciones de tiempo; se puede considerar que para una categoría III el tiempo óptimo entre certificacio-

PERFORACIÓN

Autor: Luis Eduardo Cabrera, Engipetrol S.A.

MSc, ENG. Luis Eduardo Cabrera, Ingeniero de Proyectos Petroleros Universidad de Ciencia y Tecnología de Noruega NTNU, Catedrático Universitario Ingeniería de Proyectos Colegio Politécnico Universidad San Francisco de Quito USFQ. Gerente País Engineering Petroleum Engipetrol S. A.

PERFORACIÓN

nes es de 1.8 a 2 años (dependerá del criterio de cada empresa de taladros previo a un análisis de ambiente de trabajo); y para la categoría IV, de 9.5 a 10 años. (Criterios sugeridos por Personal Técnico de Engipetrol S. A). Por otro lado, existen algunos métodos de análisis de confiabilidad e integridad, tales como: RCM (Reliability Centered Maintenance) y RBI (Risk Based Inspection), que han arrojado reducciones en los intervalos de tiempo de aplicación de las inspecciones Categorías III y IV de más de un 50% en relación con la frecuencia recomendada por API RP4G. Adicionalmente, cuando las estructuras han sido sometidas a ambientes de corrosión con presencia de H2S, se debe realizar un análisis entre las empresas contratistas, de taladros e inspección para determinar si la frecuencia de inspección / certificación debe ser modificada. Category

Frequency

que afecte la integridad y confiabilidad estructural del Taladro. Los hallazgos detectados durante las inspecciones se comparan con los criterios de rechazo establecidos en la Norma API RP 4G.

Documentation

Daily

Optional

At Rig Up

Optional

III

Every 730 operating days 1

Equipment File

Every 3650 operating days 1

Equipment File

FUENTE: BASE DATOS ENGIPETROL 2016/OIT-21-1263-SNP-2016

1 One operating day equals 24 operating hours. FUENTE: API RP-4G /LICENCIADO ENGIPETROL S. A.

Deviation

Rejection Criteria

Legs

¼ in. (6.4mm) bow in 10 ft (3m)

Una vez establecidas las frecuencias de Inspección & Certificación a las que van a ser sometidas las estructuras, se debe conocer cuáles son los alcances de las diferentes categorías como se presentan a continuación:

Braces

½ in. (12.7mm) bow in. 10 ft (3m)

Overall alignmed of structure

¾ in. (19.1mm) out of square

Pins

1/16 in. (1.6mm) under specified diarreted

Pin holes (I.D)

3/16 in. (4.8mm) over specified pin diarreted (for pins less than 3 in.(76.2mm) diarreter)

CATEGORIAS III y IV: Inspección API RP4G, Categoría III y IV, (componentes estructurales del Taladro/WO) su diferencia radica principalmente pero sin limitarse al alcance de los ensayos NDT; en la CAT III se realiza una inspección visual del mástil y la subestructura para determinar su condición y esta se la puede realizar con el equipo armado; mientras que en la CAT IV el equipo debe ser desensamblado y granallado a fin de poder evaluar su integridad y aptitud para el servicio mediante la aplicación de Técnicas de NDT tales como: MT Partículas Magnéticas, UT Medición Ultrasónica y LP Líquidos Penetrantes, con el objetivo de poder detectar deformaciones estructurales relevantes, modificaciones no calificadas, pérdidas de sección transversal debido a mecanismo de corrosión o fricción, discontinuidades relevantes en juntas soldadas, desgaste en pasadores (pines) estructurales y elementos roscados, o cualquier otra condición

¼ in. (6.4mm) over specified pin diarreted (for pins 3 in. (76.2mm) diarreted or greater) Corrosion

10% reduction in cross sectional area

Structural members and wire rope

Sharp kink or bend in a local area

Connetions and fitting

Loose connections or fifting

Bolts, pins and safety keys

Missing components or assemblies

Structural members

Missing members

Sheaves, rollers, and bearings

Do not tum freely, have cracks detected, sheave groove out of gage, or groove depih greater than allowed by shaeve manufacture

Structual members

Line cuts or abrasions from wire rope

Exposure to heat

In excess of 500 oF (250 oC)

NOTE Components displaying deviations should be considered for repair/ replacement. This list is for guidance only. Specific components may have different rejection criteria based on OEM specifications.

FUENTE: API RP-4G /LICENCIADO ENGIPETROL S. A.

Al finalizar estas evaluaciones se define si la o las estructuras están aptas para su certificación, y en caso contrario se procede a: • Diseñar el/los procedimientos generales de la reparación estructural del Taladro, este proceso incluye más no se limita al suministro PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

• • • • • • • • •

eyes de conexión donde se instalan los pasadores mencionados. Mecanismo de transferencia de carga, en mástiles telescópicos. Sub Base del mástil (Wide Base), en mástiles telescópicos. Chasis del Taladro, en caso de ser un Taladro Móvil. T-Sill (Viga Base). Cables tensores del mástil (Guylines), si aplica. Estructura del encuelladero de drill pipe y de casing. Escaleras, pasamanos, pisos. Pastecas auxiliares instaladas en el mástil. Elementos Roscados.

PERFORACIÓN

de cómputos métricos de materiales requeridos, además de especificaciones técnicas de dichos materiales, en concordancia con la norma API-4F (Si se requiere). • Diseñar el/los procedimientos de reemplazo de componentes estructurales deteriorados en el Taladro, incluyendo secuencia de reemplazos a fin de no alterar precisión dimensional ni linealidad de dichas estructuras. Incluye control de distorsión térmica. (Si se requiere). • Diseñar el/los procedimientos de corte y soldadura calificados de acuerdo con la Norma AWS D1.1 “Estructural Welding Code”. Supervisión de dichos procedimientos por un inspector AWS-CWI. (Si se requiere). • Una vez finalizados los procedimientos se diseña un PMSC PROJECT MANAGEMENT SCHEDULING, que nos permita visualizar y controlar tiempos y costos de las reparaciones a llevarse a cabo, este PMSC DEBE contemplar el procedimiento de verificación por medio de NDT e Inspección visual dimensional sugeridos en API RP 4G. Sin limitarse a estos, los componentes a ser inspeccionados son los siguientes: Mástil: • Elementos principales (main legs) y secundarios (braces, trusses, spreaders y backgirts) del mástil, y soldaduras críticas de la misma. • Pasadores de anclaje del mástil y de acople entre secciones de la misma; así mismo, pad

FUENTE: BASE DATOS ENGIPETROL 2016/OIT-21-1263-SNP-2016

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PERFORACIÓN

• Instalaciones Eléctricas y de Iluminación. • Poleas y pasadores del sistema de levantamiento de cabria (raising system). • Soporte de descanso de la cabria. Subestructura, Drilling Floor y A-Frames: • Inspección API RP4G Categoría III a componentes de: • Elementos estructurales principales y secundarios, puente de la mesa rotaria, puente del malacate, puente de la planchada de arrume. • Puntos de anclaje del mástil ubicados en la subestructura, incluyendo pasadores y pernos. • Estructuras de los A-Frames (si aplica). • Planchada de arrume de tuberías. • Jacking and Skidding System (si aplica). • Pisos del drilling floor. • Tong post. • Pasadores de anclaje de conexión entre secciones de la subestructura, puente de la mesa rotaria, puente del malacate, puente de la planchada de arrume; así mismo, pad eyes de conexión donde se instalan los pasadores mencionados. • Rampa y puente de tuberías (V-Door / Catwalk).

• Escaleras y pasamanos. CONCLUSIONES: La implementación y cumplimiento de las Categorías de inspección recomendadas en la Norma API RP4G, junto con prácticas operativas adecuadas, garantizan la integridad y confiabilidad estructural de los equipos de perforación y servicio a pozos; lo cual contribuye a la continuidad y seguridad de las operaciones. Es de suma importancia que el personal inspector responsable de la ejecución de estas evaluaciones posea el perfil sugerido por la Norma API RP4G; así como, experiencia comprobable en la realización de estas inspecciones de manera específica. Es relevante establecer la programación de las inspecciones en función de sus vigencias y tratar, en lo posible, de coincidir las inspecciones estructurales (API RP4G) con las inspecciones de equipos de perforación (API RP7L), y las inspecciones de equipos de izamiento (API RP8B).

Engipetrol S.A. es una empresa ecuatoriana de ingeniería especializada en brindar servicios de inspección, ensayos no destructivos NDT, y soldadura certificada AWS-CWI API. Servicios que Presta la Empresa ENGIPETROL S.A. En el área de inspección y certificación con ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS (N.D.T.) utiliza métodos como: PARTÍCULAS MAGNÉTICAS (M.P.I.), LÍQUIDOS PENETRANTES (L.P.I.), VT, ULTRASONIDO, EMI, PHASED ARRAY UT, entre otros para Taladros de Perforación & W.O., herramientas de perforación, tubería de revestimiento, tubería de perforación, tubería de producción, B.H.A, equipo de levante, estructuras de perforación, tanques, equipo de transporte (grúas telescópicas) entre otros. Inspección, Certificación, Reparación y Auditorías de equipos de perforación y Equipos de servicio en pozos. Inspección y Certificación API-RP4G Categorías III y IV de Torres de Perforación & W.O. Inspección y Certificación API-RP8B Categorías III y IV de componentes de Torres de Perforación & W.O. Servicios de evaluación de cumplimiento: Commissioning de Equipos nuevos o reformados. Auditoría de cumplimiento de contratos de equipos de perforación Survey de objetos con potencial de caídas. Auditorías de seguridad.

www.engipetrol.com

Av. De los Shyris N32-218 y Eloy Alfaro Base Engipetrol Coca, Prov. Orellana km 20 ½ vía Coca - Lago Agrio (02) 6018-346 · (02) 6018-357 42 gerencia.quito@engipetrol.com · base.coca@engipetrol.com

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Monetización de Bajos Volúmenes de Gas Asociado en el Oriente Ecuatoriano

Autores: Christian Gutiérrez y Alfonso Guerra, Petroamazonas EP

a centrales de generación eléctrica a gas en el Oriente ecuatoriano.

COMPOSICIÓN DE GAS

Para el desarrollo del estudio, se tomó como referencia la información disponible del campo Pucuna en cuanto a composición de gas y pronóstico de producción. Inicialmente se analizó la tendencia de la producción de gas asociado y la variación de su composición en el tiempo. El gas de Pucuna presenta un contenido de dióxido de carbono (CO2)3 al rededor del 13% y una concentración de metano (CH4) aproximadamente 50%. Los estudios realizados por Petroamazonas EP muestran que la concentración de CO2 en el gas asociado es función de la proporción agua – petróleo (corte de agua) proveniente de los pozos productores. Además, se ha identificado que la concentración de CO2 en el gas se incrementa con el corte de agua, siguiendo una tendencia logarítmica; mientras que, la concentración de metano disminuye. Se ha corroborado experimentalmente que esta regresión arroja resultados confiables si se proyecta hasta cinco años, lo que aplicado al caso de Pucuna, permite obtener una concentración de 14,47% molar de CO2 al año 2018, Este rango de composiciones no representa la composición media de gas con la que se cuenta en el oriente ecuatoriano, por tanto con el fin de realizar un análisis conservativo se utiliza un contenido de CO2 equivalente al promedio de CO2 (25% molar) de los diferentes campos donde existe gas asociado atrapado. De esta manera, se fijaron dos escenarios de análisis de acuerdo a la composición del gas, actual (14,47 % molar de CO2) y futuro (25% molar de CO2). En cuanto a la producción de gas, basándose en el pronóstico elaborado por el departamento de Yacimientos de Petroamazonas EP, se encontró que el flujo de gas producido en la estación Pucuna declinaría entre 0,750 MMSCFD (año 2014) a 0,150 MMSCFD (año 2024).

GAS

n el Oriente ecuatoriano se cuenta con locaciones cuya producción se realiza en la modalidad “contra tanque”, en las cuales se dispone de una tea local, donde una parte del gas asociado es quemado en sitio. Este gas es denominado gas asociado atrapado1 y se caracteriza por tener bajos flujos de gas, entre 0.03 MMSCFD y 0.75 MMSCFD. Durante mucho tiempo se ha pensado que para un flujo tan bajo de gas no es posible obtener réditos económicos al implementar un proyecto para recuperar flujos de gas de esta magnitud. Si bien los lugares donde existe este tipo de gas son zonas aisladas y alejadas unas de otras, se han realizado mediciones de gas y proyecciones de producción, las cuales estiman que el flujo de gas atrapado corresponde al 20% de la producción total de gas de todas las locaciones de Petroamazonas EP del Distrito Amazónico. Se estima que para el año 2015, el valor de gas asociado atrapado será de 15,3 MMSCFD2 en promedio, flujo con el que se podría alimentar una central de generación a gas de alrededor de 56,7 MW. Esta generación a gas permitiría desplazar generación a crudo con un ahorro aproximado de 39 millones de dólares en un año para el Estado Ecuatoriano. Los datos anuales de la proyección de producción de gas estima que para el año 2025, el flujo de gas asociado atrapado sería de aproximadamente 6 MMSCFD. Este gas podría desplazar 21 MW, generando un ahorro aproximado 14,7 millones de dólares (beneficio evaluado a un precio de crudo de 50 USD/bbl). El objetivo de este artículo es presentar el estudio técnico y económico para determinar la tecnología óptima que permita recuperar y monetizar el gas asociado atrapado. Tecnología a partir de la cual se determinaría el flujo mínimo de gas requerido, y se obtendría la rentabilidad mínima requerida por parte de Petroamazonas EP para implementar un proyecto relacionado

1. En el contexto de este artículo, se define al gas asociado atrapado como aquel gas que en condiciones actuales no es aprovechado o utilizado. Cabe mencionar que en la literatura sobre el tema en idioma Inglés se utiliza el término “Stranded Associated Gas”. 2. MMSCFD: million standard cubic feet per day 3. CO2: gas inerte que no aporta al poder calorífico del gas

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Finalmente, basándose en la composición del gas, se calculó la cantidad de metano y su poder calorífico, tanto a condiciones actuales como futuras, determinándose que se cumple con los requerimientos que los motogeneradores exigen para un gas combustible4.

SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS

GAS

Con la finalidad de identificar la tecnología más adecuada a ser implementada para la recuperación y monetización de gas asociado atrapado, se elaboró una matriz de selección basada en el proceso analítico jerárquico y en estándares internos de Petroamazonas, en el que se consideraron las siguientes alternativas: • Instalación de un Gasoducto Convencional.- Se construiría un gasoducto que conduzca el gas recuperado hacia centrales de generación existentes. • Generación en Sitio.- Instalación de generadores a gas en cada uno de los puntos donde se recupera, para suministrar la energía necesaria para la operación de las instalaciones. • Instalación de Sistemas de Conversión Duales en Generadores Existentes a Diésel.- En boca de pozo, en ciertas locaciones, existen generadores que operan con diésel, a los cuales existe la factibilidad de instalar kits de conversión para utilizar una mezcla de gas asociado con diésel, como combustible (se desplaza un porcentaje estimado de 40% de diésel, de acuerdo a valores experimentales en campos de Petroamazonas EP.) • Gasoducto Virtual.- El gas captado, mediante compresores, desde la línea a tea, sería introducido en contenedores móviles para ser transportado por remolque terrestre hacia las centrales de generación existentes, donde será utilizado como combustible. Los parámetros de criterio utilizados para la puntuación de las alternativas se describen a continuación: • Uso de instalaciones existentes (UIE).Es necesario evitar duplicar instalaciones existentes (acondicionamiento de gas, centrales de generación). • Versatilidad (VQ).- Los equipos pueden trasladarse hacia otras locaciones cuando disminuya el flujo de gas producido. • Centralización (Cent).- Mantener la filosofía de centralización de la generación eléctrica para maximizar el factor de utilización. • Costo de implementación (Inv).- Se esti-

ma que mediante la implementación de una alternativa cuyo capex sea bajo, se beneficiará el flujo de caja, obteniéndose indicadores de rendimiento más altos (análisis de costos Clase V). • Rapidez de implementación (Rap).- Se necesita implementar lo más rápidamente posible el proyecto para recuperación y monetización de gas asociado atrapado, ya que, la energía contenida en el mismo está siendo desperdiciada a diario, mediante su quema en teas. Con la finalidad de realizar la estimación de capex, se realizó un análisis de costos Clase V, para lo cual es necesario conocer las dimensiones de los equipos principales involucrados en cada proceso, utilizando criterios de procesos de Petroamazonas OGE&EE y de normativa internacional. Se analizaron dos escenarios base: uno corresponde a un flujo de 0,150 MMSCFD y el otro a 0,750 MMSCFD. En este análisis, se utilizaron los siguientes criterios generales • Caudal de gas: 0,150 y 0,750 MMSCFD • Distancia entre la captación y la central de generación: 100 km más 20% para cubrir altimetría. • Key Project Indicator (KPI) para costo de compresión: 2 920USD/hp. • Costo de inversión en equipo mayor: 49% del total de la inversión, aplicado a equipos de tratamiento de gas instalados en el oriente ecuatoriano. Para el gasoducto convencional se fijaron varios diámetros nominales de ducto, en cada uno se determinó la presión requerida para el transporte y la potencia de compresión necesaria. La tabla 1 muestra el procedimiento de cálculo del costo del gasoducto, en un diámetro nominal de dos pulgadas. Al costo calculado en la tabla 1 se deben sumar el costo del compresor requerido para elevar la presión hasta el valor requerido para el transporte, así como el costo de derecho de vía (aprox. 15 000 USD/km). En la tabla 2 se muestran los resultados definitivos del costo de esta alternativa. Para la alternativa de generación en sitio, en la tabla 3, se analizó la instalación de generadores de modelos precalificados por OGE&EE, se tomaron los parámetros que debe cumplir el gas a ser alimentado como combustible. De esta manera se determinó que el acondicionamiento requerido puede ser provisto por un compresor (80 psig / 110 °F).

4. Considerándose la alimentación a motogeneradores Jenbacher GE320.

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Tabla 1. Cálculo del costo de Tubería DN,m

L,m

120 000

Costo de instalación, S/ in.m

Costo de material, S/kg

Cédula

Diámetro externo, in

2,375

Espesor de pared, in

0,218

Diámetro interno, in

1,939

V, m3

114,37

Densidad acero, kg/ m3

7 849

m acero, kg

897 679

Subtotal, $

6595 358,79

Factor seguridad

20%

Total, US $

7 914 430,55

Tabla 2: Costo de Gasoducto Convencional Flujo (MMSCFD)

P (psig)

DN Ducto (in)

Potencia Compresor (HP)

Costo Inversión (US$)

0,15

2 000

7 333 209,59

0,75

1 100

340

11 900 359,96

Tabla 3: Capex Generación en Sitio Flujo (MMSCFD)

P (psig)

DN Ducto (in)

Potencia Compresor (HP)

Costo Inversión (US$)

0,15

2 000

7 333 209,59

0,75

1 100

340

11 900 359,96

Tabla 4: Capex Kit de Conversión Capacidad Valor

Costo Unitario

Unidades

Compresor

29,1

Sistema de Tratamiento

0,504

MMSCFD

Kit

Unidades

Adicionales

100%

Clase V

Valor 2 920

Subtotal

Unidades

US $

$/hp

85 063,51 469 335,62

97 898,92

293 969,76 848 368,89

Inversión Total

El costo del sistema de conversión bi-fuel se calcula en base de información suministrada por diferentes proveedores de equipos. Este sistema requiere de mayor calidad de gas, por lo que es necesario instalar un sistema de tratamiento de gas (ver tabla 4). El costo del sistema de tratamiento de gas se obtuvo aplicando la fórmula para escalamiento de costo de inversión:

(1) Donde I1 es la inversión a la capacidad requerida C1, I0 es el costo de inversión de referencia para la capacidad C0 y k es una constante que para la industria química se ajusta bien con un valor de 0.6. Para estimar el costo de inversión requerido en la implementación de la alternativa gasoducto virtual, se obtuvo información de proveePGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

1 696 737,79

dores de equipos, obteniéndose los resultados mostrados en la tabla 5. Tabla 5: Capex Gasoducto Virtual 0.15 MMSCFD Ítem

Especificación

US$

0.75 MMSCFD Especificación

US$

Compresor

57hp

165.281,64

280 hp

826.311,24

Contenedores

57m3

943.312,5

38 m3

955.890,00

Cabezal de Transporte

2 Unidades

200.000

2 Unidades

200.000,00

Calentador Descompresión

65 kW

97.500

65 kW

97.500,00

Total Equipo Mayor (49%)

1.406.094,14

2.079.701,24

Inversión Total

2.869.579,88

4.244.288,24

GAS

Ítem

Se ponderó los criterios entre sí, de acuerdo a la siguiente calificación: • 10 = Mucho más importante • 5 = Más importante • 1 = Igual • 1 / 5 = Menos importante • 1 / 10 = Mucho menos importante Por ejemplo; el uso de instalaciones existentes (UIE) es mucho menos importante que 45

deración, y utilizando la misma metodología, se ponderó cada una de las opciones de tecnología de acuerdo a cada criterio. En la ponderación final (tabla 12) se observa que el mayor puntaje es obtenido por la alterna-

el criterio de versatilidad (VQ), por lo tanto la ponderación es (1/10) ó 0,2. Esto debido al alto grado de incertidumbre de producción de petróleo y gas, en los futuros 10 años. De esta manera se evaluaron los pesos de los criterios de ponTabla 6: Cálculo del Factor de Ponderación de los Criterios de Selección

Tabla 7: Peso de las Opciones – Criterio Uso de las Instalaciones Existentes

Tabla 8: Peso de las Opciones – Criterio de Versatilidad

Factor de Ponderación de cada criterio

Versatilidad (VT)

GAS

0.20

6.40

0.16

1.00

12.00

0.29

1.00

0.20

2.40

0.06

1.00

8.00

0.20

12.00

0.29

40.80

1.00

5.00

Rapidez de implementación

5.00

1.00

5.00

GIS 5.00

Generación in-situ (GIS)

0.10

Instalación de kit de conversión (KC)

1.00

5.00

Gasoducto Virtual (GV)

1.00

5.00

Versatilidad (VT)

Gasoducto convencional (GC)

Favorece centralización (CENT)

GIS 0.20

5.00 5.00

1.00

10.00

5.00

Gasoducto convencional (GC)

GIS 10.00

Generación in-situ (GIS)

0.10

Instalación de kit de convensión (KC)

0.10

1.00

Gasoducto Virtual (GV)

1.00

10.00

Costo implementación (INV)

Gasoducto convencional (GC) Generación in-situ (GIS)

Gasoducto Virtual (GV)

Rapidez de impementación (TIM)

5.00 10.00

5.00

0.20

Gasoducto convencional (GC) Generación in-situ (GIS)

GIS 0.20

1.00

0.20

Gasoducto convencional (GC)

Suma

5.00

1.00

TIM

1.00

Uso de Instalaciones Existentes (UIE)

INV

5.00

Favorece centralización (CNET)

Instalación de kit de convensión (KC)

0.20

Costo implementación (INV)

Gasoducto Virtual (GV)

Tabla 11: Peso de las Opciones – Criterio Rapidez de Implementación

CENT

5.00

Instalación de kit de convensión (KC)

Tabla 10: Peso de las Opciones – Criterio Costo de Implementación

Uso de Instalaciones Exitentes (UIE)

Generación in-situ (GIS)

Tabla 9: Peso de las Opciones – Criterio Centralización

UIE

GIS 0.20

5.00

Instalación de kit de convensión (KC)

10.00

5.00

Gasoducto Virtual (GV)

10.00

5.00

1.00

Suma

1.00

0.27

5.00

0.10

5.2

0.20

1.00

0.27

1.00

0.27

26.2

1.00

Suma

0.20

0.10

0.5

0.02

1.00

0.10

6.1

0.19

0.20

6.2

0.19

0.61

32.8

1.00

5.00

Suma

10.00

1.00

0.47

1.00

0.10

1.2

0.03

0.10

1.2

0.03

10.00

0.10

0.20

0.47 1.00

Suma

0.5

0.02

5.00

10.2

0.33

0.20

15.2

0.49

0.10

21 44.4

5.3

0.17

31.2

1.00

Suma

0.10

0.4

0.20

5.4

0.14

1.00

0.42

37.8

1.00

0.01

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Tabla 12: Ponderación Total UIE

CENT

INV

TIM PO

FP---->

0.16

0.29

0.06

0.20

0.29

Gasoducto convencional (GC)

0.04

0.00

0.03

0.00

0.08

Generación in-situ (GIS)

0.03

0.05

0.00

0.06

0.04

0.19

Instalación de kit de convensión (KC)

0.04

0.06

0.00

0.10

0.12

0.32

Gasoducto Virtual (GV)

0.04

0.18

0.03

0.12

0.41

FO x PO

PROCESO DE GASODUCTO VIRTUAL

Para la monetización de gas atrapado mediante gasoducto virtual, se identifican las etapas: captación, transporte y recepción. El proceso de captación consiste en la intervención de la línea que conduce el gas desde el sistema de separación primaria (bota del tanque de producción o Separador de producción) para su transporte hacia la succión del sistema de compresión. El gas comprimido se introducirá en los contenedores móviles. En este punto se produce una despresurización del gas, desde alta presión, hasta aproximadamente 50 – 80 psig, que corresponde a la presión del recipiente vacío (esta presión es igual a la presión en el manifold donde se alimentará el gas combustible), por tanto, debe poner atención a la formación de hidratos, debido al enfriamiento provocado por el efecto Joule – Thompson. Una vez cargados los contenedores, serán transportados por vía terrestre remolcados por un camión, hacia la central de generación de destino. La recepción del fluido transportado (gas y condensado) se realizará en el manifold de alimentación de gas combustible a los motogeneradores. En este punto también se debe analizar la formación de hidratos por la despresurización desde la presión de transporte hasta la presión del cabezal de alimentación de gas a las unidades de generación.

ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO GASODUCTO VIRTUAL

Una vez identificado que el gasoducto virtual

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

constituye la mejor alternativa para monetizar el gas atrapado en el Oriente Ecuatoriano, se estudia en mayor detalle los requerimientos técnicos de la implementación de esta tecnología con la finalidad de estimar el beneficio económico que se esperaría obtener. Adicionalmente, se analiza la viabilidad técnico – económica de la instalación del sistema bi-fuel en el campo Pucuna. Se elaboró un análisis de sensibilidad cuyo objetivo principal fue encontrar el mínimo flujo de gas con el cual se obtiene beneficio económico de su recuperación y utilización como combustible para generación. Este análisis se realizó analizando la variación de la tasa interna de rentabilidad (TIR) y del valor actual neto (VAN) en función de las variables: presión de transporte, capacidad de los contenedores y flujo de gas producido. El análisis se realizó para el siguiente rango de las variables en estudio: • Presión de transporte: 500 a 3 600 psig. • Flujo de gas producido: 0,100 a 0,750 MMSCFD. • Capacidad de contenedores: 35 a 1760 ft3. Con el fin de evaluar el rendimiento económico del proyecto se desarrolló un flujo de caja en una hoja de cálculo. Primero se calcula el capex en base de un análisis de costos Clase IV. Para ello es necesario dimensionar los equipos del proceso, esto se realiza con ayuda del simulador Hysys y de una hoja de cálculo dinámica en Excel. La hoja de cálculo elaborada, devuelve el flujo de caja, la TIR y el VAN tomando como datos de entrada: volumen de contenedores, presión de transporte y flujo de gas. El cálculo se basa en encontrar la cantidad óptima de contenedores de determinado volumen (dato de entrada) para transportar todo el gas a la presión seleccionada. El número de contenedores se determina en

GAS

tiva “Gasoducto virtual” (41%), seguida de “Instalación de Kits de Conversión” (32%), por lo que se realizó un estudio técnico – económico con la finalidad de estimar el rendimiento de la implementación de cada una.

base a la siguiente proposición: El tiempo que toma llenar un determinado número de contenedores, de un volumen dado, debe ser igual al tiempo que toma cada viaje (ida + retorno), sumado al tiempo que toma el vaciar el volumen, se puede escribir de la siguiente manera: (2) Dónde: n es el número de camiones, θ1 es el tiempo de llenado de un camión, θ2 es el tiempo de vaciado de un camión y θv es el tiempo de viaje. En este ítem debe entenderse que un camión lleva en cada viaje una cantidad de contenedores con una capacidad total igual al valor ingresado como dato. De la ecuación (2) se puede despejar el número requerido de camiones. Otro valor importante a encontrarse es la cantidad de viajes diarios, este parámetro se determina en función del número de camiones (n) calculado a una presión y flujo específicos y de un balance de masa básico, donde, la masa total de gas disponible a diario (lb/h x 24 h) se divide por la masa que se puede transportar en cada viaje de un camión (capacidad de cada camión, expresada en masa). Aquí interviene la densidad del gas, la cual es función de la presión y temperatura del gas. Esto se puede expresar de la siguiente manera: (3)

Dónde: es el número de viajes a realizarse en un período de 24 horas, es el flujo másico de gas y m es la capacidad másica total de cada camión. El costo total de inversión se calcula en base al monto de inversión en equipos mayores, a los que se adicionan los siguientes porcentajes (tomados de proyectos anteriormente desarrollados por OGE&EE): • Ingeniería: 7% • Bases y obras civiles: 5% • Montaje electromecánico: 10% • Transporte, logística, pre-comisionado, comisionado, puesta en marcha y seguros: 20% En la tabla 13 se muestra un ejemplo de cálculo del costo de inversión, donde se utilizan; un KPI de 2920 USD/hp para el compresor, 566 USD/ft3 para los contenedores y 600 USD/kW para los calentadores, costos unitarios tomados de cotizaciones de proveedores y de proyectos anteriores de OGE&EE. Los costos operativos que se consideran son: costo de transporte, gastos administrativos, salario de personal operativo y costo de mantenimiento. Se asume que se requiere un administrador, quien percibe un salario anual de USD 40 000 (correspondiente a 2 500 USD/mes + beneficios de ley). Un operador, quien recibiría un sueldo de USD 32 100 anual (2 000 USD/ mes + beneficios de ley). El costo anual de mantenimiento se estima igual a sistemas similares de compresión (8 130 USD/año). Se rentará el servicio de transporte, sin provisión de combustible, por tanto, el costo de transporte se

Tabla 13: Ejemplo de Cálculo de Costo de Inversión Ítem

Cantidad Requerida Valor

GAS

Compresor Contenedores Calentador Bomba Condensados Total Equipo Mayor

248

723.132,16

680.384,13

115 X 2

137.520,00

Unidad

25.000,00 1.566.036,29

Ingeniería (7%)

109.668,54

Bases y Obras Civiles (5%)

78.301,81

Montaje electromecánico (10%)

156.603,63

Varios (20%)

313.207,26 TOTAL

Subtotal

Unidades

222.771,54 PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Tabla 14: Cálculo del Costo Anual de Transporte Costo diesel, $/gal

2.2

Tiempo de viaje,h=

Velocidad media, km/h

Rendimiento de combustible, km/gal =

Distancia recorrida diaria, km

569.491,99

Consumo diario diesel, gal

71.19

Consumo anual diesel, gal

25.983,07

Costo anual diesel, US $

85.744,14

Renta de cabezales, $/día

300

Costo anual renta, US $

219.251,29

Costo anual transporte, US $

304.995,43

calcula de la manera indicada en la tabla 14. Los ingresos corresponden al ahorro generado por sustitución de crudo para generación eléctrica, de esta manera, el ingreso es sensible a la variación de precio del crudo, por lo que se realizó la evaluación con los precios: 50, 75 y 100 USD/bbl. El cálculo del precio de corte se muestra en la tabla 15 donde, para un precio de crudo de 50 USD/bbl, se obtiene un precio equivalente de 0,084 USD/kWh. La cantidad de energía generada anualmente depende de: el poder calorífico del gas, el caudal de gas disponible y la eficiencia de los motogeneradores. El cálculo de la cantidad de energía generada anualmente se muestra en la tabla 16. En la tabla 16, se observa un flujo de gas

de 0.673 MMSCFD que corresponde a la cantidad recuperada si existe un flujo de gas producido igual a 0,750 MMSCFD (eliminando pérdidas por condensación en separadores y gas consumido al operar el compresor). El potencial de generación es la máxima potencia que es posible instalar para convertir el flujo de gas recuperado en electricidad, con una eficiencia de 9 500 BTU/kWh (KPI de OGE&EE para motogeneradores a gas). Con esta información se elaboraron flujos de caja para las presiones: 500, 1000, 1500, 1800, 2000, 3000, 3600 y 500 psig, tomándose en cada uno de ellos la capacidad de contenedores que maximice el valor presente neto, para un flujo de gas producido de 0,750 MMSCFD.

LHV crudo, BTU/TU/gal

135000

Contenido energético(MMBTU/bbl crudo)

5.67

Eficiencia Generadores a Gas (BTU/kW h)

9500

Precio de Venta del Crudo (US S/bbl)

Precio Equivalente ($/kWh)

0,084

GAS

Tabla 15: Cálculo del Precio Equivalente de Generación Eléctrica con Crudo

Tabla 16: Cálculo de Energía generada Anualmente Flujo de gas recuperado, (sft3/d)

637 000

LHV gas (BTU/s ft3)

1 239

Eficiencia Generadores a Gas (BTU/kW h)

9 500

Potencial de Generación (kW)

3 657

Horas anuales (h)

8 760

Energía Entregada Anualmente(kWh)

31 764 682

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Tabla 17: Resultados de los Flujos de Caja

GAS

500 psig

1500 psig

1800 psig

Inversiรณn

$2,187,746.85

$3,118,759.13

Inv. en compresor

$723,132.16

$699.580.61

Inv. en contenedores

$680,014.63

$1,359,208.64

Ingresos anuales

$2, 661,062.40

$2,540,598.22

Costo anual transporte(*)

$304,876.36

$300,661.24

Egreso anual total

$385,106.36

$380,891.24

# Tanqueros req.

Vol contenedores, ft3

600

1200

Vol total, ft3

1200

2400

1000 psig

Inversiรณn

$5,469,226.11

$3,118,759.13

Inv. en compresor

$572,734.64

$699.580.61

Inv. en contenedores

$3,141,313.64

$1,359,208.64

Ingresos anuales

$2,511,339.86

$2,540,598.22

Costo anual transporte(*)

$455,745.95

$300,661.24

Egreso anual total

$535,975.95

$380,891.24

# Tanqueros req.

Vol contenedores, ft3

2000

1200

Vol total, ft3

6000

2400

#viajes requeridos

TIR

102

VAN

$5,335.541.16

$8,802,420.38

VAN

$10,902.962.70

$10,084,998.17

2000 psig

3000 psig

3600 psig

5000 psig

Inversiรณn

$2,052,983.21

$2,182,760.25

Inversiรณn

$2,046,660.16

$1,996,932.47

Inv. en compresor

$764,559.37

$821.128.53

Inv. en compresor

$863,791.48

$828.554.38

Inv. en contenedores

$543,683.45

$578,506.58

Inv. en contenedores

$439,998.49

$419,089.33

Ingresos anuales

$2,604,241.13

$2,517,452.99

Ingresos anuales

$2,513,986.05

$2,631,382.84

Costo anual transporte(*)

$303,054.98

$286,016.23

Costo anual transporte(*)

$301,202.42

$297,858.84

Egreso anual total

$383,284.98

$366,246.23

Egreso anual total

$381,432.42

$378,088.84

# Tanqueros req.

Vol contenedores, ft3

480

510

Vol contenedores, ft3

388

370

Vol total, ft3

960

1020

Vol total, ft3

777

740

#viajes requeridos

TIR

107

TIR

103

VAN

$10,032.779.19

$9,693,347.19

VAN

$9,700.919.52

$10,203,626.09

PGE PETRร LEO & GAS - DICIEMBRE 2016

La figura 1 resume los resultados mostrados en la tabla 17. De esta manera se observa con más claridad que la presión óptima de transporte corresponde a 1500 psig. El mínimo flujo de gas requerido para obtener beneficio económico corresponde a 0,147 MMSCFD (constante en el tiempo), en un plazo de diez (10) años. Esto representa que el sistema eléctrico producirá energía utilizando el gas atrapado, siendo rentable para el estado ecuatoriano a partir de flujos de gas de aproximadamente 0,150 MMSCFD, sin ningún tipo de subsidio.

ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO SISTEMA BI-FUEL

GAS

Se analizó la viabilidad de instalar kits de conversión en la estación Pucuna, donde existen tres generadores a diésel de 1 MW cada uno. En la Tabla 18 se muestra un balance de masa y energía considerando un desplazamiento de diésel por gas asociado del 40%. Al ser el porcentaje de sustitución de diésel del 40%, la cantidad de gas requerida con el fin de suplir el diésel desplazado es de 0,244 MMSCFD, si se toma por ejemplo, el pronóstico de producción de gas para el año 2015, se quemaría continuamente un flujo de 0,319 MMSCFD en la tea de la locación. Considerando esta información se elaboraron flujos de caja para dos situaciones, en un plazo de diez (10) años, con la finalidad de realizar la comparación con la alternativa ga-

soducto virtual bajo las mismas condiciones: la primera corresponde a la línea base, en la cual se evalúa a condiciones actuales, es decir, previo a la instalación del kit de conversión (situación inicial). La segunda situación corresponde a las condiciones futuras (posterior a la instalación del kit). En el cálculo de la línea base se contempla como ingresos la venta de energía eléctrica a una tarifa de 0,084 USD/kWh, igual al valor utilizado en la evaluación de la alternativa “gasoducto virtual”, que corresponde al costo de oportunidad del crudo (desplazamiento de crudo como combustible), evaluado a un precio de 50 USD/ bbl. Los egresos corresponden al consumo anual de diésel a un precio de 2,20 USD/gal, evaluado a un precio internacional, ya que el Estado Ecuatoriano es deficitario de diésel. El cálculo correspondiente a la situación futura se realiza de manera similar, excepto que los egresos se calculan únicamente con el consumo de diésel una vez desplazado el porcentaje de gas utilizado. Es decir que la condición de operación, del sistema bi-fuel, desplaza parcialmente el diésel, y disminuye el costo en la parte del combustible. Como resultado de los cálculos realizados se obtiene que: actualmente (línea base) la generación a diésel en Pucuna representa un gasto para el Estado Ecuatoriano del orden de 27 millones de dólares (VAN, USD= – 27 300 118,24) en los próximos diez (10) años y mediante la instalación de sistemas de conversión (bi- fuel) se tendría un

Figura 1: VAN, Ingresos y Egresos vs. Presión de Transporte PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Tabla 18: Balance de Masa y Energía Kit de Conversión Pucuna Parámetro

Unidades

Valor

Capacidad de generación

LHV gas

BTU/sft3

1 239

LHV diésel

BTU/gas

130 000

Eficiencia generación diésel

BTU/kWh

10 500

Energía generada al año

kWh

26 280 000

Energía consumida como diésel al año

MMBTU

275 940

Volumen de diésel consumido al año

gal

122 615,39

% desplazamiento

40%

Energía requerida a gas al año

MMBTU

110 376

Energía requerida a diésel al año

MMBTU

165 564

Flujo de gas requerido

MSCFD

244

Flujo de diésel requerido

gal/mes

106 130,77

Tabla 19: Costo de Inversión Clase IV Equipo

Capacidad

Comprensor

175 200,00

Sistema de tratamiento

0,244

MMSCFD

302 021,53

Kit de conversión

Unidades

293 969,76

Incertidumbre

50%

Clase IV

385 595,65

Inversión Total

GAS

gasto para el Estado Ecuatoriano del orden de 13,8 millones de dólares (VAN, USD = – 13 792 221,48) durante el mismo período (de esta manera el gasto que realizaría el Estado Ecuatoriano se reduce en aproximadamente 13 millones de dólares).

CONCLUSIONES

En base del análisis realizado en este artículo, se encontró que la óptima alternativa para recuperar y monetizar el gas asociado atrapado en el Oriente Ecuatoriano es la implementación de un sistema de gasoducto virtual. Para la alternativa de gasoducto virtual se observa que, a partir de una presión de 1500 psig, el valor presente neto (VPN) se mantiene práctica52

Subtotal, US $

1 156 786,94

mente constante con el incremento de la presión de transporte. El sistema de gasoducto virtual es aplicable en el campo Pucuna para un período de 8 años; a partir de ese tiempo, el flujo de gas, según el pronóstico de producción, decae a un nivel con el cual no es posible pagar los gastos operativos. En este período de tiempo, el proyecto genera aproximadamente un valor presente neto de USD 1 707 349 y una TIR de 52%, considerándose una tasa de actualización del 12%. El punto de equilibrio para el flujo de gas producido, es decir, el flujo mínimo de gas que puede ser captado para no incurrir en pérdidas económicas es de 0,147 MMSCFD, sin ningún tipo de subsidio. PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

La responsabilidad objetiva en las obligaciones ambientales en el Ecuador Autor: Marcelo Mata G., Repsol

Marcelo Mata. Coordinador de Seguridad, Salud Ocupacional y Medioambiente de la Unidad de Negocios Ecuador de Repsol. Se especializa en la temática ambiental legal y administrativa. Ha ocupado varios cargos públicos referentes a aspectos socio-ambientales.

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ble y biodiversa donde está ubicado y, por ende, la importancia de poner por escrito las diferentes responsabilidades y sus grados en temas ambientales. Ecuador es uno de los pocos países que en la norma suprema, en este caso la Constitución de la República, encontramos principios, derechos y garantías relacionados con temas ambientales que pueden ser ejercidos directamente sin mediar una norma de menor jerarquía; es decir, cualquier autoridad está en la obligación de hacer cumplir estos principios, derechos y garantías. Nuestra norma suprema otorga derechos, por sí misma, a la naturaleza; quien al ser un sujeto de derechos que no puede ejercerlos de propia cuenta, necesita un legítimo representante. Pero ¿quién es ese legítimo representante?, pues cualquier persona con un legítimo interés, o sea todos, incluido el Estado. Ahora bien, ya sabemos que todos podemos ejercer los derechos de la naturaleza y por ende también tenemos la obligación jurídica de cuidarla pero, ¿quién es responsable de restaurarla en caso de dañarla? Es allí en donde entra el concepto de responsabilidad tanto administrativa como legal.

QHSE

ocos son los bienes en la vida de un planeta que pertenecen a todos sus habitantes y, a su vez a ninguno de ellos; en este caso, el bien denominado: naturaleza y su medioambiente. Cuando a la naturaleza se la enfoca desde el lado del control, reclamo y vigilancia, es de todos los ciudadanos; no obstante, en la práctica, cuando queremos encontrar responsables para cuidarla, repararla o minimizar los impactos sobre la misma, no pertenece a nadie (si no hubiesen normas). Esta reflexión paradójica ha dado pie a que la mayoría de las legislaciones de los distintos países normen el tutelaje de la naturaleza y su medio. Y es que es bastante fácil de comprender: si la naturaleza es nuestra casa y condición vital para desarrollar nuestras actividades -desde las más básicas a las demás de índole más compleja- alguien debe hacerse responsable de manera obligatoria de protegerla, pues para disfrutar de ella hay que cuidarla. En particular, cuando hablamos de nuestro país, Ecuador, en materia ambiental lo primero que se nos debe venir a la mente es el área sensi-

QHSE

La responsabilidad es la consecuencia jurídico-administrativa de un acto. Un acto es hacer o no hacer algo de manera voluntaria, sea para bien o para mal. Es decir, un acto sólo lo puede cometer el hombre (hombre-mujer) porque está de por medio la voluntad de hacer o dejar de hacer algo. Cuando hablamos de derechos de cada ser humado (derechos subjetivos), en cuanto alguien violenta o merma alguno de estos, entra en el campo de la responsabilidad subjetiva; es decir, en cada persona se derivan derechos y obligaciones por sus actos, teniendo de por medio el nexo causa-efecto de hacer o no hacer algo deliberadamente. Como entenderemos, la naturaleza no tiene esta capacidad de hacer ejercer por sí sola sus derechos vulnerados y sería muy peligroso -jurídicamente hablando- que a nombre de la naturaleza cada individuo que quiera defenderla o representarla lo haga interpretando subjetivamente el grado de vulneración a que ha sido expuesta. Por eso, para casos de ejercer la defensa de derechos de la naturaleza vulnerados o aparentemente vulnerados, en el Estado quien lo ejerce, a través de la normativa, en este caso, a través del concepto y consecuencias adatadas a la responsabilidad objetiva. Considerando la importancia de los antecedentes expuestos, voy a explicar el concepto de responsabilidad objetiva en general y en el tema ambiental. La responsabilidad objetiva explicada en términos simples es la situación jurídica de responder o reparar daños por hechos simplemente por su existencia, sin importar quien tenga la culpa o quien lo haya realizado. Lo esencial es que existe un daño, no el nexo causal de quien lo cometió o quien lo causó. El concepto de responsabilidad objetiva es propio del derecho civil, en la misma se prescinde la conducta de la persona y sus intenciones de causar o no daño; lo que interesa para la responsabilidad objetiva es únicamente el daño producido, no la intención del autor; ni si quiera importa el autor. Todo el concepto llega a tener sentido en cuanto este tipo de responsabilidad nace no de un acto voluntario, sino de haber asumido una actividad de riesgo siendo una acción, omisión y dentro de las acciones, las autorizaciones. Ahora bien, dentro del derecho ambiental ecuatoriano la Constitución ha tomado esta figura de responsabilidad objetiva para precautelar precisamente lo que acotábamos en párrafos anteriores, garantizar que cuando se trate de una reparación ambiental, la naturaleza no se quede sin un ente tutelar y representante inna54

to de velar por su derecho. En los casos-de daño ambiental- el Estado pasa a ser el representante de la naturaleza que exigirá que se cumplan sus derechos de reparación ambiental, aun cuando no esté claro o sea desconocido el sujeto que causó el daño. El tema tiene mucho sentido tomando en cuenta que se deben seguir los principios ambientales de precaución, prevención y aunque no lo parezca, el de quien contamina paga. Por tanto, si bien no importa el sujeto que causó el daño y que además es el Estado quien tiene la obligación de reparar el medio ambiente a ausencia del titular de la actividad de riesgo, existe el derecho de repetición para que se pueda cobrar los emolumentos y costos de la reparación integral. Si nos preguntamos ¿por qué es el Estado a través de sus instituciones debe ejercer la responsabilidad objetiva en ausencia del titular de la actividad de riesgo?, la respuesta es porque: si es una actividad lícita, debió ser autorizada y por el contrario, si es una actividad ilícita no se debió haber omitido el control y la suspensión. Un tema muy importante de puntualizar es que la reparación integral derivada de la responsabilidad objetiva, equivale a una indemnización en el ámbito civil y no exime de la responsabilidad penal por daños ambientales. Sin ser una consecuencia, la responsabilidad objetiva viene de la mano de la inversión de la carga probatoria en materia ambiental, pues antes de proceder a reparar el medioambiente hay que comprobar si en realidad existe o no daño. En este caso quien debe comprobar si existe o no daño -es quien va a reparar- es el sujeto que tomó la decisión de riesgo ambiental, sea esta decisión una actividad, acción, autorización u omisión. A la inversa, más allá de que se haya reparado ya el daño ambiental, en caso de buscar a los culpables (sujetos-personas), es el denunciante o de oficio el Estado quien tiene que probar quien causó el delito; en otras palabras, la inversión de la carga de la prueba no es para temas punitivos penales. En este caso, la legislación ecuatoriana está muy adelantada comparada con otras legislaciones, si ya le otorgó a la naturaleza derechos propios y la hizo un sujeto más, al no ser un ente con voluntad y pensamiento, tiene que otorgarle también los mecanismos necesarios para que ejerza sus derechos y los margine al máximo de la subjetividad e intereses de otros sujetos. En este caso personas con criterios, cargas subjetivas obvias de acuerdo a la cosmovisión cultura o simple manera de pensar y actuar que tengan o quieran tener al tratar de representarla. PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Prevención de conflictos socio ambientales: cambiar la cultura de la reacción por la cultura de la prevención a través de alertas y respuestas tempranas

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

tores involucrados intervienen de forma temprana antes que las problemáticas se agudicen, desemboquen en conflictos sociales o estallen en crisis.

¿CÓMO GENERAR UNA ALERTA Y RESPUESTA TEMPRANA?

Se define el proyecto, el área de influencia directa, los actores involucrados y se procede con la recolección de información que consiste en: descripción de los actores, hechos a suceder, demandas de las partes, medidas de presión y acciones anunciadas. Se analiza la información y se emite la alerta con: los mecanismos previos para prevenir el conflicto, recomendaciones para evitar el conflicto y entidades o instituciones responsables de dar respuesta a los/a actores del conflicto. Las entidades o instituciones responsables deben actuar inmediatamente antes que se instale la fase temprana del conflicto, con respuestas y propuestas a las partes demandantes. Se monitorea y evalúa constantemente para verificar que la alerta fue atendida y que se ha podido establecer un acercamiento entre las partes. El registro de la alerta y respuesta temprana debe estar acompañado de anexos, cómo: fotografías, actas, acuerdos, notas de prensa y todos aquellos documentos que puedan contribuir al análisis posterior del caso. Cuando el conflicto es detectado por una empresa de servicios, la alerta y respuesta temprana debe ser emitido a la empresa operadora. Cuando el conflicto es detectado por la empresa operadora, la alerta y respuesta temprana debe ser emitida a la institución involucrada en el tipo de conflicto detectado; laboral, ambiental, político, cultural, GAD parroquial, municipal, provincial, etc.

Darwin Vega. Licenciado en Biología y Química, Doctorado en Biología, Masterado en Medio Ambiente y Masterado en Gestión y Desarrollo Social. Coordinador de Desarrollo Social en PARDALISERVICES S. A. Con 15 años de experiencia en temas sociales, medio ambiente y seguridad.

Diego Paredes. Ingeniero Agrónomo. Egresado de la Maestría de Medio Ambiente, con 9 años de experiencia como responsable de desarrollo social en Tecpetrol.

QHSE

na alerta y respuesta temprana, responde a la necesidad de prevenir y/o evitar la escalada de conflictos socio ambientales, ligados principalmente a los proyectos extractivos. Los conflictos socio ambientales en el sector hidrocarburífero son frecuentes, y se actúa sobre ellos cuando se han manifestado o escalado, apareciendo un proceso en el que se presentan diferencias, que generan tensiones entre los actores sociales. Cuando el conflicto aparece, se ingresa a resolver sin poder crear condiciones sociales que permitan una fácil solución, terminando su transformación en costos humanos, impactos sociales, económicos y políticos. Por tanto, poder identificar conflictos sociales en forma temprana, dar seguimiento y evaluarlos permite evitar altos costos para el sector industrial y mantener un relacionamiento sostenible con la población. La prevención y adecuada gestión de los conflictos debe enfocarse en: identificar la fase temprana, darle seguimiento y evaluarlo. Sin embargo, también se puede actuar antes que el conflicto llegue a la fase temprana. El sistema de alertas y respuestas tempranas conocido como SART, es una herramienta que permite identificar las causas del conflicto, predecir su estallido y mitigar su impacto. El SART, funciona como una herramienta que emite una alerta oportuna, con tiempo suficiente para implementar medidas de prevención, monitorea las decisiones o acuerdos políticos suscritos y determina el grado de cumplimiento anticipando el resurgimiento de las tensiones sociales. La identificación en forma temprana de la problemática, ayuda a tener una respuesta oportuna sobre las causas que estén originando el conflicto social. De esta manera, los ac-

Autor: Darwin Vega y Diego Paredes

RESULTADOS DE ALERTAS Y RESPUESTAS TEMPRANAS EMITIDAS

de actividades, corresponde al 93%; 3 alertas terminaron en paralización, corresponde al 7%. Fueron emitidas 18 alertas de conflicto laboral que corresponde al 64%; 8 alertas de tipo social, corresponde al 29%; 1 alerta por indemnizaciones, corresponde al 3%; y 1 alerta de tipo ambiental, corresponde al 4%. Se emitieron 16 alertas, correspondiente al 57% para reacondicionamiento de pozo; 3 alertas fueron emitidas para perforación de pozo y 3 alertas emitidas para tendido de línea de flujo, que corresponde al 11% cada una.

Durante el año 2015 en una de las operaciones de TECPETROL, en la provincia de Sucumbíos, se emitieron las siguientes alertas y respuestas tempranas: Se emitieron 28 alertas y respuestas tempranas. 25 alertas no terminaron en conflicto, corresponde al 89%; 3 alertas terminaron en conflicto, corresponde al 11%. Se emitieron 28 alertas y respuestas tempranas; 26 alertas no terminaron en paralización

Alertas emitidas según el conflicto 11% Alertas que originaron conflicto Alertas que no originaron Conflicto

89%

Gráfico 1. Alertas emitidas que no provocaron conflicto Fuente: Departamento de Desarrollos Social

Alertas emitidas por el tipo de conflicto 3%

4% Laborales

29% 64%

Social Indemnizaciones Ambiental

QHSE

Gráfico 3. Alertas emitidas por el tipo de conflicto Fuente: Departamento de Desarrollo Social

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

Alertas por la paralización de actividades 7% Alertas que originaron paralización de actividades Alertas que no originaron paralización de actividades

93%

Gráfico 2. Alertas emitidas, que no provocaron paralización de actividades Fuente: Departamento de Desarrollo Social

Alertas emitidas por proyecto 3% 11%

11%

Ampliación de plataforma 3%

4% 4%

57%

Construcción de línea de conductividad Hidrocarburifera General Inspección Mecánica Desbroce Obras civiles y facilidades Reacondicionamiento de pozo

PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016

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entre las partes o actores que son o han sido parte del conflicto social. Un sistema de alerta y respuesta temprana da mayor posibilidad de intervenir a tiempo cuando una problemática empieza a desarrollarse como un conflicto social. El desarrollo de un sistema de alerta y respuesta temprana permite reducir los costos sociales, ambientales y económicos del escalamiento de un conflicto social. Los conflictos además de prevenirse pueden evitarse si se actúa a tiempo y si el diálogo con los actores involucrados es con los respectivos planes de acción. Las alertas y respuestas tempranas pueden ser aplicadas por todas las instituciones y organizaciones de la sociedad civil.

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LECCIONES APRENDIDAS A TRAVÉS DE LAS ALERTAS Y RESPUESTAS TEMPRANAS • El conflicto social no escala o no se inicia, si la alerta es emitida a tiempo. • Se identifican acciones de remediación, compensación o minimización de impactos en la intervención. • La búsqueda de soluciones es permanente a la problemática por parte de las partes o actores. • Existe un aprendizaje continuo, del conflicto social que se ha vivido, si llega a originarse. • Se elaboran acciones conjuntas entre los actores, para el desarrollo de políticas y cambios en la forma como se manejan la problemática. • Se genera una nueva forma de relacionarse

Gráfico 4: Alertas emitidas por proyecto Fuente: Departamento de Desarrollo Social

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Nuevas oficinas AIHE: A partir del 1ero de octubre de 2016 las oficinas de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador, AIHE, estarán ubicadas en: Av. 12 de Octubre N26-48 y Lincoln, Edificio Mirage, piso 3, oficina 3C. 58 PGE PETRÓLEO & GAS - DICIEMBRE 2016 Teléfonos de contacto: (02) 450-3164 y (02) 450-3169

Halliburton Ecuador realizó la primera implementación a nivel mundial de su tecnología convergente Landmark Earth Appliance, optimizado con “E&P blueprint” y la plataforma de aplicaciones DecisionSpace®. Esta tecnología de alto rendimiento, confiabilidad y escalabilidad permite reducir el tiempo de trabajo en diferentes etapas del ciclo petrolero con un ambiente colaborativo e integrado entre Reservorios, Geociencias, Perforación y Producción. La innovación y la tecnología permiten producir más barriles de petróleo de manera segura y económica.

Av. Amazonas N37-29 y Villalengua, Edif. Eurocenter, Piso 7 Quito, Ecuador Telf.: (593 2) 397-1700 www.halliburton.com