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

No. 009 - JUNIO 2016

IS SN 1390 - 8 81 2

2 000 EJEMPLARES

GESTORES

Gestión de activos no productivos

GEOLOGÍA

Historia de la exploración en la región amazónica

PERFORACIÓN

Mitigación de vibraciones para prevenir daños en el BHA

COMPLETACIÓN

Ahora es posible en Ecuador fracturar cerca de contactos de agua

PRESENTACIÓN

La novena edición de la Revista PGE PETRÓLEO&GAS reúne artículos de interés para el sector hidrocarburífero y empresas vinculadas directa o indirectamente con el mismo. El Director Ejecutivo de AIHE, Ernesto Grijalva, analiza el comportamiento que ha tenido el precio del petróleo desde inicios del año 2016 y como el panorama poco alentador en los primeros meses del año ha variado para acercarse a un barril de $50 dólares. En esta nueva edición de Revista PGE PETRÓLEO&GAS, también presentamos temas como: Gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos; La historia de la exploración en la región Amazónica; Mitigación de vibraciones para prevenir daños en el BHA. Además, artículos relacionados con: La innovación tecnológica mediante punzados por jet Hidráulico para la optimización de producción de pozos en Ecuador; Completaciones Duales en el Campo Libertador, entre otros. 4

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

CONTENIDO

6 7 11 12 13 20 24 30 41 44 49 53 55

Precio del petróleo WTI bordea los US$50 (junio 2016) Gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos SERTECPET obtiene patente de su Bomba Jet Claw Smart Capacitación Reportes Estadísticas Exploración de petróleo en Ecuador Inyección de Soluciones de Polímeros en Yacimientos de Petróleos Pesados con Acuífero Activo EOR DETECT: software para screening de recuperación mejorada de petróleo Mitigación de vibraciones para prevenir daños en el BHA “The Delay Fuse”: Maximizando productividad de una manera simple y eficiente Ahora es posible en Ecuador fracturar cerca de contactos de agua Innovación tecnológica mediante punzados por jet Hidráulico para la optimización de producción de pozos en Ecuador

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.

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

Colaboradores: Mauro Hoyer Romero, José Ch. Ferrer G., José Eduardo Bolaños Zárate, Gustavo Pinto Arteaga, José Luis Ziritt, Katie Poché, Byron Rosario Ruiz, Alex Espinoza G., Mauricio Herrera, Jhonny Álvarez, Luis Perdomo, José Jaramillo, Laura del Valle Rodríguez, Luis Carrera, Camilo Torres, Franklin Paredes y Byron López. Nota Editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio.

Impresión: Globalcorp Tiraje: 2000 Número: 009 - Junio 2016 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com

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CIFRAS

Precio del petróleo WTI bordea los US$50 (junio 2016) Autor: Ernesto Grijalva H.

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

l precio del petróleo ha logrado un importante incremento del 47,44% desde los $31,68 dólares registrados en enero hasta los $46,71 dólares registrados en mayo 2016. En los primeros dos meses del año el panorama parecía poco alentador ya que el precio apenas alcanzó los $31,68 dólares en el período enero - febrero 2016. Para marzo el petróleo muestra un nuevo incremento cerrando en $37,55 dólares. Y en abril el aumento continuó hasta lograr los $40,75 dólares el barril. La carrera por el aumento del precio continúa en mayo alcanzando un promedio de $46,71 dólares, con registros diarios que han superado los $49 dólares. Para mediados del mes de mayo, Goldman Sachs elevó sus previsiones a corto plazo sobre el precio del petróleo en Estados Unidos. Estimó que el petróleo se situará a un precio medio $45 dólares por barril en el segundo trimestre y $50 dólares por barril en la segunda mitad de 2016. En el lado de la demanda se recuperan por ajustes debido al aumento mundial que llegó a poco más de 95 millones de barriles diarios, principalmente por requerimientos de la India que se ubicó este año en el cuarto lugar como consumidor, superado exclusivamente por Estados Unidos, China y Japón. En el lado de la oferta diferentes factores incidieron en la reducción de producciones; el incendio en Fort Murray provincia canadiense de Alberta rica en yacimientos de crudo, una serie de ataques que han sufrido instalaciones petrolíferas en Nigeria, recortes en Ghana, debido a que

PRECIOS DEL PETRÓLEO AÑO 2016 Dólares WTI

BRENT

ORIENTE

NAPO

Enero

31,68

30,70

23,25

19,44

Febrero

30,32

32,18

24,98

16,38

Marzo

37,55

38,21

30,57

25,19

Abril

40,75

41,58

36,11

29,89

Mayo

46,83

46,85

40,42

33,63

jun-01

47,85

48,77

42,18

37,48

jun-02

48,16

48,96

42,25

37,55

jun-03

48,96

49,79

42,50

37,80

jun-06

49,70

50,62

42,94

38,24

jun-07

50,15

51,14

43,22

38,52

jun-08

51,22

52,41

43,31

38,61

jun-09

50,74

52,08

43,15

38,45

jun-10

49,72

50,96

42,78

38,08

jun-13

48,37

49,77

42,13

37,43

jun-14

48,47

49,83

41,26

36,56

jun-15

47,87

48,88

41,04

36,34

jun-16

46,78

47,76

41,14

36,44

50,00

jun-17

47,27

48,49

41,21

36,51

45,00

jun-20

49,01

50,20

41,44

36,74

40,00

jun-21

48,38

49,81

42,22

37,52

jun-22

50,16

50,95

42,15

37,45

jun-23

49,82

50,50

41,54

36,84

48,00

48,63

PRECIOS DEL PETRÓLEO PETRÓLEO AÑO 2016 2016 PRECIOS DEL AÑO

35,00 Dólares

la producción de petróleo de Libia se reduce por el bloqueo que sufre su principal punto de embarque, situado en el puerto oriental de Marsa al Hariga y el descenso imprevisto en los inventarios del crudo en Estados Unidos. Particularmente considero que en el próximo semestre los precios se mantendrán en estos niveles debido a los volúmenes de reserva que aún persisten por el aumento de producción de Irak, Emiratos Árabes Unidos e Irán que compensaron ampliamente las reducciones de Nigeria y Kuwait dentro de los miembros de la OPEP (32,8 MMBPPD).

30,00

WTI

25,00

BRENT

20,00

ORIENTE

jun-24

15,00

NAPO

jun-27

46,80

47,63

jun-28

47,65

48,35

10,00 5,00 0,00

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Fuente: Bloomberg: Precios WTI y Brent EP Petroecuador: Precios Oriente y Napo PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

GESTORES

Gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos Autor: Mauro Hoyer Romero

asta un 10% de los activos o bienes de empresas e instituciones llegan a encontrarse ociosos o son excedentes en casi todo momento. La gerencia profesional de activos no productivos, también conocida como Recuperación de Inversiones, puede generar importantes retornos financieros asociados a la generación de ingresos extraordinarios y la reducción de costos operacionales, con un impacto positivo -en el orden de un 20%- en las economías de procura de las empresas que lo utilizan como parte integral de sus cadenas de suministro. En Ecuador existen el marco legal y empresas especializadas para la introducción de estas prácticas gerenciales en el sector hidrocarburos en el corto plazo. ¿ Qué son activos no productivos? Son todo tipo de activos (equipos, materiales, inmuebles, etc.) nuevos o usados, que por exceso, desuso u obsolescencia, afectan la cadena de valor de una empresa, pues al comprometer los recursos financieros que fueron originalmente utilizados para su adquisición, afectan directamente al capital de trabajo de la empresa y limitan el nivel de muchas de sus operaciones más importantes.

Gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos La acumulación de activos o bienes no productivos no es algo nuevo, ni afecta a un sector industrial particular. A pesar de su magnitud -estudios indican, que hasta un 10% de los activos o bienes de empresas e instituciones se encuentran ociosos o son excedentes en casi todo momento-, se podría decir que es un problema bastante generalizado, que por diversas razones, no se maneja profesionalmente, con efectos negativos financieros, operacionales y ambientales para las empresas e instituciones. En las últimas PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

décadas, la preocupación por la conservación del medio ambiente y regulaciones introducidas sobre la disposición y/o reciclaje de activos excedentes, ha contribuido a darle mayor relevancia a este problema y a la necesidad de buscar soluciones al mismo. La industria hidrocarburífera mundial, en particular, se ve usualmente afectada a través de toda su cadena de valor -exploración, producción, refinación, fraccionamiento, transporte y distribución- por la falta de planificación y de procesos dedicados a la monetización y disposición de materiales y equipos excedentes. Estos materiales y equipos provienen de proyectos concluidos o cancelados y de la desincorporación de activos por diversas razones (reemplazo, obsolescencia, cese de operaciones, ineficiente manejo de inventarios, etc.). La falta de planificación y de procesos tienen importantes implicaciones financieras, operacionales y ambientales. Financieramente, a estos materiales y equipos se les asigna un valor estimado, que se refleja en los estados financieros como “inventarios o activos no productivos”. Sin embargo, en la práctica, en el momento de su disposición o venta, difícilmente se obtiene el valor asignado. Esto se debe a que con estos materiales y equipos por lo general, no se toman las medidas adecuadas de mantenimiento, y gradualmente se van deteriorando y depreciando en su valor. Adicionalmente, en algunos casos es difícil establecer el costo de la obsolescencia y depreciación de los mismos, por lo cual, eventualmente estos materiales y equipos deben ser vendidos con valores muy bajos, cercanos a precios de chatarra. Operacionalmente, el mal manejo de excedentes acarrea costos asociados a la proliferación de almacenes y patios de almacenaje, clasificación, inventariado ocasional, y movilización de material y equipos no productivos, entre otros. Por otra parte, las implicaciones y costos de Seguridad, Higiene y Ambiente (SHA) pue-

Mauro Hoyer Romero Ingeniero en Energía y Combustibles de la Universidad de Leeds, Inglaterra. Maestría en Administración de Empresas del Colegio de Gerencia de Henley, Inglaterra. Presidente y Fundador de la empresa Ventas Industriales en Ecuador y México.

GESTORES den ser tan importantes como el costo financiero y operacional, cuando se toman en cuenta los costos de desmantelamiento, remediación ambiental, seguridad industrial, etc. Considerando todos estos factores, se estima que los costos anuales de mantener estos activos excedentes pueden alcanzar un 25% o más del costo de dichos activos (figura 1).

Figura 1: Costos de manejo de activos excedentes

Por otra parte, el desconocimiento y la omisión durante la búsqueda de soluciones para abordar el problema de monetización y disposición de excedentes del sector hidrocarburos de forma efectiva, pueden resultar en una falta de oportunas acciones gerenciales para maximizar el valor de recuperación de los materiales y equipos excedentes (figura 2).

Figura 2: Opciones para el manejo de activos no productivos

De allí la importancia de introducir de manera permanente, las mejores prácticas gerenciales existentes a nivel internacional (“best prac8

tices”) en los procesos de manejo de los activos no productivos y de las cadenas de suministro de las empresas.

El eslabón faltante en las cadenas de suministro Michael Porter, Profesor de la Universidad de Harvard, contribuyó significativamente en los años ochenta a la mejora de las cadenas de suministro con sus estudios sobre las cadenas de valor. En estas últimas, se analizan actividades específicas a través de las cuales las empresas crean valor para sus clientes y para ellas mismas, logrando a su vez mejorar su posicionamiento competitivo. A la luz de nuevas teorías de negocios desarrolladas en los últimos años, el modelo lineal de cadena de valor propuesto por Porter ha venido evolucionando hacia un modelo circular que incorpora la monetización y reciclaje de los activos no productivos como parte integral de la cadena de valor y de los procesos de procura de las empresas (figura 3). La incorporación de la recuperación de inversiones a través de la disposición de los activos no productivos en los procesos de procura, puede mejorar hasta en un 20% las economías de procura de una empresa.

Figura 3(*): El eslabón faltante en la gerencia de la cadena de suministro (*) Basado en el modelo de cadena de valor de Michael Porter

Oportunidades y retos para la monetización de activos no productivos La gerencia profesional de los activos no PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

Entre los principales retos que afrontan las empresas se pueden mencionar: • Concientización del problema y de las oportunidades. En muchas empresas, sus ejecutivos y empleados se “acostumbran” a la acumulación de activos no productivos y no lo ven como un “problema real” a resolver mediante el establecimiento de procesos, para que no vuelva a ocurrir. Igualmente, no visualizan las oportunidades indicadas anteriormente y subestiman los ingresos extraordinarios que se pueden generar. • Oportuna toma de decisiones. El retraso en la toma de decisiones para disponer de los activos excedentes, resulta crítico afectando el valor de los bienes, tal como está señalado en la figura 2. • Cambio de mentalidad y futuro modo de operación. La solución permanente pasa por cambiar la forma de ver esta problemática, introduciendo en las cadenas de suministro las mejores prácticas gerenciales actuales, que incluyen el eslabón de recuperación de inversiones como parte integral de las mismas (figura 3).

Posibles soluciones al manejo de activos excedentes en el sector hidrocarburos

Usualmente, en la monetización y disposición de bienes excedentes en el sector hidrocarburos, las empresas afectadas manejan dos enfoques diferentes: 1. Dedicar recursos propios para la disposición de estos activos. Cuando esto sucede, por lo general, se le encarga la venta de los materiales y equipos a los departamentos de Procura o Compras. Sin embargo, los resultados no suelen ser los más satisfactorios debido a que estos departamentos están diseñados para comprar materia prima, insumos, equipos y materiales para sus operaciones, pero no para vender sus excedentes o equipos desincorporados. Por esta razón, esta solución es PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

poco efectiva, ya que estos departamentos no manejan los procesos más eficientes para gestionar las ventas (ventas privadas directas, subastas, etc.) y no poseen la información suficiente (cantidad y ubicación) sobre empresas nacionales e internacionales que se dedican a comprar materiales y equipos excedentes. La situación se agrava en algunos casos, cuando el material no está debidamente inventariado y clasificado, lo que dificulta aún más la gestión de ventas, en cuanto a valor y tiempo. 2. Contratar a una empresa especializada en la actividad integral y global de disposición de materiales y equipos excedentes, lo que puede incluir las fases de inventariado, clasificación, avalúo y ventas de materiales y equipos, a fin de proporcionar un mayor valor a los mismos. Además del conocimiento del sector hidrocarburos, algunas de estas empresas proporcionan sofisticadas herramientas tecnológicas para los procesos de venta, al igual que una amplia base de datos de potenciales compradores a nivel internacional. Esto contribuye a reducir significativamente los tiempos de disposición de los bienes. La contratación de una empresa especializada permite una mayor valorización de los materiales y equipos, en el orden del 15% al 20% de lo que obtendría la empresa propietaria al venderlos directamente. En Ecuador, la empresa ecuatoriana Ventas Industriales S.A. (VINSA) se dedica a ofrecer este tipo de servicios en todo el territorio nacional y para todo tipo de empresas públicas o privadas, con el respaldo de la empresa líder a nivel mundial en liquidación de activos no productivos, Liquidity Services. Cuando se toma la decisión de contratar a una empresa especializada, el éxito del proyecto depende en gran parte del apoyo interno que se le ofrezca. En este sentido, es imprescindible que desde el inicio se involucre al más alto nivel ejecutivo de la empresa dueña de los materiales y equipos, y se asigne como líder del proyecto a un funcionario o ejecutivo de alto nivel, lo cual le da la importancia necesaria para darle la importancia necesaria y cambiar el paradigma de que estos materiales tienen poco o ningún valor.

Ecuador y la gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos

La introducción de la gerencia profesional de activos no productivos es posible en el corto plazo en Ecuador, como parte de la modernización

QHSE

productivos en las empresas de hidrocarburos, estatales o privadas, genera tanto oportunidades como retos. Entre las oportunidades se pueden mencionar: • Generación de ingresos extraordinarios, a través de: • Reducción de costos • Ingresos por ventas • Optimización de inventarios • Mejoras en la responsabilidad social de la empresa • Reducción de pasivos ambientales

GESTORES

GESTORES de las prácticas gerenciales en el sector hidrocarburífero nacional, en búsqueda de incrementar su productividad y competitividad, y de generar ingresos extraordinarios para el estado ecuatoriano. Para esto se requiere un marco institucional y legal adecuado, empresas calificadas para su implantación y la voluntad de los actores involucrados en la introducción y ejecución de estas nuevas prácticas gerenciales. El marco legal del sector petrolero ecuatoriano, basado en su Ley de Hidrocarburos y la Resolución del Directorio de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) número 006-003 del año 2013, definen y norman los procedimientos para enajenar, gravar o retirar bienes manejados por empresas estatales -entre éstas Petroamazonas y Petroecuador- o privadas con contratos de operaciones a través de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE) (figura 4). La mencionada resolución de la ARCH es lo suficientemente precisa, en procedimientos y tiempos de actuación para cada ente involucrado en el proceso. Es así, que la problemática de monetización de activos no productivos en el sector hidrocarburífero ecuatoriano puede ser abordada de una manera inmediata, con significativos resultados positivos financieros, operacionales y ambientales que a su vez contribuirán a mejorar la productividad y eficiencia del sector petrolero ecuatoriano. En cuanto a la existencia de empresas calificadas, empresas ecuatorianas como VINSA han realizado este tipo de actividades en forma exitosa en Ecuador y otros países de la región. Por otra parte, en el reciente evento sobre gerencia

profesional de activos petroleros no productivos organizado en abril de 2016 por la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador, los diferentes actores oficiales y privados asistentes discutieron activa y positivamente sobre la necesidad y conveniencia de introducir en Ecuador este tipo de prácticas gerenciales, reafirmándose así la viabilidad de su implantación. Conclusiones • La problemática de la acumulación de bienes o activos no productivos afecta a todos los sectores industriales por igual, así como a empresas privadas y estatales. • La gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos, genera importantes beneficios financieros, operacionales y ambientales a las empresas que los incorporan como parte de sus procesos productivos. • La forma más efectiva de abordar este problema es a través de la utilización de empresas especializadas en esta materia, en lugar de asignar recursos internos de las empresas, pues esto último resulta en el largo plazo más costoso e incrementa los tiempos de disposición de los bienes. • En Ecuador existen la normativa legal suficiente y empresas ecuatorianas especializadas de talla internacional, como para monetizar bienes excedentes del sector hidrocarburífero en el corto y mediano plazo. Solo se requieren acciones ejecutivas y gerenciales que catalicen el trabajo conjunto de los entes involucrados, para beneficio del estado ecuatoriano y de las empresas que operan en el sector.

Figura 4: Procedimientos para enajenar, gravar o retirar bienes del sector hidrocarburos 10

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

GESTORES

SERTECPET obtiene patente de su Bomba Jet Claw Smart ¿Cómo nació la idea o necesidad de crear la bomba Jet Claw Smart? Este tipo de bomba fue creada basándonos en las necesidades de los clientes. Visualizamos que en un futuro cercano a medida que los campos van depletándose con seguridad las empresas operadoras en el país y el mundo, tendrían la necesidad de reducir costos de producción. Así nació la idea de desarrollar una bomba inteligente capaz de producir, restaurar y obtener información de forma instantánea para la toma de decisiones del cliente mientras el pozo está en producción. Entonces diseñé y manufacturé un prototipo para visualizar el alcance de lo que quería desarrollar. ¿Cuánto tiempo tomó su fabricación? Desde que concebí la idea, la ingeniería, manufactura y desarrollo del software multifásico SYAL, además de las pruebas en pozos reales en los campos de Petróleos Mexicanos (PEMEX) transcurrieron cinco años. Posteriormente, el proceso de patentar la bomba en Estados Unidos inició en febrero del 2012 y culminó en junio del presente año que nos entregaron la patente. ¿Cuáles son las aplicaciones de la bomba Jet Claw Smart? Este tipo de bomba se utiliza para pruebas de pozos, pozos en producción, inyección de agua, recuperación de ácidos, solventes, arena de formación y residuos de solvente, restauración de presión y temperatura en forma instantánea. ¿Cuál fue el monto de inversión? Para llegar al resultado final de la Jet Claw Smart, durante estos cinco años de esfuerzo, se realizó una inversión superior a los USD. 14’000.000,00 (Catorce Millones de Dólares Americanos) entre prototipos, materiales, salarios por mano de obra, diseño, ensayos, transportes nacionales e internacionales, materiales especiales, pruebas de pozos, mejoras y cambios, entre otros. ¿De qué manera beneficia al país la creación de la Bomba Jet Claw Smart? Existen varios beneficios entre los que podemos destacar que esta es la primera patente ecuatoriana registrada en Estados Unidos. El principal objetivo que me motivo a su creación fue impulsar el desarrollo de la industria del país y ofrecer al sector un sistema innovador y eficiente para beneficio del Estado ecuatoriano y otros países donde mantenemos operaciones o representaciones. El sistema de bombeo hidráulico con Bomba Jet incrementa la producción mientras reduce costos, lo que nos permite optimizar recursos y promover la industria nacional con altos niveles de competitividad. Además generamos oportunidades para fortalecer al desarrollo PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

del talento humano nacional. Gracias a su tecnología de última generación la Bomba Jet Claw Smart nos permite monitorear el pozo en tiempo real desde cualquier parte del mundo a través de los softwares que hemos desarrollado para este efecto. Con la implementación de este sistema le ahorramos al Estado la salida de divisas y demostramos que los ecuatorianos somos competitivos a nivel mundial, mientras exportemos productos y servicios de alta calidad y valor tecnológico. ¿Operan en otros países? SERTECPET tiene operaciones directas y oficinas en Ecuador, México, Colombia, Perú y Brasil, además de representaciones en tres continentes. Exportamos tecnología propia, patentes, productos, servicios y talento humano altamente capacitado. Reciben los beneficios del uso de la bomba, para brindar a todos nuestros clientes servicios al más alto nivel, incrementando su producción, reduciendo costos y optimizando sus recursos. ¿Cómo obtuvo la patente en Estados Unidos y porqué se registró en este país? El proceso de obtención de la patente en Estados Unidos inició a través de solicitud de patente de la invención en Ecuador (27-abr-2011), lo que permite gestionar patentes en el extranjero. En base a la solicitud ecuatoriana, se presentó otra en la Organización Mundial de la Propiedad Intelectual (OMPI) a través del tratado PCT por sus siglas en inglés (Patent Cooperation Treaty o Tratado de Cooperación en Patentes). Esta solicitud se tramitó en Ginebra y permitió que después se presentaran solicitudes de continuación del trámite de patente internacional. El interés de SERTECPET en que la patente se realice en EE.UU. se enfoca en que se enfoca en que este país representa un mercado importante, altamente competitivo y extenso dentro del sector hidrocarburífero y energético en general. ¿Qué requisitos debieron cumplir para obtener la patente? La invención tiene que cumplir con tres requisitos que son: novedad, altura inventiva y susceptibilidad de aplicación Industrial, lo que nuestra bomba cumple con la excelencia que caracteriza a SERTECPET. La patente del APARATO INTELIGENTE DE BOMBEO HIDRÁULICO PARA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO Y OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN DE FONDO DEL YACIMIENTO tiene el siguiente estado a nivel internacional: Patente concedida en: Colombia (limitado al procedimiento de la invención), Ecuador, México, Federación Rusa y EE.UU. Patente en trámite en: Argentina, Canadá, Brasil y Perú.

Ing. Byron López, Chief Development Officer SERTECPET

Como lo hemos demostrado, en el Ecuador hay capacidad para innovar y desarrollar tecnología incluso en las industrias más demandantes y complejas como es la hidrocarburífera y energética. SERTECPET es un ejemplo de que el país puede tener autosuficiencia tecnológica, energética e industrial, promovemos el compromiso mancomunado del sector público-privado y el involucramiento de la academia para estos procesos. 11

CAPACITACIÓN

CAPACITACIÓN Y EVENTOS AIHE Recuperación Mejorada de Petróleo en la Cuenca Oriente – Proyecto de Inyección de Agua en Bloque Tarapoa Organiza: Auspicia: Lugar y Fecha: Información:

Círculo de Expertos AIHE Andes Petroleum Ecuador Ltd. Quito, 28 de julio de 2016 aihe@aihe.org.ec

Manejo de Conflictos Socio – Ambientales Organiza: Círculo de Expertos AIHE Auspicia: Concertar Lugar y Fecha: Quito, 25 de agosto de 2016 Información: aihe@aihe.org.ec

Gestión estratégica de los negocios en tiempos de crisis Organiza: Auspicia: Lugar y Fecha: Información:

Círculo de Expertos AIHE ADEN Business School Quito, 27 de septiembre de 2016 aihe@aihe.org.ec

SPE Forecasting Well Production Data in Unconventional Resources Organiza: Lugar y Fecha: Información:

SPE Society of Petroleum Engineers San Antonio, Texas EEUU - 30 y 31 de julio de 2016 http://www.spe.org/training/courses/FWP.ph

Prediction and Management of Fines Migration for Enhanced Oil & Gas Production Organiza: Expositor: Lugar y Fecha:

SPE Distinguished Lecturer Pavel Bedrikovetsky, University of Adelaide Quito, Ecuador – 26 de septiembre de 2016

Managing Heavy and Extra Heavy Oil Fields in the Environment of Low Oil Prices – An Advanced Course Organiza: Lugar y Fecha: Información: 12

SPE Society of Petroleum Engineers Lima, Perú - 18 de octubre de 2016 http://www.spe.org/training/courses/MHO1.php PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

REPORTES

Torres de perforación en el mundo

FECHA DEL ÚLTIMO CONTEO

CONTEO DE TORRES DE PERFORACIÓN

DIFERENCIA CON CONTEO ANTERIOR

FECHA DEL CONTEO ANTERIOR

DIFERENCIA CON EL AÑO PASADO

FECHA DEL CONTEO DEL AÑO PASADO

Estados Unidos

03-jun-16

408

27-may-16

-460

5-Jun-15

Canadá

03-jun-16

-2

27-may-16

-75

5-Jun-15

Mayo 2016

955

Abril 2016

-203

Mayo 2015

ÁREA

Internacional

Fuente: Rig Count Overview & Summary Count

Torres de perforación en el mundo (Promedio anual)

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

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

Enero-Mayo 2016

218

397

185

990

115

502

1606

FECHA

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

REPORTES

Nivel de actividad referencial de torres perforando en el Ecuador (2014-2016)*

50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

TORRES DE PERFORACIÓN

TORRES DE REACONDICIONAMIENTO

* Toma como referencia el “Rig report” elaborado mensualmente por Jorge Rosas Fuente: Jorge Rosas, Rig Report

Torres perforando en el Ecuador Junio 1, 2016

Operador

Pozo

Contratista

Taladro

Tipo de equipo

Comentarios

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE11

CCDC

CCDC25

2000 HP

WOC

ENAP SIPEC

MDC12RE

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

DRILLING REENTRY. 8 1/2” HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

TIPUTINI C005

SINOPEC

248

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS1

SHUSHUFINDI 174D

HILONG

2000 HP

RUNNING 9 5/8” HOLE

EP PETROAMAZONAS2

AUCA M147

SINOPEC

119

2000 HP

RUNNING 13 3/8” CASING

EP PETROAMAZONAS2

AUCA SUR D026

SINOPEC

191

2000 HP

DRILLING 12 1/4”

EP PETROAMAZONAS3

PLAN 057

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

DRILLING 8 1/2” HOLE

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, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP 3. Para proveer servicios en esta área, IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

DESDE ECUADOR LIDERAMOS

Los cambios que mejoran al MUNDO

Obtuvimos para Ecuador la primera patente de innovación, desarrollo y tecnología otorgada por el Gobierno de los Estados Unidos de América. Nos fue concedida la patente No. 9,297,239 con el título de: “Aparato Inteligente de Bombeo Hidráulico para recuperación de Petróleo y Obtención de Información de Fondo del Yacimiento.”

REPORTES

Torres de perforación disponibles en el Ecuador Contratista

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report 16

No. Rig

Tipo de equipo

Comentarios

CCDC

CCDC028

200O HP

SACHA 460 PAD. RIG MAINTENANCE

CCDC

CCDC036

BAOJI 2000 HP

YNOA 025

CCDC

CCDC037

ZJ70DB (2000 HP)

TAPIR NORTE

CCDC

CCDC038

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC039

1600 HP

DEMOB.FROM SANSAHUARI 24.TO CCDC LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC066

2000 HP

DEMOB. FROMAUCA M146. TO CCDC COCA BASE

CCDC

CCDC068

2000 HP

ACAL 140. RIG MAINTENANCE

CCDC

CCDC069

2000 HP

COCA. RIG MAINTENANCE

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

ZJ70DB VFD 2000 HP

COCA BASE

HILONG

2000 HP

PAYAMINO G PAD

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

SHUSHUFINDI BASE

PDVSA

PDV-79

ZJ70DB 2000 HP

DEMOB. FROM RIO NAPO & PREPARRING TO MOBILIZE TO VENEZUELA

PETREX

2000 HP

COCA BASE

PETREX

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

AGIP CPF STDBY

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

156

ZJ70/4500D 2000 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

SUSPENDED OPERATIONS (KAMANA)

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

JIVINO

SINOPEC

183

2000 HP

SUSPENDED OPERATIONS (PAÑATURI)

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

220

2000 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

STDBY. WITHOUT CREW IN OCANO LOCATION (ORION)

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

REPORTES

Torres reacondicionando en el Ecuador Junio 1, 2016

OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

No. RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 8RE

HILONG

XJ 650

INITIAL COMPLETION

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVAS

SAMI 1

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

W.O.

ENAP SIPEC

MDC06

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SHUSHUFINDI 036

DYGOIL

CAMERON 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS

COCA A053

GEOPETSA

UPET 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PALO AZUL A003I

GEOPETSA

ZPEC 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

LIMONCOCHA D11

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

JIVINO F002I

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SHUSHUFINDI A002

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS

TAPI A008

TRIBOILGAS

COOPER 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRAGO NORTE D051

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

GUANTA F027

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDEN YUTURI B002I

TRIBOILGAS

105

CROWN 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CUYABENO F036

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PAÑACOCHA B005

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SHS 130D

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POr DYGOIL)

SSFD01

KING SERVICES 750HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

AUCA 96

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS2

SECOYA 008

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

W.O.

SECOYA A0047

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

W.O.

RUMIYACU 5

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AUCA Q173

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS

CONONACO E014

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

CHONTA ESTE A004

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

AUCA I108

TUSCANY DRILLING

111

665 HP

W.O.

AUCA D095

SINOPEC

907

XJ 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AUCA F136

GEOPETSA

LTO-550-VIN-26606

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

PALO AZUL50

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

MOBILIZING RIG TO LOCATION

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 18

DYGOIL

FRANKS 600

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 119

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 238D

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 189

CCDC

650 HP

W.O.

REPSOL

GINTA A11

SINOPEC

908

650 HP

MOBILIZING RIG TO LOCATION

TECPECUADOR

BERMEJO NORTE 04

PETROTECH

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS

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) Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

REPORTES

Torres de reacondicionamiento activas en el Ecuador CONTRATISTA

No. RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

OIME 750SL

STBY. VILLANO “B”

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO “B”

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

KUPI E PAD (MAINTENANCE)

CCDC

650 HP

COCA BASE (MAINTENANCE)

ESPINEL & ASOCIADOS

EA 12

XJ 650

COCA BASE

GEOPETSA

COOPER LTO 550

COCA BASE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE

HILONG

DFXK JC11/21 650HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

PREPARRING TO MOBILIZE TO WORK IN LAGO AGRIO FIELD (EP PETROAMAZONAS4)

SAXON ENERGY SERVICES

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

904

750 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

905

750 HP

EDYT 158H SUSPENDED OPERATIONS (KAMANA)

SINOPEC

932

XJ650

INSPECTION PREVIOUS TO BEGIN OPERATIONS WITH PAÑATURI

TRIBOILGAS

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

TRIBOILGAS

WILSON 42 B

COCA BASE

TRIBOILGAS

COOPER 550DD

COCA BASE

TRIBOILGAS

103

550 HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

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)

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006 – 2016 (Dólares por barril) PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT (2006-2016) 120,00

110,00

100,00

90,00

80,00

70,00

60,00

50,00

40,00

30,00

20,00

CRUDO ORIENTE

CRUDO NAPO

WTI (WEST TEXAS INTERMEDIATE)

may-16

abr-16

mar-16

feb-16

ene-16

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

10,00

BRENT

Fuente: EP Petroecuador, BP Statistical Review of World Energy 2014 y EIA Energy Information Administration Las cifras del 2016 corresponden al período Enero - Mayo 2016 Nota: Los precios de los crudos Oriente y Napo del mes de Mayo, corresponden a un cálculo promedio de los precios no oficiales reportados por EP Petroecuador.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS (BPPD) 600.000

500.000

400.000

300.000

SUBTOTAL CÍAS PRIVADAS SUBTOTAL CÍAS ESTATALES

200.000

abr-‐16

may-‐16

feb-‐16

mar-‐16

ene-‐16

dic-‐15

nov-‐15

oct-‐15

sep-‐15

jul-‐15

ago-‐15

jun-‐15

may-‐15

abr-‐15

mar-‐15

feb-‐15

ene-‐15

dic-‐14

nov-‐14

oct-‐14

sep-‐14

jul-‐14

ago-‐14

jun-‐14

may-‐14

100.000

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 20

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016 ju l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 14 en e-‐ 15 m ar -‐1 5 m ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 15 no v-‐ 15 en e-‐ 16 m ar -‐1 6 m ay -‐1 6

200

ju l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 1 en 4 e-‐ 1 m 5 ar -‐1 m 5 ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 15 no v-‐ 15 en e-‐ 1 m 6 ar -‐1 m 6 ay -‐1 6

400

600

-‐1

800

1.000

1.200

CAMPO PUMA PUMA S.A. (CONSORCIO CAMPO S.A. PEGASO) (CONSORCIO PEGASO)

-‐1

-‐1 4 l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 1 en 4 e-‐ 1 m 5 ar -‐1 m 5 ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 15 no v-‐ 1 en 5 e-‐ 1 m 6 ar -‐1 m 6 ay -‐1 6 ju

m ay

ay -‐1 4 ju l-‐1 se 4 p-‐ 1 no 4 v-‐ 1 en 4 e-‐ 1 m 5 ar -‐1 m 5 ay -‐1 5 ju l-‐1 se 5 p-‐ 1 no 5 v-‐ 15 en e-‐ 1 m 6 ar -‐1 m 6 ay -‐1 6

PETROAMAZONAS EP EP PETROAMAZONAS

ORIONOIL EER R SS.A. .A. ORIONOIL l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 14 en e-‐ 15 m ar -‐1 5 m ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 15 no v-‐ 15 en e-‐ 16 m ar -‐1 6 m ay -‐1 6

-‐1

l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 1 en 4 e-‐ 1 m 5 ar -‐1 m 5 ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 1 no 5 v-‐ 1 en 5 e-‐ 1 m 6 ar -‐1 m 6 ay -‐1 6

-‐1

16.000 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0

ay -‐1 4 ju l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 14 en e-‐ 15 m ar -‐1 m 5 ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 15 no v-‐ 15 en e-‐ 16 m ar -‐1 m 6 ay -‐1 6

375.000 370.000 365.000 360.000 355.000 350.000 345.000 340.000 335.000 330.000 325.000

l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 1 en 4 e-‐ 1 m 5 ar -‐1 m 5 ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 15 no v-‐ 1 en 5 e-‐ 1 m 6 ar -‐1 m 6 ay -‐1 6

-‐1 4

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD)

76.000 75.000 74.000 73.000 72.000 71.000 70.000 69.000 68.000 67.000

OPERACIONES NAPO OPERACIONES RRÍO ÍO N APO CCEM EM

AGIP OIL OIL AGIP ANDES PETROLEUM PETROLEUM ANDES

37.000 36.000 35.000 34.000 33.000 32.000 31.000 30.000 29.000

GENTE GENTE OIL OIL EECUADOR CUADOR

8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0

3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0

ORION ENERGY ENERGY OCANOPB OCANOPB S.A. S.A ORION

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE

22 4.000

2.000

REPSOL ÁREA BLOQUE 16 + REPSOL ÁREA BLOQUES 16 Y 67 TIVACUNO

40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0

500

sep-15

jul-15

may-15

may-16

1.000

may-16

1.500

mar-16

2.000

mar-16

2.500

nov-15

3.000

ene-16

3.500

nov-15

TECPECUADOR TECPECUADOR

ene-16

sep-15

6.000

4.000

jul-15

6.000

may-15

8.000

ene-15

mar-15

500

mar-15

1.000

200

nov-14

1.500

400

ene-15

PACIFPETROL PACIFPETROL

nov-14

2.000

600

l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 14 en e-‐ 15 m ar -‐1 5 m ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 15 no v-‐ 15 en e-‐ 16 m ar -‐1 6 m ay -‐1 6

2.500

800

3.000

1.000

jul-14

10.000

1.200

sep-14

12.000

-‐1

3.500

sep-14

14.000

1.400

jul-14

PETRORIENTAL PETRORIENTAL (BLOQUE Y 17) 17) (BLOQUE 14 14 y m

l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 14 en e-‐ 15 m ar -‐1 5 m ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 15 no v-‐ 15 en e-‐ 16 m ar -‐1 m 6 ay -‐1 6

ay -‐1

4 l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 14 en e-‐ 15 m ar -‐1 5 m ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 15 no v-‐ 15 en e-‐ 16 m ar -‐1 m 6 ay -‐1 6

4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0

may-14

may-16

mar-16

ene-16

nov-15

sep-15

jul-15

may-15

mar-15

ene-15

nov-14

sep-14

jul-14

may-14

ay -‐1 4 ju l-‐1 4 se p-‐ 14 no v-‐ 14 en e-‐ 1 m 5 ar -‐1 m 5 ay -‐1 5 ju l-‐1 5 se p-‐ 15 no v-‐ 1 en 5 e-‐ 16 m ar -‐1 m 6 ay -‐1 6

CONSORCIO CONSORCIO PPALANDA ALANDA YYUCA UCA SSUR UR

may-14

may-16

mar-16

ene-16

nov-15

sep-15

jul-15

may-15

mar-15

ene-15

nov-14

sep-14

jul-14

may-14

-‐1

ESTADÍSTICAS I

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD)

6.000

CONSORCIO PETROSUD -‐P- ETRORIVA CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000 0

PETROBELL PETROBELL

16.000

ENAP SIPEC ENAP SIPEC

14.000

12.000

10.000

8.000

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Exploración de petróleo en Ecuador Franklin Paredes Ingeniero en Geología de la Universidad Central del Ecuador. Posee una Maestría en Geociencias con Especialidad en Geofísica de la Universidad de Tulsa, Estados Unidos. Subgerente de Producción de CEPE (1988-1990). Miembro de Society of Exploration Geophysicists (SEG), A.P.G. Habla español, quichua e inglés y lee hebreo.

• • • • •

Autor: Franklin Paredes

oda Empresa petrolera tiene como misión incrementar el monto de sus reservas mediante inversiones a corto, mediano y largo plazo. Estas inversiones fortalecen a la Empresa, lo importante en la administración es balancear las inversiones considerando el tiempo de retorno de las mismas. Este artículo es de carácter ilustrativo y describe: 1. La Historia de la Exploración en la región Amazónica del Ecuador, la relación Reservas-Producción hasta el 2033, y propone 2. Las Zonas con las mejores perspectivas para la exploración en la Región Amazónica del Ecuador, a: 2.1. Corto y mediano plazo en trampas estructurales estratigráficas, y a 2.2. Largo plazo en el Precretácico, en trampas estructurales y estratigráficas en el Pre-Cretácico en la Formación Santiago. 3. Proporciona un esquema para agrupar las reservas.

levantamiento gravimétrico de toda la cuenca y se registraron 4070 Km de sísmica 2D. Se hizo geología de Campo de la zona subandina por parte de J. J. Dosy, K.T. Goldschmidt, L. Dorsman y K. Habicht y H. J Tschopp,: Shell detecto las estructuras: Oglan, Villano, Vuano, Pacayacu, Yuralpa, Yuturi y Tiputini, y perforó 6 pozos utilizando torres aerotransportadas (Macuma, Cangaime, Vuano, Oglan, Villano y Tiputini). En 1957, la empresa Leonard recibe una nueva concesión, después de que la anterior fue cancelada en 1937. En 1961, Minas y Petróleos, obtiene una concesión de 4 millones 350 mil Hectáreas en Napo y Pastaza. En 1964, Texaco-Gulf, inicia la exploración en el Oriente ecuatoriano con geología de Campo en la zona Subandina, a cargo de los geólogos B. D. Fasset, F. Stum, J.B Taylor. Realiza prospección sísmica, 7000 millas de aereomagnetometría y 17.680 millas² de aerofotografía y en 1967 perfora el pozo Lago Agrio 1, el cual produjo 2640 bppd de 29° API, confirmando como Cuenca petrolífera al Oriente ecuatoriano, utilizando una torre de perforación helitransportada.

1. RELACIÓN RESERVAS PRODUCCIÓN

1. EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE

HASTA EL MOMENTO SE HAN ENCONTRADO: RESERVAS POR DESCUBRIRSE: SE HAN PRODUCIDO (Dic. 2015): LAS RESERVAS REMANENTES EN PRODUCCIÓN: PRODUCCIÓN ACTUAL:

25790 MMBO POES (7373 MMBO) 11272 MMBO POES (1956 MMBO) 5510 MMBO 1100 MMBO 180 MMB/AÑO

Hechos Básicos A este ritmo de producción las reservas en producción alcanzarían para un poco más de 10 años. Misión: Reponer las reservas a un ritmo de al menos: 180 MBOE/AÑO y aumentar el valor de las mismas. Teniendo como Visión: Independencia Energética.

1. HISTORIA DE LOS DESCUBRIMIENTOS

Historia de la Exploración: En 1858 Don Manuel Villavicencio en su “Geología del Ecuador” describe la presencia de manaderos de brea en el río Hollin. En 1921 la empresa Leonard (EU) inicia la Prospección sistemática en un área de 25000 Km.² En 1938 la empresa holandesa Shell inicia la exploración, después de haber recibido las concesiones en 1937. Se cubrieron 33.000 Km² de aerofotografía, se efectuó el 24

PRODUCCIÓN

En el año 2003, el país habría consumido al menos la mitad de las reservas encontradas hasta 1992. ESTRATEGIA 2.1 IR DE LO GLOBAL A LO REGIONAL Con la finalidad de iniciar una exploración es necesario ir de lo regional a lo particular y viceversa.

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GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

ESTRATEGIA 2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONAL SELECCIÓN DE LA MEJOR CUENCA PARA EXPLORAR POR HIDROCARBUROS, MODELO BÁSICO

La cuenca oriental tiene mejores características geológicas para invertir. 2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONAL SELECCIÓN DE LA MEJOR CUENCA PARA EXPLORAR POR HIDROCARBUROS ZONA NORTE DE AMÉRICA DEL SUR

Nota La interacción de la Cordillera de Carnegie que sobresale mas de mil metros sobre el fondo marino y se mueve a 5.8 cm/año bajo la Costa ecuatoriana es la responsable de la mayor parte de sismos entre Esmeradas y la Península. ESTRATEGIA 2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONAL ÁREA 2: CUENCA DEL GOLFO DE GUAYAQUIL CAMPO AMISTAD

Amistad: yacimientos de baja calidad y estructuras complicadas. PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONAL ÁREA 2: PENINSULA: MODELO DE ANTEARCO

Estructuras apiladas verticalmente, de poco volumen. Mala calidad de roca almacén, yacimientos fisurados (porosidad secundaria de 0.7% a 2%) Roca Madre y yacimiento: Turbiditas de la fosa oceánica. Historia de la Migración del Petróleo en Yacimientos Fisurados de la Península. 1. Compactación mecánica inicial 2. Cementación 3. Compactación tardía 4. Cementación de fisuras 5. Disolución de cemento 6. Migración de Hidrocarburos ESTRATEGIA 2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONAL ÁREA 2: MODELO DE LA PENINSULA Y PROGRESO

La oportunidad de menor riesgo y costo esta a 18.000 pies a la altura del pozo Bajada-2 ESTRATEGIA 2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONAL ÁREA 1: MODELO DE LA TRASARCO ESTRATEGIA 2.2 SELECCIÓN DEL ÁREA Zonas más estructuradas Tipos de hidrocarburos Zona de bisagra: Puyo Curaray divide la zona norte más estructurada. De la del sur menos estructurada. Nos sirve para determinar y planificar la mejor mezcla posible y ahorrar energía en los procesos de producción y transporte y su posterior refinación. Crudos pesados en los flancos (excepto en la zona de detachment del pie de monte) por lavado de los livianos (ww) y efecto de biodegradación (contenido de azufre) Crudos livianos en el centro (excepción para confirmar la 25

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regla Bermejo al Oeste y Pañacocha al Este).

No todo el campo puede estar sujeto a EOR, habrá zonas con mejores posibilidades. En todo modelo matemático debe evitarse el aliasing vertical. ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA 2.2.1 VALIDACIÓN DEL PROSPECTO: MORFOLOGÍA DE LOS RÍOS (FORMAS M)

ESTRATEGIA 2.2 SELECCIÓN DEL ÁREA

Una vez seleccionada el área es útil clasificar los niveles de interés con el mayor detalle posible, por ejemplo dividir la arenisca en: Superior: areniscas marinas someras. Media: areniscas marinas (barras de barrera y canales) con influencia de corrientes marinas a lo largo de la costa. Inferior: areniscas fluviales y de bahía con influencia de mareas, y establecer marcadores regionales ligados a una superficie de máxima inundación (MFS). ELABORACIÓN DE PLAN DE DESARROLLO CONCEPTUAL INTRODUCCIÓN RESERVAS PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN DESARROLLO Perforación Vías de Acceso Facilidades Levantamiento artificial EOR Cronograma Medio Ambiente INVERSIONES Preproducción Producción COSTOS DE OPERACIÓN Costos directos Costos indirectos Gastos de operación MODELO ECONÓMICO FINANCIERO Una vez seleccionada el área es necesario elaborar en forma conceptual un plan de desarrollo que podría incluir un plan de EOR. 26

La forma de los ríos nos dan una buena idea del subsuelo y se utiliza para planificar la prospección por petróleo, se llama forma M, pues esta letra proviene de la forma de una ola (mayim=agua) ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA 2.2.2 ADQUIRIR DATOS DE BUENA CALIDAD: SÍSMICA

Este es un ejemplo de buenos datos sísmicos útiles para mirar la distribución de las areniscas (Basal Napo, T y U), estos datos se obtuvieron: utilizando una carga de 2 libras de alta velocidad de detonación y ubicándola debajo de la capa meteorizada (de 15 a 30 m de profundidad). ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.3 VALIDACIÓN DEL PROSPECTO: SÍSMICA Una vez determinado un prospecto es necesario validar la edad de su formación, no solamente entre Napo y Tiyuyacu, sino también entre Napo y Tena y además dentro de la secuencia Cretácica (Hollin y Napo), para poder inferir si todos los yacimientos estarían llenos o solamente los superiores, como sería el caso de Ron que se formó entre la depositación de las Formaciones Napo y Tena. *El uso del análisis de la evolución estructural ha permitido el éxito de la perforación exploratoria (Singue-1) y de pozos de avanzada (Guarumo-1), y la ausencia de este ha llevado a resultados negativos (Siona-1, Limoncocha-1, Palmeras-1, Batata-1 y otros como el Wati-2). PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

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2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA 2.2.4 CONCEPTOS BÁSICOS DE GENERACIÓN Y ENTRAMPAMIENTO El Análisis de la evolución estructural esta vinculado a la generación de Hidrocarburos: Estos probablemente se generaron regionalmente en una cuña clástica de sedimentos Cretácicos de la Formación Napo en una área al Oeste de la cuenca actual y que fue destruida por el levantamiento andino y que dejo vestigios de su ocurrencia a lo largo de la zona Oeste de la zona ubicada entre el rio Negro y el rio Numpacataime y localmente debido a la intrusión de cuerpos ígneos de alta temperatura en la Formación Napo, y dentro de Napo las rocas madre seria mayormente los sedimentos ubicados alrededor de la Caliza B. Origen vegetal: El remplazo de metales como níquel y vanadio del lignino de la clorofila nos da la idea que el petróleo tiene origen vegetal, a partir de los heteropolicondensados que sobreviven el proceso hasta transformarse en kerogeno. Generación de hidrocarburos: Conversión de Kerogeno (10 %) en Bitumen (10%). Roca Madre: Cretácica (destruida por el levantamiento andino, evidencia Formación Margajitas y cambio de sedimentos normales a metamórficos). Expulsión Migración y entrampamiento: Cretácico Superior, Terciario inferior (evidencia del yacimiento con hidrocarburos no alterada). ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA Y PRIORIDAD 2.2.5 PRIORIDAD A: CUYABENO SANSAHUARI 500 MMBO (200 MMBO) Indicios: Petróleo en Joan (Ui, M1), etc. Inversión SÍSMICA 3D =1400 Km 70 MM USD 2 Pozos: 20 MM USD Total 90 MM USD TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS: PORTALES CLÁSTICOS E INFLUENCIA DE MAREAS

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ESTRATEGIA 2.2 SELECCIÓN DEL ÁREA 2.2.6 PRIORIDAD B: IMUYA CÁLCULO DEL POES IMUYA: *BT:(40Km*2Km*10’(80Km*2.5MMBO))= 200MMBO) M1:(12Km*3Km*50’(36Km*12.5MMBO))= 450MMBO) TOTAL POES 650 MMBO RESERVAS (130 a 195 MMBO de 12 a15 ºAPI)) *10 pies de petróleo en BT1 de Tiputini Shell Inversiones: 2 Pozos 30 MM USD Total 30 MM USD La zona Tiputini-Imuya y Norte de Imuya constituiría la mayor trampa estratigráfica en Basal Tena y Tiyuyacu, por cuanto el Cretácico y el Terciario Tiyuyacu se amalgaman al Norte de Imuya. ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.7 PRIORIDAD B: ISHPINGO CÁLCULO DEL POES &PLAN DE DESARROLLO

POES ISHPINGO U (Ui,Us) 20Km*3Km (1500 MBO) M1:20Km*3Km*80’ (1200 MBO) TAMBO M1: 2Km*1Km*50’ (25 MBO) TIPUTINI M1:14Km*3Km*50 (525 MBO) ITT BT 40Km*3Km*15’ (450 MBO) TOTAL M-1= 1750 MBO TOTAL ITT (U,M1&BT) = 3700 MBO TOTAL IMUYA (M1,BT)= 650 MBO GRAN TOTAL IITT = 4350 MBO RESERVAS: 740 a 1010 MBO PROD: 148000 BOPD (2000000 BFPD) ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.8 PRIORIDAD C: PIE DE MONTE ZONA DE DETACHMENT (entre sedimentos)

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ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.9 PRIORIAD C: PDM CÁLCULO DEL POES & PDD Mirador Superior: 10Km*6 Km*300’ (60Km*75 MMBO) = 4500 MMBO Mirador Profundo: 12Km*2.5Km*300’(25Km*75MMBO) = 2250MMBO = 6750 MMBO Antes de perforar: Determinar edad de la formación de la estructura: geología de campo para observar la presencia o ausencia de la arenisca Basal Tena, en el río Anzu (Mera al W y al Este) y en la parte alta del anticlinal Mirador, posición de los sedimentos del precretacio en relación a los Cretácicos, adquirir sísmica de alta calidad. Está la estructura llena hasta el spill point, o puede ocurrir lo de Vuano y Oglan que parecen estar llenos apenas el 30% del cierre estructural? Geoquímica y resistividad de superficie, para determinar la presencia de hidrocarburos. 4. Sísmica de reflexión para caracterizar la estructura 5. Perforación de un pozo somero y otro profundo, para eliminar el riesgo Inversiones: 1. Sísmica 3D: 20 Km*20 Km= 400 Km: 20 MM USD 2. 2 Pozos: 30 MM USD Total 50 MM USD

Anticlinal Mirador: mapas A

ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: INPUTS 2.2.10 PRIORIDAD C: PDM CÁLCULO DEL POES & PDD Cierre estructural: 1.020 pies Efectivo: 300 pies (30% del cierre estructural) POES: 5*1.4*100(7.*25’=175 MMBO) RESERVAS: 26 a 35 MMBO P 5200 BPPD) Es una estructura insuficientemente llena y/o tiene el contacto inclinado.

CAMPOS

POES (MMBO)

RESERVAS (MMBO)

Mirador

6750

675-990

OTROS

1800

180-360

Oglan

175

27-35

TOTAL

8725

882-1385 BPPD

(275000)

ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: INPUT MORFOLOGÍA 2.2.11 PRIORIDAD D: SUR ORIENTE (M) Inversiones: 1. Sísmica 2D: 1000 Km: 20 MM USD 2. 2 Pozos 50 MM USD Total 70 MM USD

El programa de líneas sísmicas es explicativo solamente, y debe hacerse con mayor detalle

ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.12 PRIORIDAD D SO: CÁLCULO DEL POES & PDD Estructura Tigrillo: U&T:(6Km*1.5Km*60’(9Km*15MMBO))=135 MMBO) RP: (27 a 40.5 MMBO de 18 ºAPI) Eliminar la incertidumbre: Determinar edad de la formación de la estructura. Estáticas método ABC, velocidades medias para convertir en profundidad.

ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.13 PRIORIDAD D: SO CÁLCULO DEL POES & PDD Prospecto C U&T:(4Km*1.5Km*60’(6Km*15 MMBO))= 90 MMBO) 28

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RP: (90 POES ( 18 MMBO de 18 ºAPI) Eliminar la incertidumbre: Determinar edad de la formación de la estructura. Estáticas método ABC, velocidades medias para convertir en profundidad. Migración en profundidad

ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.14 PRIORIDAD D: Sur Oriente CÁLCULO DEL POES & Plan de Desarrollo

Posibilidad de hallar crudo liviano (25º-35º API) Play: Sedimentos clasticos limpios del borde de la Cuenca Marina del Liasico (Autor: Dieter Milz)

ESTRATEGIA 3. ELABORAR UN INVENTARIO ÁREAS: Cuyabeno-Cofan-Primavera, ITT-Imuya, Sur Oriente, Precretácico PR

PROSPECTOS

POES

RESERVAS

PROD

POZOS

MMBO

BPPD

500

200

ITT

3713

743

149

IMUYA

650

130

PDM

8722

1376

150

1400

250

CCPP

INVERSION

MMUSD

2 11272*

1956*

404

370

Objetivo: proceso controlable

ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.15 PRECRETÁCICO C) PRECRETÁCICO TRAMPAS ESTRUCTURALES Y ESTRATIGRÁFICAS CUTUCU-YURALPA-AMAZONAS ÁREA: 5000 Km² Play: Cierres estructurales combinados con estratigráficos y con barreras de lutita. Edad de formación: Jurasico Migración: Pre-Orteguaza Inversión Prevista: Reservas posibles: ? Inversión exploratoria Reprocesamiento sísmico Sísmica 1000 Km 2D 3 pozos exploratorios (12 a 18.000 pies) ESTRATEGIA 2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.16 PRIORIDAD E: PRECRETACICO C) TRAMPAS ESTRUCTURALES Y ESTRATIGRAFICAS TRIÁNGULO NUNPACATAIME-YURALPA-CONAMBO Investigación de niveles profundos, no tradicionales. PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

Explorar las áreas y determinar en la que más rápido puede recuperar inversiones. Balancear entre riesgo y alto beneficio. Comenzar inmediatamente. ESTRATEGIA 3. ELABORAR UN INVENTARIO Y UN PLAN DE NEGOCIOS Establecer un inventario y estructurar los pasos a seguir, en forma conceptual, utilizando los datos disponibles. INVENTARIO: 1. Ubicación de los posibles campos 2. Estructuras descubiertas 3. Prospectos 4. Reservas esperadas PLAN DE NEGOCIOS 1. Perfil de producción tentativo 2. Tiempo de incorporación a la producción 3. Inversiones Crear un plan de negocios, nos ayuda a lograr nuestros objetivos como empresa. Es una guía para obtener determinados objetivos en periodos definidos; es también un documento que nos ayuda a persuadir a otros, incluyendo bancos a invertir en lo que nosotros creamos y administramos. 29

Inyección de Soluciones de Polímeros en Yacimientos de Petróleos Pesados con Acuífero Activo

Autor: José Ch. Ferrer G. - Pacific Exploration and Production

e detallan algunas experiencias de campo en la aplicación del método EOR de inyección de soluciones de polímeros en yacimientos de petróleos pesados con acuíferos activos. Varios trabajos específicos revisados se presentan al final en las referencias.

José Ch. Ferrer G., Ing de Petróleo Honores, LUZ, MS y PhD, Penn State Univ., profesor, Director de Escuela, Decano de Ingeniería, Secretario y Rector de LUZ, 1964-88, Gerente Centro de Adiestramiento de PDVSA, Asesor Técnico PDVSA, 1988-2000, Gerente Empresa Oleoluz 2000, Presidente de los Juegos Centroamericanos y del Caribe 1998, Presidente Empresa TPVenca 2000-2003, Especialista Principal Simulación de Yacimientos en SLB 2003-2009, Asesor Corporativo en Simulación de Yacimientos, 2009-2016 en Pacific Exploration and Production.

•

Caso 1. Aplicación de Shell en Oman1

• Se describen experiencias que se detallan en el trabajo SPE 129177 de la inyección de soluciones de polímeros en un yacimiento de petróleos pesados con un empuje de agua muy fuerte análogos a varios en Colombia. La viscosidad del petróleo varía entre 250-500 cp. en un yacimiento de areniscas con una permeabilidad entre 2 y 5 Darcys. La presencia de un acuífero muy fuerte que mantiene la alta presión del yacimiento representa un reto para el control de la inyectividad y la eficiencia de la inyección de polímeros por las interdigitaciones viscosas y pérdidas del polímero hacia el acuífero. Se diseñó una optimización del desarrollo del campo usando un modelo de simulación donde la viscosidad, el tamaño del tapón de polímeros y la localización del inyector permiten mejorar el valor presente neto. • Análisis de incertidumbres usando un modelo de simulación muestra que los factores tales como baja eficiencia de conformación, pobre

•

inyectividad y alta relación de kv/kh tienen un impacto negativo en la eficiencia del proceso. Para mitigar estos riesgos se diseñaron pruebas de laboratorio, pruebas de inyectividad de campo e igualmente se programó un plan detallado de monitoreo. Un volumen de polímeros a inyectar debe tener un volumen entre 0.5 y 1 VP seguido por agua; igualmente se puede optimizar el volumen de soluciones de polímeros inyectado programando una degradación apropiada de la concentración de polímeros para mejorar la economía. La figura a continuación muestra diversas opciones de pozos inyectores y productores para lograr una mayor eficiencia de la inyección de soluciones de polímero tal que se logre un mejor desplazamiento y por lo tanto mayor recobro, la simulación de yacimiento será de gran ayuda en la mejor decisión. Existen pocos casos exitosos de la inyección de soluciones de polímeros a gran escala. Una excepción es el campo Daqing en China2 que se encuentra operando desde 1996 donde el polímero se estima responsable del 25% de la producción del campo. La mayoría de los casos se refieren a aplicaciones de campo en petróleos livianos y medianos, con viscosidades menores de 200 cp. El campo Pelican Lake en Canadá donde la

Figura 1. Posición de pozos inyectores y productores en Omán. 30

PGE PETR Ó LPEolímeros O & GAS Ubicación de Pozos en Proyectos de Inyección de Soluciones de

- JUNIO 2016

•

• • • • •

permeabilidad varía entre 2 y 5 md, con viscosidad del petróleo entre 600-1000 cp. y que fue exitoso en buena parte por el uso de pozos horizontales de longitud mayor de 1000 m. El polímero se inyectó en 2 pozos horizontales soportado por 3 pozos horizontales productores. El programa fue exitoso y actualmente se encuentra en extensión. Otro caso motivador de la inyección de polímeros en petróleos pesados se refiere al caso de campo en East Bodo donde se usó un tapón de inyección de polímeros de 50 cp. en un yacimiento con petróleo con viscosidad entre 600 y 1000 cp. Se llevó a cabo un proceso de evaluación de los procesos EOR combustión in situ, inyección de vapor a alta presión e invasión con polímeros y resultó como el más favorable el último por ser más económico y práctico. El campo se desarrolló con espaciamiento alrededor de 86 m, posee 189 pozos activos de los cuales 175 son horizontales produciendo con un corte de agua del 95%. La baja temperatura, 51 °C y la baja salinidad 6000 ppm es un ambiente ideal para la aplicación de las soluciones de polímeros. Los retos son: alta viscosidad, 150 a 500 cp., excede el rango típico de aplicación de las soluciones de polímeros. El bajo espaciamiento no permite el desarrollo de fracturas por altas presiones de inyección. Las altas viscosidades del petróleo requieren altas presiones para la inyección de la soluciones de polímeros. La eficiencia del proceso se reduce por las pérdidas de químicas hacia el acuífero.

• Existe la posibilidad que el acuífero de fondo entre a través del tapón del polímero reduciendo la eficiencia de la invasión. • Evaluación del Polímero Simulación de Yacimientos El polímero puede ser evaluado usando simuladores numéricos como Eclipse de Schlumberger y STARTS de CMG, ambos poseen sus propias opciones que deben ser revisadas para lograr el mejor uso posible. Puesto que la inyectividad es un aspecto muy importante de la invasión con soluciones de polímeros, el comportamiento visco elástico del polímero debe ser incluido en la evaluación. Las medidas de la viscosidad del polímero se deben incluir en el modelo para lo cual deben usarse medios porosos del yacimiento en estudio o Berea. Se debe incluir explícitamente un gran acuífero para tomar en cuenta la perdida de polímero en el mismo. La simulación se usó en el estudio como una caja 3D antes de usar un sector del modelo geológico. El objetivo del ejercicio con el modelo conceptual fue: 1. Entender el proceso, particularmente la influencia del acuífero. 2. Ensayar los diferentes conceptos de desarrollo. 3. Optimizar el proceso en términos de los parámetros de diseño del polímero. El modelo conceptual se construye para representar un arreglo típico en el campo donde la viscosidad del petróleo cercana a 250 cp. y un espesor de la columna de petróleo de 45 m. El modelo contiene dos pozos productores horizontales a un espaciamiento de 86 m. La configuración óptima de pozos y el diseño del polímero en el

Figura 2. Reducción del Corte de Agua en el Proyecto de ASP Reducción del Corte de Agua en el Proyecto de ASP Daqing en China PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

modelo conceptual se probaron en un sector del modelo geológico. El modelo se usó para estudiar el impacto de algunas de las incertidumbres claves y para generar las predicciones usadas para las facilidades y en la evaluación económicas. El sector contenía 3 productores, con una longitud típica de alrededor de 400 m. Opciones de desarrollo La existencia de productores horizontales en el tope de la formación y la presencia de un acuífero de fondo muy grande favorece el uso de inyectores horizontales. Además, un volumen de polímero se requiere para alcanzar una buena eficiencia de desplazamiento. La inyección de un polímero viscoso a un caudal económico razonable en un pozo vertical resulta muy retadora. Se probaron una serie de escenarios. Los diferentes incluyen la ubicación de los nuevos inyectores en la columna de petróleo, entre ellos: inyectores en el CAP y entre los productores, inyectores en el contacto debajo de los productores, inyectores en el tope del yacimiento e inyectores en la mitad de la columna entre los productores. La racionalidad de los escenarios es proveer un balance entre las pérdidas en el acuífero y la exposición de la columna de petróleo al polímero. Resultados de las simulaciones Los resultados de las simulaciones indican que la colocación del inyector en la mitad de la columna de petróleo de los productores produce el mejor resultado y además tiene menor efecto en la inyectividad del polímero y en el caudal de producción de líquido. La reducción de la inyec-

ción conduce a la desaceleración del recobro de petróleo y por lo tanto de la economía. El proceso depende que se genere una fuente creada por los productores para movilizar el polímero hacia arriba y minimizar las pérdidas de polímeros en el acuífero. Un ejercicio de optimización determinó que el mejor diseño del proceso en términos de ubicación del inyector en la columna de petróleo sería más profundo tal que más de la mitad, el 60% de la columna de petróleo se encuentren encima del inyector. Los mejores resultados se obtuvieron con una inyección de un volumen de 1.25 VP de soluciones de polímeros de alto peso molecular de viscosidad de 93 cp. A una concentración de 1750 ppm de polímeros a la temperatura del yacimiento y a un esfuerzo de corte de 1 seg1. Riesgos claves • Incertidumbres geológicas luego baja eficiencia de conformación. • Inyectividad. Bajas caudales de inyección. • Perfil de flujo en los pozos verticales y horizontales. Baja eficiencia debido a pérdidas de polímeros hacia el acuífero. Estudios de Laboratorio El estudio de laboratorio se planifica para proveer la viabilidad del polímero a escala de laboratorio en un núcleo a escala para lograr información que luego se pueda extender al campo. Algunos experimentos claves son: • Pruebas de desplazamiento. • Pruebas extensas de inyectividad. • Reología de la solución de polímeros en los

Blanketing gas Dry Polymer Vent

Polymer slicing unit

Process Water

Maturation Tank

Application pump

Figura 3. Esquema de un Equipo de Inyección de Polímeros en el Campo 32

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núcleos en el laboratorio como data de entrada a las simulaciones. • Adsorción del polímero y volumen poroso inaccesible. • Medidas de dispersión o grado de mezcla del polímero en el agua. Pruebas de Inyectividad del Polímero Se recomienda efectuar una prueba de inyección por un mes en un productor horizontal para determinar el caudal de inyección bajo condiciones del yacimiento lo cual se usa para predecir la inyección real en el campo. Un registro de producción se debe probar a lo largo del pozo horizontal.

Prueba de campo oo Objetivo Reducir los riesgos e incertidumbres asociadas con el desarrollo y adquisición de parámetros que se puedan usar durante la prueba de campo. La prueba piloto permitirá: • Reducir incertidumbre sobre inyectividad y la eficiencia del barrido • Probar el proceso operacional • Los resultados permitirán la puesta en práctica del proyecto fullfield. oo Diseño de la Prueba de Campo La prueba comprende la perforación de 3 nuevos inyectores y dos productores confinados seleccionados de los pozos existentes e igualmente dos pozos observadores se perforan profundos en el acuífero que permitan monitorear la pérdida del polímero en el acuífero y el barrido vertical con trazadores, muestreo y registros de resistividad. Los pozos horizontales permitieron medir el barrido horizontal. La localización de la prueba se basó en una serie de criterios aplicados en áreas y pozos que incluye: • Consideraciones de superficie • Disponibilidad de buenos datos • Buena intensidad de toma de datos • Áreas donde la geología es representativa del campo • Buenos espesores de petróleo • Arreglo uniforme de pozos • Pozos con producción madura y tendencia de Producción establecida • Registros que puedan ser tomados. oo Diseño de Completaciones El objetivo es inyectar al mayor caudal posible bajo las condiciones de la matriz, los inyectores deben ser capaces de tener la habilidad para distribuir el polímero en el yacimiento y lograr el monitoreo de los pozos y el yacimiento. Se utilizan equipos especiales para la completación de los pozos inyectores. Otra opción de completación son PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

las válvulas de control de flujo, ICD, que pueden ser controladas desde la superficie. oo Facilidades de Superficie Los dos sistemas de facilidades principales son el sistema de preparación del polímero y la dilución e inyección del mismo. Se utiliza una solución madre con una concentración de alrededor de 15000 ppm y es aproximadamente el 17.5% del volumen de agua de inyección. Dicha solución madre se diluye para lograr la concentración que permita una inyectividad óptima. El agua será filtrada a 5 micrones previa a mezclarla con el polímero seco para evitar floculación. Lo importante es lograr una mezcla homogénea madura. Una vez que la solución madre ha madurado se filtra a 25 a 50 micrones para prevenir los ojos de pescado de polímeros y que un polímero no disuelto vaya al pozo de inyección. La solución madre madura se inyecta nuevamente para tener un control de la cantidad de solución de polímeros inyectada. Un esquema de las facilidades se muestra a continuación. oo Ejecución y Gerencia de Campo La estrategia de producción para el concepto de polímeros es crear un sumidero en los productores tales que las pérdidas al acuífero se minimicen. Sin embargo, se anticipa que la producción actual se balancea contra la inyección. Los pozos productores para el monitoreo son muy selectivos. La inyección de polímeros generalmente se realiza a lo largo de todo los pozos inyectores horizontales. Para que el polímero sea efectivo necesita barrer en forma más completa. La pérdida del polímero hacia el acuífero debe reducirse al mínimo. La estrategia de inyección es inyectar tanto polímero como sea posible en la zona petrolífera del yacimiento al mismo tiempo minimizar la degradación del polímero, monitorear el perfil de inyección en el pozo y en la cara de la arena mediante un medidor DST permanente que se debe considerar en las pruebas de campo. Al menos dos perfiles de monitoreo se requieren, uno durante la inyección de polímeros, uno al inicio de la inyección de polímeros y otro 1 o 2 años después. Conclusiones Se presenta la planificación de un proyecto de la inyección de polímeros para un yacimiento con petróleos pesados en un yacimiento con un empuje de agua activo. La temperatura y la salinidad generan unas condiciones apropiadas para este proceso EOR. Las simulaciones indican que los inyectores deben ser colocados entre los productores y un poco más profundo que a la mitad de la columna de petróleo tal que tales 33

pérdidas de polímeros hacia el acuífero se minimiza y una buena porción del petróleo encima del inyector, este expuesto al volumen de la inyección de polímeros. Los mejores resultados de la simulaciones se logró cuando se inyecta 1.25 VP de un tapón de polímeros de 93 cp. El proceso requiere una intensa actividad de laboratorio para el seguimiento.

Caso Pelican Lake en Canada3

El yacimiento de petróleo pesado Pelican Lake localizado al noreste de Alberta Canadá, ha tenido una historia destacada desde su descubrimiento en los primeros años de 1970. La producción inicial de los pozos verticales fue muy pobre debido a un espesor muy pequeño, menor de 5 m. y muy elevada viscosidad, entre 600 y más 40000 cp. El campo empezó alcanzar su potencial completo con la introducción de los pozos horizontales y fue uno de los primeros desarrollados con esta tecnología. Con un factor de recobro menos del 10% y varios millones de barriles en sitio el beneficio de un proceso EOR sería muy elevado. Inicialmente la inyección de polímeros no fue considerada como una tecnología EOR viable hasta que vino la idea de combinar con pozos horizontales. El primer piloto no fue exitoso en 1997 pero las lecciones de la falla permitieron lograr un segundo piloto exitoso en el 2006. La respuesta a la inyección de polímeros en este piloto

fue excelente, la producción de petróleo subió de 43 a 700 BOPD manteniéndose alto por 6 años hasta la fecha y el corte de agua ha sido generalmente menor del 60%. La invasión con polímeros se ha aplicado comúnmente en petróleo con gravedad liviana y mediana y en general los análisis de criterios de selección limitan su uso a petróleos con viscosidades menores de 150 cp. Pelican Lake es la primera aplicación exitosa de la invasión con polímeros en viscosidades de petróleo mayores de 1000 a 2500 cp. y como tal abre nuevas vías para el desarrollo de recursos de petróleos pesados que no son accesibles a los métodos térmicos. Resumen El campo Pelican Lake localizado a 250 km de Edmonton, Canadá, fue descubierto en 1978 y empezó su producción en 1980, cubre un área de 177000 ha con 6 billones de barriles de OOIP, con una recuperación primaria menor del 7% representa un importante objetivo para los procesos EOR, además es un reto también por el bajo espesor de la formación. Características del Yacimiento El yacimiento es una formación de arenisca con un acuífero en la parte baja. El yacimiento está compuesto de arenas no consolidadas que consiste principalmente de cuarzo y sílice. El tamaño de los granos son gruesos arriba y granos muy finos y lutitas en la base. El yacimiento

Figura 4. Desarrollo de un Proyecto de Polímeros Campo Pelican Lake Desarrollo de un en Proyecto de Polímeros en Canada 34

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tiene en general excelentes propiedades petrofísicas con porosidades entre 28 y 32% de porosidad y k que varía entre 300 y 3000 cp. Historia El mecanismo de agotamiento del yacimiento es empuje por gas en solución pero la presión inicial fue muy baja y el gas disuelto también era bajo, y hay muy poco gas disuelto tal que hay poca energía en el yacimiento, luego el recobro primario es bajo entre 5 y 10% del OOIP y como el espesor es bajo, luego las producciones primarias tenían producciones menores de 30 BPD generalmente declinando rápidamente a menos de 10 BPD y baja producción acumulada, en promedio fue menos de 28000 B por pozo. Intentaron inyección de vapor e inyección de aire sin mucho éxito. Después de perforar 200 pozos la producción diaria fue de 1260 BPD de 87 pozos y la opción parecía limitada. Perforación Horizontal en Pelican Lake Se desarrolló la perforación de varios pozos horizontales y las producciones fueron mayores que el caso de pozos verticales Procesos IOR y EOR en Pelican Lake Se analizaron procesos térmicos y químicos donde los primeros no pasaron el análisis de selección debido al pequeño espesor de la formación. Luego se exploró el uso de químicos tal como el de invasión con polímeros que se adapta bien a Pelican Lake a excepción de la viscosidad del petróleo con el beneficio del uso de pozos horizontales que puede ser de ayuda con el problema de la baja inyectividad de las soluciones de polímeros con muy altas viscosidades así la idea de polímeros en Pelican Lake fue considerado de potencial interés. Prueba Piloto El piloto consiste en tres pozos horizontales de 1250 m. de largo, uno de ellos es el pozo inyector entre dos pozos productores similares separados 150 m. Los tres pozos se abrieron a producción hasta se inició la prueba piloto. Las líneas de inyección y el pozo fueron cubiertos con epoxi para prevenir la contaminación del polímero por hierro. Al inicio se observó que el objetivo de la viscosidad del polímero no se logró y que la prueba no fue apropiada por que la muestra no había sido cerrada herméticamente y el hierro había precipitado. Los resultados prácticos fueron que la viscosidad del polímero no tenía que ser tan alta como se pensó para mejorar la relación de movilidad solución de polímero petróleo. En algunas de las áreas de Pelican Lake se llevaron a cabo procesos de inyección de agua incrementando el recobro hasta el 12% y fueron a la fase comercial en 2004. PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

Operaciones del piloto y resultados La inyección de polímeros se inició en mayo 2005 con una viscosidad objetivo de 20 cp. correspondiente a una concentración de 600 ppm, que fue reducida a 13 cp. al final de agosto 2005. El caudal de inyección inicial fue 930 BPD/pozo que fue luego reducida a medida que la presión aumento en el arreglo. El segundo aspecto importante fue la baja relativamente moderada del corte de agua para los tres pozos especialmente comparado con la experiencia en la prueba piloto de inyección de agua. Tabla 1: Características del Yacimiento4,

Formación Lloydminster Marin Cretáceo grano fino a medio, 80 – 90% arena cuarzo, Permeabilidad 1,000 mD Porosidad 27% min. to 33% max.,promedio = 30% Sw en la zona de petróleo, 26% min. Presión inicial del yacimiento ~6,800 kPa Viscosidad del Petróleo 600 to 2,000 cP (14 API)

Las presiones de inyección en el cabezal aumentan más rápidamente que las predicciones de las simulaciones lo cual se ha producido por un número de factores tales como suposiciones incorrectas de las k, compresibilidad o kr. Como una medida de precaución contra el taponamiento, el polímero se cambió por uno de menor peso molecular, luego la concentración se aumentó para mantener la viscosidad. Extensión de la invasión con polímeros A pesar de los resultados se decidió extender la invasión de polímeros a un área mayor la cual se llevó en etapas. Los pozos se perforaron en un espaciamiento de 200 m y luego se redujo para mejorar el recobro. Los pozos no se habían perforado en arreglos luego se adaptaron a la geometría de los pozos existentes. Igualmente se llevaron a cabo esfuerzos para reducir la salinidad del agua. La inyección de polímeros y pozos Se ha ensayado la inyección de polímeros con pozos productores multilaterales. La distancia entre los brazos fue aproximadamente 350 a 375 m, luego se agregó un pozo de inyección recientemente al sur. Un pozo llegó a producir 1813000 Barriles de Petróleo comparando con el promedio de 28000 por los primeros pozos lo cual claramente indica el impacto del uso de la tecnología apropiado. Un segundo multilateral 35

Tabla No 2. Parámetros de Ajuste Histórico de la Simulaciones4. Parámetros Inyectores: Productores 1:12 Longitud del arreglo, m 1,600 Ancho del arreglo, m 1,025 Profundidad, m 794 Espesor de la Arena, m 3.2 prom.. Porosidad promedio 0.29. OOIP, SC m3 988,078 Permeabilidad horizontal (kh), mD 1,500 Permeabilidad Vertical (kv), mD 100 Permeabilidad anisotrópica, mD 700 Máximo caudal de inyección, m3/día 286 Swi 0.28 Soi 0.72 Sor 0.30 Viscosidad del petróleo muerto, mPa•s 1,128 Viscosidad del petróleo vivo, mPa•s 417

está respondiendo de la misma manera. Áreas de más alta viscosidad Las pruebas de la invasión de polímeros en zonas de más alta viscosidad se iniciaron en el año 2007, luego los resultaron fueron nota-

blemente diferentes a los correspondiente con menos viscosidad. La efectividad del polímero disminuye a medida que aumenta la viscosidad. Estimación de la recuperación El recobro depende del área del campo donde se lleve a cabo desde que el proyecto se inició. El recobro estimado varía entre 15 y 21% del OOIP y 27 a 31% para espaciamiento menores. Aumento del recobro más allá de la invasión con polímeros Una porción importante del petróleo in situ aún permanece en el yacimiento. La producción acumulada representa a la fecha 296 MMbls que corresponde a un 5% del OOIP por lo que se están buscando nuevas opciones. Se está pensando en el uso de emulsiones agregando surfactantes para desplazar el petróleo pesado. También se está considerando inyectar agua caliente para reducir la viscosidad del petróleo usando dos pozos horizontales para inyectar y uno para producción a una distancia de 50 m. Conclusiones La historia de Pelican Lake refleja el progreso de la tecnología de la producción de petróleos pesados y abre nuevas perspectivas para el futuro por la ineficiencia de los procesos térmicos para este tipo de yacimientos. La tecnología de los pozos horizontales y algunas veces los multilaterales ha sido el mayor desarrollo desde los 80’ hasta el presente, la inyección de agua logró incrementar el recobro del 5 al 10% para petróleos muy viscosos, el corte de agua fue muy alto y la eficiencia del barrido muy baja. Para el caso de polímeros no es necesario reducir la razón de movilidad a 1 para ser efectivo, se puede combi-

Figura 5. Distribución de So en los Pozos Horizontales 36

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nar la razón de movilidad y la inyectividad para lograr optimizar la economía donde la calidad del agua es un parámetro clave. Campo East Bodo4 El campo East Bodo ha sido explotado por métodos primarios e inyección de agua, procesos de selección de EOR determinaron que la inyección de polímeros era el proceso IOR indicado que podría lograr un factor de recobro del 20% de OOIP después de la inyección de agua a un corte de agua del 95%. El progreso del proyecto de inyección de polímeros se llevó en cuatro etapas 1. Selección usando simulaciones y pruebas en núcleos, diseño e implementación de la prueba piloto, comportamiento del piloto y futuros pasos. Se llevó a cabo un plan de desarrollo que incluye la optimización de la inyección de agua, aumentar la inyección de agua a los límites de la capa de gas, luego extender a otras zonas mayores de gas, determinar posible EOR para potenciar la invasión con polímeros, arreglar la patente de los pozos para los beneficios de los procesos EOR. Una lista de posibles procesos considerados fue: 1. Recuperación térmica. El espesor es muy fino, muchas pérdidas de calor, el petróleo no es lo suficiente viscoso para formar una

Mobile oil recovered, %

100 90 80 70 60 50

cámara estable, la combustión in situ en un piloto vecino generó pobres resultados. 2. Procesos miscibles. Los costos son muy altos no es económico. 3. Microbial no muy utilizado, monitorear antes de continuarlo. 4. Inyección de agua: los análogos han recuperado un 20% del OOIP y existen las preocupaciones con las canalizaciones viscosas en la inyección de agua Las propiedades del yacimiento son: El proceso ASP necesita agua de mejor calidad, mayores costos, luego la inyección de polímeros era la más promisora para investigar primero. Se efectuaron pruebas de laboratorio las cuales fueron ajustadas usando el simulador STARS. Las viscosidades del petróleo, agua y solución de polímeros eran 950, 1 y 25 cp. Las curvas de kr fueron modificadas para lograr el ajuste histórico. Los parámetros del núcleo fueron usados para calibrar la simulación de campo. Simulaciones de campo Para demostrar el potencial del piloto de polímero se aplicó a un arreglo de inyección de agua, luego se optimizó con pozos horizontales en una sección no desarrollada del yacimiento. Conversión del arreglo de inyección de

1000 cp

Two-layers, polymer Free crossflow, K1/K2=10, h1/h2=1, North Slope case

100 cp polymer 10 cp polymer

1-S or -S wr =0.76

1 cp water

30 20

1000 cp oil, 1 cp water

10 0 0.01

0.1

100

Pore volumes of polymer or water injected

Fig. 5 Polymer-flood results for two layers, free crossflow, North Slope case. PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

Figura 6. Factores de Recobro vs vol. de agua inyectada calculados por Simulación Simulaciones de Inyección de Polímeros en 2 Capas y Flujo Cruzado 37

agua al piloto de polímeros. Trece pozos de producción y uno de inyección de agua se usaron para el ajuste del arreglo de inyección para ajustar la historia de producción de un arreglo de 1600 m de longitud y 1000 m de ancho con un espesor máximo de 6 pies. Los parámetros básicos del yacimiento son los siguientes: El estudio de simulación descrito en este trabajo refuerza que la tecnología de inyección de solución de polímeros muestra potencial mayor que los procesos térmicos, solventes y métodos microbial. Una recuperación incremental del 20% después de la inyección de agua luego que el núcleo ha sido invadido por agua con un volumen equivalente a 1 VP y el corte de agua fue mayor del 90%. La producción con pozos horizontales aumenta la inyectividad e incrementa la producción. La combinación de la inyección de soluciones de polímeros y los pozos horizontales. Seright5 examina el potencial de la invasión con polímeros para recobrar petróleos viscosos especialmente en yacimientos donde no se pueden aplicar métodos térmicos. Los precios del petróleo altos, los modestos precios de los polímeros, el uso de pozos horizontales y la inyección controlada sobre la presión de fractura ayudan a la extensión de la inyección de polímeros en yacimientos con petróleos viscosos. El desarrollo de polímeros que generan soluciones con relativas altas viscosidades, las cuales son proporcionales al cuadrado de la concentración. La reducción de la inyectividad es una de las limitaciones principales de la invasión con polímeros en yacimientos de petróleos viscosos lo cual puede ser mayor que el costo del polímero. Para condiciones prácticas durante la inyección de polímeros la eficiencia vertical no se espera sea dramáticamente diferente que para fluidos

newtonianos. El factor de resistencia de la solución de polímeros es de mayor relevancia que la reología. Señalan que las dificultades que se presentan en Alaska para aplicar inyección de vapor por las severas bajas temperaturas y los yacimientos no poseen altas reservas de petróleo lo cual impide que este proceso sea efectivo. Los primeros procesos de selección para la inyección de soluciones de polímeros fueron aplicados a yacimientos con petróleos con viscosidades entre 10 y 150 cp. Esto referido a precios del petróleo menores que los actuales. Muchos cambios se han producido desde esa fecha cuando estos procesos de selección se llevaron a cabo por vez primera. Los precios del petróleo subieron notablemente alcanzando valores por encima de 100 US$/Barril mientras que el precio de los polímeros se ha mantenido a precios razonables. Igualmente la viscosidad de las soluciones de polímeros han aumentado notablemente debido al incremento de los pesos moleculares y por la incorporación de monómeros especiales dentro de los polímeros. Estas observaciones no son válidas a los precios actuales del petróleo por eso es necesario tomarlo en cuenta. Debido que las soluciones de polímeros son más viscosas que el agua, las presiones de inyección son mayores durante la inyección de polímeros y se pueden generar fracturas pues la presión puede ser mayor que el límite de la formación. Bajo ciertas circunstancias a presiones mayores que la presión de fractura se puede aumentar la inyectividad de la soluciones de polímero, se reduce el riesgo de la degradación mecánica y se aumenta la eficiencia del barrido. Esto se ha comprobado en el caso de campo en Daqing2 el proyecto más antiguo de inyección de polímeros. Se supone que las limitaciones de inyectividad requiere el uso de pozos horizontales donde

Plantas de Inyección de Polímeros en Argentina 38

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ocurre flujo lineal que genera presiones menores que en pozos verticales. Consideraciones para la Inyección de Polímeros Muchos factores son importantes durante la invasión con polímeros; la litología, la estratigrafía, las heterogeneidades importantes tales como fracturas, distribución del petróleo, arreglos de pozos y distancia entre pozos. En cuanto a los polímeros son importantes los costos, resistencia a la degradación, tolerancia a la salinidad y como se degrada la concentración de polímeros en el agua posterior al banco de polímeros. Las velocidades de los frentes para un pozo fracturado varía entre 0.01 y 0.2 píes/día para un inyector fracturado y 0.01 para la distancia entre dos pozos horizontales. Para este rango de flujos, los HPAM muestran comportamiento newtoniano. La reducción de la Sor durante la inyección de soluciones de polímeros se aproxima a la Sorw durante un proceso intensivo de invasión con agua, el cual se puede obtener de las medidas con invasión con agua y soluciones de polímeros. Simulaciones de los cálculos del flujo fraccional Es necesario tener en cuenta que muchos simuladores usan valores por default que deben ser revisados pues muchas veces son muy optimistas en cuanto a los esfuerzos de corte que produce cálculos optimistas de la inyectividad. El efecto de flujo cruzado en ocasiones calcula valores de recobro similares a los que corresponden cuando el mismo no existe. En general es conveniente tomar esto en consideración. Algunos cálculos de simulaciones se muestran a continuación. Se ha comprobado que las soluciones de polímeros reducen la movilidad de la zona invadida más allá de lo que se considera en base a la viscosidad. La reducción incremental es causada por el mecanismo de entrampamiento de los polímeros de alto peso molecular. Sin embargo, esto no se observa a nivel de las aplicaciones de campo debido al manejo de dichas soluciones a nivel de superficie generando con el flujo a altas velocidades, degradación de las moléculas de alto peso molecular responsable de la reducción de la permeabilidad. Las moléculas muy grandes son retenidas por entrampamiento mecánico en los poros y son extraídas antes de que entre en la formación. Buciak et al6 presentan la experiencia de una curva de aprendizaje de 5 años para reduPGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

cir los costos por barril en un proyecto piloto de invasión con polímeros en un proyecto maduro de inyección de agua que relaciona pozos inyectores, productores, gerencia de yacimientos, entre otros. El propósito del trabajo es describir la curva de aprendizaje durante los últimos 5 años en lugar de la respuesta a la inyección de polímeros para considerar su extensión a otros campos sometidos a inyección de agua. El campo petrolero Diadema está localizado en el Golfo de San Jorge en porción sureste de Argentina. El campo está operado por CAPSA una productora petrolera Argentina que tiene 480 productores y 270 inyectores. La empresa ha venido operando el proyecto de la inyección de agua por más de 18 años y la técnica produce el 82% de la producción del campo, aproximadamente 6000 BPD. La producción de petróleo ha aumentado a producción de petróleo ha aumentado y ha reducido la producción de agua mediante la inyección de soluciones de polímeros. La producción de petróleo ha aumentado 100% con una reducción aproximada de producción de agua del 15%. La experiencia en el proceso ha permitido mejorar la tecnología de los pozos productores con PCP para disminuir los tiempos de cierre y el número de intervenciones a pozos. La idea es extender el proyecto a otros campos. Las figuras 2 y 3 debajo muestran la magnitud y equipos necesarios para la inyección de polímero en un caso de campo en Argentina presentado en la referencia6. La curva de aprendizaje El piloto tiene un costo inicial alto con las inversiones en facilidades, alto costo de la labor directa y consumo significativo de polímeros. Además, varios problemas se han presentado en los últimos 5 años. Estos aspectos deben ser resueltos y optimizados para desarrollar un posible plan de extensión a otras áreas. Técnicas utilizadas Geles para mejorar la eficiencia del barrido vertical y modificar el perfil de inyección. Resultados 1. El tratamiento con geles fue exitoso. 2. El uso de soluciones concentradas es una ventaja del sistema de presión, ahorrando energía. 3. Los iones divalentes son los agentes principales que producen degradación de la solución de polímeros, disminuyendo las viscosidades y mejorando la economía. 39

Conclusiones Los casos de campo presentados en este trabajo permiten concluir que el proceso de inyección de soluciones de polímeros posee muchas oportunidades en yacimientos y petróleos que

anteriormente se consideraron imposibles producto de mejores tecnologías en la fabricación de polímeros así como experiencias de laboratorio y campo que han permitido estos avances.

REFERENCIAS 1. Al Azri, E. et al.: Polymer Injection in Heavy Oil Reservoir under Strong Bottom Aquifer, Oman Trabajo No. SPE 129177 presentado en la Conferencia de Petróleo y Gas en Asia Occidental de EOR del SPE celebrada Muscat, Oman 11-13 Abril, 2010.

Conferencia de EOR en Kuala Lumpur, Malasia, 2 4 de Julio, 2013.

2. Pu Hui y Xu Qinglong. An Updated and Perspective on Field Scale Chemical Floods in Daqing Oil field China, Trabajo No 118746, presentado en la Reunión Anual del 2009 en el Medio Oriente celebrada den Bahrain, Marzo 2009.

5. Seright, R. S.: Potential for Polymer Flooding Reservoirs with Viscous Oils, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Agosto 2010, pages. 730-740.

3. Delamaide, E. et al.: Pelican Lake Field: First Successful Applications of Polymer Flooding in a Heavy Oil Reservoir, Trabajo No. 165234 presentado en la

4. Wassmuth, S. R. et al.: Polymer Flood Application to Improve Heavy Oil Recovery at East Bodo, JCPT, Volume 48, No. 2. Febrero 2009.

6. Buciak, J. et al.: Polymer Flooding Pilot Learning Curve: 5+ Years Experiences to Reduce Cost per Incremental Oil Barrel, Trabajo No. SPE 166255, presentado en la Reunión Anual del SPE celebrada en New Orleans, USA, 30 September-2 de Octubre 2013.

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EOR DETECT: software para screening de recuperación mejorada de petróleo Autores: José Eduardo Bolaños Zárate y Gustavo Raúl Pinto Arteaga.

uando nos referimos a recuperación mejorada de petróleo (Enhanced Oil Recovery-EOR) existen un sin número de conceptos y explicaciones sobre el tema. A criterio de los autores uno de los conceptos que ofrece mayor claridad para su correcto entendimiento es el propuesto por el National Institute for Petroleum and Energy Research1 que define a la recuperación mejorada de petróleo de la siguiente manera: “Es la aplicación de varios métodos y técnicas con el fin de incrementar la cantidad de petróleo recuperado de un yacimiento, más allá de la cantidad de petróleo recuperable con recuperación primaria y secundaria”. El Screening o selección de tecnologías EOR corresponde a una de las etapas tempranas de consolidación de un proyecto de recuperación mejorada, en la cual se realiza un estudio comparativo, histórico y correlacional de varios parámetros petrofísicos y condiciones del reser-

vorio en aquellos proyectos cuyo resultado de aplicación de una tecnología EOR ha sido exitoso, permitiendo establecer qué tipo de tecnología EOR posee un mayor porcentaje de aplicabilidad en un determinado campo. Es importante tener en cuenta que los resultados arrojados por el proceso de Screening constituyen una guía al momento de ejecutar un proyecto de EOR, estos resultados son corroborados con pruebas de laboratorio previo al proceso de Modelamiento del campo y al diseño del plan piloto. En Ecuador el número de campos maduros va en aumento y en los años venideros este hecho se mantendrá2. Es por esto que se requiere contemplar la posibilidad de la aplicación de técnicas de recuperación mejorada que se ajusten a las características propias de nuestros reservorios con el fin de incrementar el volumen de petróleo recuperado. El objetivo principal del artículo es poner en conocimiento de la comunidad hidrocarburífera

Parámetros

Métodos EOR CO2

Gravedad API Viscosidad Composición del petróleo

Inyección de gas

Espesor de la zona de interés Permeabilidad promedio Profundidad Temperatura

Gustavo Raúl Pinto Arteaga. Ingeniero de Petróleos. Dipl. Sup. Alta Gerencia en Negociación Petrolera. Magister en Ingeniería de Petróleos Opción Producción. Universidad Central del Ecuador.

Nitrógeno Hidrocarburos Gas inmiscible

Saturación del petróleo Tipo de formación

José Eduardo Bolaños Zárate. Ingeniero de Petróleos Universidad Central del Ecuador.

Métodos químicos Métodos termales

Polímeros Álcalis-Surfactante-Polímero (ASP) Combustión en sitio Inyección de vapor

Minería

Tabla 1 Parámetros vs Métodos EOR 1. National Institute for Petroleum and Energy Research. (1986). ENHANCED OIL RECOVERY INFORMATION. Bartlesville, Oklahoma: NIPER. 2. SPE Ecuador. (2013, AGOSTO 16). AIHE. Retrieved from http://www.aihe.org.ec/index.php?option=com_content&view=article&id=353:la-industria-petrolera-debe-iniciar-el-desarrollo-sistematico-de-proyectos-de-recuperacion-mejorada-de-petroleo&catid=74:noticias-aihe-y-asociados&Itemid=11

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el desarrollo de un software para Screening de EOR considerando que en nuestro país la aplicación de tecnologías EOR aún es un tema nuevo y a pesar de que existen softwares comerciales para selección de métodos o Screening, hasta ahora no se había desarrollado una herramienta nacional. Para el desarrollo del software se parte del estudio realizado por Taber, Martin, & Seright sobre los Criterios para Screening3. En este constan 9 métodos de recuperación mejorada de petróleo, cuya selección depende de rangos establecidos para 9 parámetros petrofísicos y de fluidos4. Los parámetros establecidos por Taber para efectos de la realización del proyecto fueron actualizados y redefinidos conforme a datos de proyectos EOR a nivel mundial que se lograron obtener durante el proceso de investigación.

EOR DETECT

El software fue bautizado como EOR DETECT. En la Ilustración número 1 se muestra la pantalla de inicio e icono del software. El programa fue desarrollado en lenguaje de programación C++, funciona sobre el sistema operativo Windows 7 en adelante y requiere adicionalmente que se encuentre instalado Microsoft .NET Framework 4 para su correcto

funcionamiento. Posee una interfaz de usuario sumamente amigable y fácil de usar que permite realizar el proceso de Screening de una manera rápida. Para su uso se requiere ingresar la información básica para caracterizar el reservorio como se muestra en la ilustración número 2 y procede a realizar un análisis gráfico que permite comprender por qué un método podría o no funcionar bajo las condiciones ingresadas y calcula un porcentaje de aplicabilidad y lo jerarquiza. Los colores que el análisis visual brinda, como la ilustración número 3 nos muestra. Estos colores corresponden a las condiciones obtenidas con los datos ingresados representando cada uno de los colores una condición como se detalla a continuación: Color

Significado

Azul

Condiciones óptimas

Verde

Condiciones de trabajo

Amarillo

Condiciones mínimas

Rojo

Condiciones no adecuadas

Tabla 2 Colores y significados. Análisis visual EOR DETECT

Validación de su funcionamiento

Ilustración 1 Pantalla de Inicio EOR DETECT

El punto de partida fue el ingreso de los datos de 18 campos, que empezaron la aplicación de tecnologías EOR en 1975 obteniendo resultados de su aplicación en 20055. Estos datos se obtuvieron de las publicaciones de la SPE. En todos los casos los resultados arrojados por el software con respecto a la mejor tecnología EOR a ser aplicado, bajo las condiciones con las que el reservorio es caracterizado, fueron los mismas tecnologías con las cuales las publicaciones indi-

Ilustración 2 Interfaz de usuario EOR DETECT

Ilustración 3 Análisis Visual EOR DETECT

3. Taber, J., Martin, D., & Seright, R. (1997). EOR Screening Criteria Revisited-Part 1 : Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects. New Mexico Petroleum Recovery Research Center: SPE Reservoir Engineering, 4. Taber, J., Martin, D., & Seright, R. (1997). EOR Screening Criteria Revisited-Part 2: Applications and Impact of Oil Prices. New Mexico Petroleum Recovery Research Center: SPE Reservoir Engineering

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caban que el campo analizado en el que se aplicó EOR fue exitoso. Una de las validaciones más relevantes se la realizó con los datos de publicaciones anteriormente mencionadas tanto en el software comercial ©EORgui de la empresa Petroleum Solutions contrastándolas con el software desarrollado EOR DETECT. En los dos softwares se obtuvo los mismos resultados para la selección del mejor método EOR. Surgieron diferencias en la jerarquización a partir de la selección de la segunda mejor tecnología a ser aplicada, una posible explicación del porqué de esas diferencias se explica a continuación. EOR DETECT coteja 9 métodos EOR mientras que EORgui únicamente considera 8 métodos EOR. A pesar de que Taber sugiere que ASP funciona con profundidades >9000 lo que se pudo confirmar a través de la investigación realizada que permitió redefinir este parámetro, EORgui lo define como < 9000. EOR DETECT acoge el criterio de Taber para la inyección Polímeros definiendo un rango funcio-

nal para la saturación en un valor >50, EORgui lo define como >70. EORgui al parecer no toma en cuenta como funcional aquellos factores que han sido definidos como no críticos o de rango amplio. El hecho que EOR DETECT posee rangos funcionales que han sido modificados durante la realización de la fase de investigación para el desarrollo del mismo.

El futuro de EOR DETECT Se pretende continuar con el desarrollo de este software, para así poder implementar módulos específicos destinados a cada uno de los métodos EOR e incorporar nuevos parámetros discriminantes como son la salinidad, inclinación del reservorio, mojabilidad entre otros destinados a identificar la mejor tecnología EOR a ser aplicada. Así también como la posibilidad de implementar un módulo para análisis económico. Lograr que EOR DETECT forme parte de un proyecto EOR a ser desarrollado en Ecuador y ser un software versátil que se ajuste a los requerimientos del usuario.

5. Awan, A., Teigland, R., & Kleppe, J. (2008). A survey of North Sea Enhanced Oil Recovery projects initiated during the years 1975 to 2005. Houston: SPE.

Prestación de servicios de exploración geofísica, trabajo de topografía, perforación, registro y obtención de datos sísmicos y otros similares de la industria petrolera.

Calle de Las Acacias 7A y Buganvillas, La Viña Tumbaco - Quito PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

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PERFORACIÓN

Mitigación de vibraciones para prevenir daños en el BHA

José Luis Ziritt. Ingeniero en Petróleos de la Universidad de Zulia. Tiene un Doctorado en Mecánica Física en el Instituto Francés del Petróleo y en la Universidad Bordeaux I Gerente de Frank’s International, es docente de la Universidad Estatal Península de Santa Elena

Katie Poché. Ingeniera Mecánica de la Universidad de Louisiana. Trabaja en Frank´s International en Lafayette en la División de Tecnologías de Perforación.

a vibración excesiva de la sarta de perforación puede provocar fallas del montaje de fondo de pozo (BHA), desgaste prematuro de los equipos y mala calidad del hoyo. Hay tres tipos principales de vibración: axiales, laterales y de torsión, con la sarta de perforación teniendo seis grados de libertad. Hay muchos factores que afectan y determinan la vibración de la sarta de perforación; desde los parámetros operativos y el diseño y estabilidad del ensamblaje de fondo de pozo (BHA), hasta las características de las estructuras geológicas y la trayectoria del pozo 1,2. Las vibraciones son la principal causa de falla del BHA, el desgaste prematuro de los equipos de fondo, la obtención de geometrías burdas del hoyo y dificultan mantener la dirección o ángulo de trayectoria de la broca1,2. Inclusive, la dinámica de la sarta de perforación y las vibraciones, junto con otros factores, pueden constituirse en causas que complican o limitan la perforación extendida3. Entre los efectos perjudiciales que pueden generar las fuertes vibraciones del BHA están los giros por reacción hacia atrás (también se conoce como efecto resorte o entorchamiento de la sarta) que produce tensiones de flexión muy altas, los impactos contra la pared del pozo que tienden a provocar cambios en el calibre del hoyo causando problemas tanto con el control direccional como con la medición de parámetros y la corrida de registros, y los impactos de la sarta de perforación que pueden conducir a un aumento en el torque necesario para perforar la formación y que afectan negativamente la tasa de penetración (ROP). La vibración perjudicial de la sarta tradicionalmente se ha asociado con el comportamiento de resonancia del BHA. Mediante el análisis armónico de la sarta se han propuesto estrategias para controlar las vibraciones basadas en la regulación de la velocidad de rotación y la variación del peso en la broca. Las vibraciones de fondo de pozo, sin embargo, son fenómenos no lineales que hacen difícil y poco fiable su predicción2.

Autores: José Luis Ziritt e Katie Poché Con el desarrollo y el uso de los motores direccionales de fondo que se inició desde la década de 1990, y el desarrollo de las nuevas tecnologías de ampliación de hoyo y su uso durante la perforación conocido como Reaming While Drilling (RWD), los problemas causados por las fuertes vibraciones perjudiciales han incrementado. Por ejemplo, la tecnología de RWD se ha convertido en una práctica común en la perforación de pozos, la misma que permite de forma simultánea perforar un agujero piloto y ampliarlo mientras se avanza con la perforación. Esta operación proporciona muchos beneficios en ahorro de costos para el operador. Sin embargo, la experiencia con esta operación y otras nuevas tecnologías y prácticas de perforación que proporcionan ahorro en costos, han puesto en evidencia nuevos problemas asociados a la excesiva vibración que pueden minimizar estos ahorros y contribuir a generar tiempo no productivo innecesario (NPT) o daños no intencionales a las herramientas que conforman la sarta de perforación. Uno de los principales problemas con el RWD está relacionado con la dinámica del BHA que causa fuertes vibraciones. En la perforación RWD, tanto la broca como la fresa ampliadora tienen cortadores que actúan contra la formación en forma independiente pero simultánea, y con velocidades tangenciales de corte y esfuerzos distintos por la diferencia de diámetro de los hoyos que se están perforando a un mismo tiempo. Por otra parte, adelante en la perforación, la broca puede a menudo estar perforando un tipo de formación diferente a la formación que está ampliando la fresa que se coloca más arriba en el BHA. La dinámica de un BHA complejo, junto con las estructuras de corte separadas que interactúan con diferentes formaciones, amplifican las vibraciones y a menudo causan graves daños al BHA, resultando en bajas tasas de penetración (ROP) y NPT. Para disminuir los choques de alta energía perjudiciales se debe reducir el contacto con el pozo PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

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Fig. 1. Frank’s Harmonic Isolation Tool (HI Tool™)

PERFORACIÓN

o desacoplar el movimiento giratorio y transversal de la sarta de perforación. Esto puede hacerse modificando el BHA o reduciendo al mínimo el número de estabilizadores utilizados. Los parámetros de perforación también se pueden ajustar y optimizar basados en mediciones en tiempo real de los choques en el fondo de pozo2. A menudo se utilizan estudios de optimización para entregar un BHA más estable que distribuya correctamente la energía en el sistema entre la broca y la fresa, y reduzca al mínimo las vibraciones perjudiciales4. También el uso de herramientas mecánicas de mitigación de vibraciones ayuda a prevenir los daños al BHA por vibración y mantiene los parámetros de perforación altos para maximizar la eficiencia. La combinación de los estudios de optimización, junto con el uso de herramientas mecánicas de mitigación de vibraciones permite al operador obtener un importante ahorro de costos durante el proceso de RWD. Las herramientas mecánicas de mitigación de vibraciones comúnmente utilizadas se basan en el principio de funcionamiento de un resorte amortiguado, como la suspensión de un vehículo. El amortiguador absorbe la vibración longitudinal mediante el paso de un fluido de amortiguación a través de un orificio que regula la velocidad de llenado de una cámara y por ende el movimiento longitudinal del amortiguador. Una limitante de estos sistemas es que no se adaptan a los cambios en el entorno de la perforación y acumulan la energía rescatada de las vibraciones y la pasan de nuevo a la sarta de perforación aunque de manera más controlada y de menor intensidad. Una propuesta de mejora a estas herramientas es el uso de un sistema de control autónomo con un algoritmo inteligente que ajusta iterativamente la rigidez de un fluido de amortiguación magneto-reológico, en respuesta a la gravedad de las vibraciones del BHA. La auto-adaptación busca la rigidez dinámica óptima del conjunto de perforación para cada cambio en el entorno de la perforación5. Todos estos sistemas, sin embargo, se basan en el uso de amortiguadores que tienen la limitante de disipar sólo las vibraciones longitudinales en forma longitudinal y devuelven las energías a la sarta de perforación. La herramienta de aislamiento armónico (Harmonic Isolation Tool) - HI Tool™ desarrollada por Frank´s International, ilustrada en la Fig. 1, es una herramienta novedosa de mitigación de vibraciones que ayuda a disipar la energía lateral y axial hacia las paredes del pozo, ayudando a prevenir el daño a los componentes del BHA y mejorando los parámetros de perforación. La energía de vibración no es almacena-

da ni transferida a la sarta de perforación. Esta herramienta de aislamiento y disipación de vibraciones ha sido diseñada para disociar cargas las dinámicas del BHA y la energía perjudicial dentro del BHA, disipándola a las paredes del pozo a través de aletas calibradas. Otra de las virtudes del HI Tool™ es que se “dobla” o “flexiona” entre el eje superior e inferior de la herramienta, mientras que proporciona transferencia directa de la fuerza de rotación. Este efecto de desacoplamiento permite al HI Tool ™ disipar las vibraciones axiales y laterales hacia las paredes del pozo, lo que impide que la energía entre en resonancia a lo largo de la sarta, reduciendo así los daños al equipo y las fallas potenciales generadas por las vibraciones de alta frecuencia. Un desafío durante la perforación es determinar la causa de la vibración y poner en práctica una acción apropiada antes de que haya una falla1. A través de muchos casos de estudio en aplicaciones de RWD, se ha observado que es la fresa ampliadora la principal fuente de vibración perjudicial para la sarta de perforación. La vibración produce daños en la fresa ampliadora, y además, se desplaza hacia abajo en la sarta de perforación causando daños en los equipos de medición y registro que son sensibles a la vibración. El uso del HI Tool™ en el proceso de RWD permite que la energía negativa que emana de la fresa ampliadora, se disipe hacia la formación antes de que pueda viajar por la sarta de perforación. El siguiente caso de estudio ilustra los efectos derivados de la utilización de la herramienta HI Tool™ en aplicaciones de RWD, en el que las vibraciones se mitigan eficazmente y se evitan costosos NPT. En los pozos de estudio que fueron previamente perforados, hubo numerosos viajes de sacada de la sarta de perforación debido a fallas en las herramientas de medición y registro de perforación (M/LWD), causados principal45

PERFORACIÓN

mente por las vibraciones que bajaban de la fresa de ampliación. El objetivo principal al utilizar el HI Tool™ en este caso fue proteger el BHA inferior de las vibraciones producidas en la fresa ampliadora, evitando así las fallas y los viajes de sacada. Esta fue la primera vez que la sección fue perforada y fresada simultáneamente en un solo viaje. Como se puede observar en la Fig. 2, los resultados de vibración registrados mostraron reducciones significativas en los choques vibracionales de nivel medio y altos (ámbar y rojo), que son los niveles de choque que normalmente causan las fallas de los M/LWD.

En la Fig. 3 se muestra la composición del BHA en el que se instalaron dos cajas de lectura de vibraciones BlackBox™, una por debajo y otra por encima del HI Tool™ de Frank´s. La Fig. 4 muestra los registros comparados de las lecturas de las vibraciones obtenidas en tres diferentes tipos de formaciones. Las vibraciones registradas mostraron una reducción significativa de las vibraciones generadas cerca de la broca (rojo) comparadas con la vibraciones medidas por encima del HI Tool™ (azul). Además de desacoplar la dinámica de la sarta, la reducción de las vibraciones aumenta el contacto de la broca con la formación, perforándose un agujero más llano, de mejor calidad y geometría.

Fig. 3. Composición de un BHA que genera vibraciones ascendentes en la sarta, con instalación de cajas de registro de vibraciones por encima y debajo del HI Tool™.

Fig. 2. Composición del BHA que genera vibraciones descendientes en la sarta con registro de vibraciones por encima (registro azul) y por debajo (registro verde) del HI Tool™.

En otras aplicaciones, la vibración es causada durante la perforación de la formación directamente en la broca y esta se desplaza hacia arriba de la sarta. De nuevo, esto puede causar daños en el equipo de M/LWD y otros componentes del BHA que son muy sensibles a este tipo de vibraciones. A continuación se presenta el resultado de un caso de estudio en el que las vibraciones viajan hacia arriba de la sarta. 46

Fig. 4. Registro comparativo de vibraciones medidas por encima (azul) y por debajo (rojo) del HI Tool™ en tres tipos de formaciones.

El beneficio de mitigar las vibraciones de la sarta se puede observar en la Fig. 5 y 6 que presentan respectivamente el incremento en la tasa de penetración (ROP) en una operación en Alaska y el ahorro en tiempo de perforación de secciones de 12 ¼” en un proyecto en Europa. En conclusión, el desacoplamiento de la dinámica de la sarta de perforación y la disipación de las vibraciones axiales y longitudinales que PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

tivo (NPT) y aumentando de la energía eficaz en la sarta de perforación la cual aumenta la vida útil de la broca. Hasta la fecha, hay más de 1,1 millones de pies perforados con la herramienta de aislamiento armónico HI Tool™ con excelentes resultados de mitigación de vibraciones, aumentando la eficiencia de la broca y reduciendo daños y fallas en el BHA.

se producen, es una manera eficaz de reducir el desgaste prematuro de los componentes del BHA, evitando sus fallas, mejorando la calidad del hoyo, aumentando la vida útil de la broca y mejorando la tasa de penetración. Frank´s Internacional tiene una línea de herramientas de perforación que se centran en la optimización de las operaciones de perforación de un pozo, disminuyendo el tiempo no produc-

Alaska Operations

Tools

HI Tool TM HI-1200-S HI-1200-N 12-1/4" Hole

HI Tool TM HI-800-S HI-800-N 8-1/2" Hole

Number of Sections Drilled

Sections Drilled in One Run

Total Footage Drilled (ft)

160.284

27.750

Average Rate of Penetration - ROP (ft/hr) (% Improvement Over Benchmark )

127,8 ft/hr

133,7 ft/hr

(69,5%)

(77,2%)

Project

Benchmark

Tre-2

PERFORACIÓN

Project

Fig. 5. Ejemplo de incremento en la tasa de penetración (ROP) en hoyos de 12 ¼” y 8 ½” usando HI Tool™ en una operación en Alaska.

Tre-3

Bit type

547

447

437

417

Depth in (ftMD)

2,228

2,805

3,383

2,294

3,927

2,706

3,534

Depth out (ftMD)

2,805

3,383

3,960

3,927

5,042

3,534

4,970

495 (183%)

338 (193%)

251 (43%)

435 (149%)

Footage (ft) (% improvement)

175/run

Drilling hours (hr)

58/run

73.8

74.7

ROP (ft/hr) (% improvement)

3.0

5.1 (70%)

6.8 (126%)

3.4 (14%)

5.9 (96%)

Bit dull grade out

3,4,bt,a,ct,hr

1,1,wt,hr

1,1,wt,td

2,1,wt,hr

1,2,bt,td

43% section time saved

Fig. 6. Ejemplo de ahorro en tiempo de perforación de secciones de 12 ¼” usando el HI Tool™ en un proyecto en Europa.

REFERENCIAS 1. Greenwood, J.A., Improvements in the Root Cause Analysis of Drillstring Vibration, SPE-178819-MS, IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, 1-3 March, Fort Worth, Texas, 2016. 2. Aldred, W.D. and Sheppart, M.C., Drillstring Vibrations: A New Generation Mechanism and Control Strategies, SPE-24582-MS, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 4-7 October, Washington, D.C., 1992. 3. Heisig, G. and Neubert, M., Lateral Drillstring Vibrations in Extended-Reach Wells, SPE-59235-MS, IADC/SPE Drilling Conference, 23-25 February, New PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

Orleans, Louisiana, 2000. 4. Breton, M.A., et. al., Solving Pre-Salt Underream While Drilling Challenge: Dynamic Simulations Optimize BHA/Cutter Block Configuration Offshore Brazil. Paper SPE-174838-MS presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 28-30 September, 2015. 5. Hutchinson, M., Automated Downhole Vibration Damping, SPE-166736-MS, SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference & Exhibition, 7-9 October, Dubai, UAE, 2013. 47

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“The Delay Fuse”: Maximizando productividad de una manera simple y eficiente Autores: Byron Rosario Ruiz y Alex Paúl Espinoza G.

l uso de técnicas de disparo, es el método más común de conectar los reservorios con el pozo. En Ecuador, solo con la excepción de ciertos pozos horizontales, se podría decir que en casi la totalidad de los pozos se usan técnicas de disparo para cumplir este objetivo. Una técnica de disparo consiste en correr1, desde superficie hasta la profundidad de las zonas productoras de petróleo, cañones con cargas explosivas para posteriormente ser activados y lograr esta conexión. Estos equipos se bajan en el pozo por distintos métodos: cable eléctrico (Wireline), tubería (TCP2), Coiled Tubing o Slickline. Las técnicas de disparo juegan un papel sumamente importante y están relacionadas directamente con la productividad de un pozo. Si se aplica la técnica de disparo adecuada un pozo podrá producir a su máximo potencial debido a que el Perforating Skin3 será sumamente bajo e incluso negativo. Por el contrario, el empleo de una técnica de disparo incorrecta tendrá como resultado un Perforating Skin alto y por ende, un decremento importante en su potencial de producción. Esto a su vez puede traducirse en los buenos o malos resultados en términos de retorno de inversión, recuperación y rédito futuro del yacimiento intervenido. Entre las variables más importantes a considerar para seleccionar la técnica de disparo más adecuada para un determinado reservorio, se encuentran: el tipo de reservorio y condiciones actuales de pozo, el tipo de carga, tipo de cañón, método para correr los cañones, método de activación de cañones, métodos de limpieza de disparos (entre los cuales podemos tener bajo balance estático, bajo balance dinámico, bajo balance dinámico post disparos, sobre balance extremo con el uso de propelentes), entre otros. Una de las limitaciones más importantes

que se ha podido detectar dentro del servicio de técnicas de disparos, es que se puede realizar eficazmente nada más una sola técnica por cada corrida que se realiza en pozo. Esto quiere decir que, si dos o más técnicas de disparo son requeridas para intervenir un reservorio, será necesario realizar dos o más corridas en el pozo. Esto se traduce en un aumento considerable en los costos y, lo más importante, un aumento considerable en los tiempos operativos, lo cual sin duda perjudicarán de gran manera los resultados de un proyecto. Por estas tan importantes razones, Schlumberger ha desarrollado una nueva tecnología llamada Delay Fuse.

Byron Rosario Ruiz, Ingeniero de Petróleos. Actualmente cursando Maestría en Negocios (MBA) en USFQ. Ingeniero de Ventas Schlumberger Testing.

Tubería

Packer Alex Paúl Espinoza G. Ingeniero Electrónico ESPE. Gerente de Ventas, Schlumberger Testing.

Reservorio

Cañones

Imagen 1: Técnica de disparo TCP

1. Una corrida consiste en bajar a fondo de pozo y sacar del mismo un ensamblaje de herramientas (BHA); una corrida de cañones con tubería por ejemplo puede tomar aproximadamente 24 horas con la ayuda de una torre de reacondicionamiento. 2. Tubing Conveyed Perforating. Consiste en correr cañones con tubería. 3. Daño de formación producido por los disparos.

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Descripción de la Tecnología:

El Delay Fuse es una nueva tecnología cuyo principio de funcionamiento se muestra simple, sin embargo, sus beneficios son enormes. En resumen, consiste en un explosivo de acción lenta4 el cual es ubicado entre dos o más cañones con el objetivo de retardar su activación de una manera controlada.

alta penetración. • Disparos de alta penetración + sobre balance extremo con propelentes + bajo balance dinámico post disparo. Es importante enfatizar que estas combinaciones de técnicas de disparo no eran posibles de realizar en una sola corrida sin la existencia del Delay Fuse.

Beneficios de la Tecnología:

Problema Planteado:

El Delay Fuse hace posible la combinación de diferentes técnicas de disparo en una misma corrida (metodología patentada por Schlumberger, Attorney Reference No.: 15.0409-US-PSP) Entre las combinaciones de técnicas de disparo más importantes que se pueden lograr se encuentran: • Disparos de alta penetración + bajo balance dinámico post - disparo. • Disparos de alta penetración + bajo balance dinámico post - disparo + disparos extras a baja densidad. • Disparos de alta penetración + disparos de

Proporcionar la técnica de disparo más adecuada para un pozo de baja presión de reservorio con el objetivo de obtener su máximo potencial. La idea inicial de nuestros clientes para la producción del pozo era la realización de dos corridas de cañoneo. La primera, con cañones cargados con explosivos de alta penetración los cuales cumplirían el objetivo de conectar el pozo con la zona virgen5 del reservorio. La segunda consistiría en bajar cañones vacíos los cuales cumplirían el objetivo de generar bajo balance dinámico post disparo. Esta idea claramente comprometería los tiempos operativos y por lo tanto también costos para el proyecto.

Imagen 2: Activa cañones con cargas de alta penetración 4. Al Delay Fuse normalmente le toma entre 6 y 10 minutos consumir su explosivo. 5. Se conoce como zona virgen las zonas de un reservorio que no han estado en contacto en ningún momento con agentes extraños a su naturaleza como por ejemplo: lodo de perforación, fluido de Completación, etc.

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Solución y Resultados:

En mayo del 2015, con la llegada al país de los primeros Delay Fuse, la decisión de nuestro cliente fue de correr cañones con cargas de alta penetración + cañones vacíos para producir el efecto de bajo balance dinámico post disparo en un solo viaje. Estas dos técnicas irían separadas con 1 Delay Fuse. De esta manera era posible obtener el mismo efecto inicialmente deseado pero reduciendo una corrida, tiempo de taladro, exposición de riesgos, costos asociados. Durante la operación los cañones con explosivos de alta penetración fueron activados en primero, para de esta manera asegurar la conectividad entre el pozo y el reservorio. Posteriormente, luego de aproximadamente 6 minutos se activaron automáticamente los cañones cargados con bajo balance dinámico post - disparo para producir un efecto de -1000 psi en frente de la formación. El pozo fue evaluado con bombeo hidráulico pocas horas después. Los resultados obtenidos fueron bastante satisfactorios ya que el pozo produjo alrededor de 51% por encima de las expectativas para este reservorio.

Es importante mencionar que como parte del plan de Completación de este pozo se consideraba una estimulación matricial post - disparo. Esto debido a que no se esperaban buenos resultados en términos productividad debido estimaciones altas de Skin de perforación. Sin embargo, después de la evaluación del pozo, el equipo de ingenieros de reservorios de nuestro cliente recomendó que no era necesaria la estimulación, los resultados obtenidos eran simplemente excelentes. Desde la introducción de esta nueva tecnología, orgullosamente respaldada, desarrollada y promocionada por mentes ecuatorianas, se han realizado más de 20 trabajos en el país. La idea de incluir Delay Fuse como un método mejorado para incrementar producción está aumentando rápidamente en Ecuador y otros países. Se puede así pronosticar que el futuro de servicios de disparos con tubería será un futuro en donde triunfarán tecnologías que sean capaces de entregar más de los reservorios con menos costos, menos exposición y más eficiencia.

Imagen 3: Activa cañones con bajo balance dinámico post disparo PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

Ahora es posible en Ecuador fracturar cerca de contactos de agua

Autor: Mauricio Herrera – Halliburton.

or más de 60 años el fracturamiento hidráulico ha probado ser una técnica eficaz y versátil para mejorar la producción de pozos dentro de los tratamientos de estimulación en la Industria Petrolera. Ha permitido la incorporación de reservas a partir de formaciones en rangos de micro y nanodarcies así como en reservorios de alta permeabilidad con desconsolidación de la matriz de roca. Cuando se tiene que operar en reservorios con rangos moderados a altos en corte de agua y/o contactos de agua cercanos; se realiza una planeación considerando esta condición y comienza una evaluación de riesgos y precauciones para no incrementar la producción de agua a través de las intervenciones de mantenimiento y/o remediación. Las precauciones durante la planeación pueden moderar o incluso eliminar los tratamientos de estimulación dejando importantes reservas sin drenar. Esto tiene mayor repercusión en zonas de baja permeabilidad en las que se requiere estimular para realizar la explotación económicamente viable del reservorio. Este artículo hace referencia a dos innovadoras técnicas que permiten el disminuir la producción de agua a través de: • H2Zero®: sello permanente de las zonas de aporte total de agua. • WaterWeb®: polímero hidrofóbicamente modificado (HMP por sus siglas en inglés). El H2Zero®, es una aplicación que consta en la utilización de un copolímero de acrilamida que gelifica por efecto de tiempo y temperatura a un nivel en el que no permite el flujo de fluidos. Este fluido se inyecta en los contactos de agua en volúmenes que permitan una penetración radial conveniente para generar una barrera contra el flujo vertical de agua hacia una zona productora de hidrocarburos. La baja viscosidad inicial y ausencia de sólidos en el fluido permite el conseguir, bajo condiciones operativas regulares en presión y caudal, alcances radiales satisfactorios. Una vez alcanzada la PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

gelificación, pueden realizarse tratamientos de estimulación en la zona de hidrocarburos con menor riesgo de influjo de agua de la zona que se ha sellado. (Fig 1).

Mauricio Herrera es Ingeniero Químico por la Universidad Nacional Autónoma de México.

Figura 1 – H2Zero®: escenario típico para la aplicación del sistema Sellante al agua (Izq.): (a) Zona con producción de agua no deseada, (b)Colocación del sistema con Tubería y Packer o CT, (c) Limpieza de pozo (no se requiere molienda), (d) Puesta en producción. Muestra de sistema copolímero (Der.).

La segunda aplicación WaterWeb®, se basa en la capacidad de modificar la permeabilidad relativa (RPM) al agua a través de polímeros de adsorción. Estos aditivos se adsorben en ambientes de agua cerrando el paso al flujo de la misma en la garganta poral (Fig. 2). No existe afectación a la permeabilidad relativa al hidrocarburo.

Fig. 2 – WaterWeb®: el sistema RPM (rojo) se absorbe en la zona de agua tras ser colocado en el reservorio bloqueando la permeabilidad relativa a la misma pero manteniendo la del hidrocarburo (izq). Muestra de sistema RPM (Der.).

Este sistema químico no presenta viscosidades muy superiores a la del agua por lo que permite ser bombeado y filtrar a través de la matriz de formación sin complicaciones operativas. Dada 53

la funcionalidad de estos sistemas de control de agua, ambas aplicaciones pueden ser utilizadas por separado o conjuntamente en una completación. Aun cuando se han mostrado los beneficios de estos sistemas en el control de agua en su aplica-

ción particular, este artículo tiene el objetivo de mostrar su adicional contribución para controlar el agua en conjunto con la realización de fracturamientos hidráulicos. Para ello, se presentan dos casos históricos que confirman con éxito la funcionalidad de la técnica.

CASO 1.

CASO 2.

Durante la planeación de la intervención con workover para el pozo 1 con el objetivo de incrementar la producción se determinó que la arena A (Fig. 3) produjo continuamente con un atractivo aporte de petróleo hasta que el corte de agua por influjo lateral llegó al 89%. La arena B había producido petróleo y mediante el análisis de productividad se determinó que tendría una tasa atractiva de producción de hidrocarburo posterior a una operación de fracturamiento hidráulico. Este último podría contactar la arena A por lo que se realizaron consideraciones a este respecto. La solución que se definió para la operación de completación fue aplicar un tratamiento WaterWeb®en la arena A con el objetivo de disminuir el corte de agua que representaría una prospectiva ganancia en la producción de petróleo con la magnitud de tasa de fluido que se tenía. Para la arena B continuó el plan de realizar fracturamiento hidráulico con la premisa de bombear durante este tratamiento sistema WaterWeb® también.

Para la intervención del Pozo 2 se planificó en la arena B una fractura hidráulica (Fig. 4). Para la arena A, se definió con invasión de agua y se ubicó su contacto estimado a través de la historia de producción y análisis de registros eléctricos. Esta condición generaba pronósticos limitados de contactar sin riesgo la zona inferior con la fractura y; adicionalmente, se subestimaba el tiempo de vida productiva con bajo aporte de agua de la misma. La solución propuesta fue colocar el sistema de copolímero sellante H2Zero® no solo para bloquear la arena A sino para generar penetración con el químico y poder bloquear a una distancia radial conveniente el flujo vertical de agua hacia la arena B a fracturar. Se obtuvieron excelentes resultados de producción. En ambos casos, los pozos se encontraban cerrados y no se tuvieron complicaciones o contingencias operativas realizándose las aplicaciones en los tiempos programados. Este método ha abierto la posibilidad de recuperar de manera viable reservas en campos en los que regularmente se omite la realización de estimulación y por ello eventualmente se cierran los pozos por bajo aporte. Adicionalmente permite realizar tratamientos previos de control de agua en operaciones sin equipo (rigless) cuando las condiciones lo permiten y así optimizar los costos de completación.

Los resultados en producción superaron las expectativas. Se logró reducir el corte de agua en la arena B en un 16% y se obtuvieron más de 500 BOPD de las dos arenas durante la evaluación del pozo.

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Innovación tecnológica mediante punzados por jet Hidráulico para la optimización de producción de pozos en Ecuador Autores: Jhonny Alvarez, Luis Perdomo, José Jaramillo y Laura del Valle Rodríguez-Halliburton. Luis Carrera y Camilo Torres – Petroamazonas EP.

a aplicación innovadora de herramientas de punzados por Jet Hidráulico mediante el bombeo de fluido abrasivo (gel y arena) ha sido implementada desde finales del 2014 en los pozos de Ecuador para optimizar la producción de los mismos. En Halliburton, esta técnica abrasiva a alta presión ha sido aplicada con dos tipos de herramientas: la primera es Hydra-Jet™ TS Tool (Figura 1) con aplicaciones tales como 1) perforaciones a través del casing, cemento y formación sin el uso de carga explosiva; 2) Reducir la tortuosidad de la fricción de los perforados al inicio de los trabajos de fractura 3) Realizar trabajos de fractura a través de la técnica de fracturamiento hidráulico SurgiFrac®. La segunda herramienta es Hydra-Blast™ Pro Tool (Figura 2), que tiene aplicaciones de corte de tubería en secciones verticales, altamente desviadas y horizontales. Los tipos de tuberías que se pueden cortar con esta última son tubing, drill pipe, drill pipe heavy weight.

Jhonny Alvarez es Ingeniero de Petróleos por la Universidad Central del Ecuador. Con 6 años de experiencia en la industria del Petróleo, su cargo actual es Líder Técnico de la división de Production Solutions de Halliburton Ecuador.

Figura 2, Hydra-Blast™ Pro Tool

Figura 1, Hydra-Jet™ TS Tool PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

Bajo el principio de Bernoulli. Tanto los cortes de tubería como los perforados pueden ser realizados mediante el bombeo a alta presión de un fluido abrasivo aplicando el principio de Bernoulli de conservación de la energía para fluidos. Durante este proceso, una mezcla abrasiva, tal como arena y fluido, es forzado a través de boquillas de inyección o jets trans55

formando la energía de presión en energía de velocidad (Energía cinética), en la que bajo suficiente presión diferencial se pueden obtener altas velocidades capaces de cortar cualquier tipo de tubería (tubing, drill pipe) o realizar incluso perforados sin el riesgo del uso de explosivos. Para realizar cortes de tubería se utiliza tubería flexible (coiled tubing), por donde circula el fluido abrasivo hasta llegar a la herramienta Hydra-Blast™ Pro Tool la cual contiene un rotor, estator y una cabeza de corte que posee adaptado unos jets o nozzles que giran conforme pasa el fluido hidráulico. La selección apropiada de los jets es fundamental en el éxito del corte. Para tal efecto, son realizados cálculos hidráulicos que permiten determinar el caudal de bombeo, tamaño del orificio del nozzle y cantidad de los mismos generando un rendimiento óptimo de corte. Los métodos más comunes de corte de tubería son realizados mediante explosivos, químicos y mecánicamente. Estas técnicas convencionales de corte son efectivas en pozos verticales y desviados hasta 60 grados en promedio, donde el uso de guaya puede llegar de manera eficiente, pero representan un desafío en secciones altamente desviadas u horizontales. Bajo estas condiciones de alto ángulo donde tecnologías convencionales no tienen éxito, Hydra-Blast™ Pro Tool ha ofrecido una solución eficiente en Ecuador. Una alternativa para perforaciones abrasivas

sin hacer el uso de explosivos lo brinda la herramienta Hydra-Jet™ TS Tool, esta puede ser acoplada con tubería de trabajo Coiled Tubing o tubing. De igual modo el fluido abrasivo (gel y arena) es bombeado a alta presión y altos caudales a través de la tubería de trabajo (Coiled Tubing o tubing) donde el cambio de presión y velocidad se produce nuevamente al pasar el fluido desde un diámetro mayor (tubería de trabajo) a un diámetro mucho menor (jets). A diferencia de los cortes de tubería donde no se requiere una química muy elaborada para ejecutar el corte en la realización de perforados si es necesario un estudio más detallado de los químicos que se van a utilizar, debido a que el fluido abrasivo para perforar casing, cemento y formación estará en contacto con la arena productora, este debe contener surfactante, inhibidor de arcillas y gel, todos ellos compatibles con la formación. El Hydra-Jet™ TS Tool, contempla un BHA básico (Figura 3) compuesto por: 1- tubería de trabajo (tubing o coiled tubing); 2- Cinta o cross over radioactivo para colocar los jets en profundidad de la arena productora; 3- Cuerpo de la herramienta Hydra-Jet™ TS Tool (Figura 4); 4- Jets configurados a determinado ángulo (por ejemplo: 72, 90, 180 grados) por donde circulará el fluido de perforación; 5- contiene seguido una válvula de circulación que le permite bombear desde el anular del pozo hacia la tubería de trabajo en caso de reversar la arena a superficie.

Figura 4, Fuente SPE 113722 - Hydra-Jet™ TS Tool

Figura 3, Fuente SPE 113722 – BHA básico 56

Técnicas tradicionales de cañoneo: estas tecnologías convencionales perforan el casing, cemento y roca a través del uso de cargas explosivas, las cuales son disparadas en tiempos muy pequeños (milisegundos) y presiones muy grandes (más de 3,000,000 de psi) creando una región PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

de daño en la superficie del perforado donde el material de la bala o carga explosiva, casing, cemento y roca son empujados contra formación dejando una región de stress y compactación y como resultado un determinado daño (Figura 5). Además, las altas temperaturas generadas en un proceso de cañoneo con explosivos pueden alterar perjudicialmente la estructura de la roca e incrementar aún más el daño. Beneficios de los perforados abrasivos: un beneficio primario es el diferencial de presión creado (1500 – 5000 psi) a través del jet para realizar el perforado, esto permite remover el material rocoso de la formación, al mismo tiempo el fluido levanta y saca fuera del perforado todas las partículas abrasivas, metálicas y material de la formación (Figura 6). Finalmente, debido a que esta técnica se realiza a presiones menores que

el esfuerzo compresivo de la roca, el daño en la misma no ocurre. El principal propósito de usar la tecnología Hydra-Jet™ TS Tool para realizar perforados en los pozos, es crear un medio de comunicación lo más transparente posible entre la cara de los punzados y la formación, para maximizar la producción del pozo. Después de trabajos realizados se han tomado registros con el fin de verificar el área de flujo creada, cuyo diámetro inicial es de mínimo 2 pulgadas como se indica en la figura 7. En perforaciones de esta magnitud con un ID mínimo de 2 pulgadas el rompimiento de la roca es más fácil debido a que el túnel creado no tiene una zona compactada (por material residual de liner, cemento y formación), la formación no es sometida a altas presiones para realizar el perforado “Sin stress, no hay zona dañada”.

Figura 6, Fuente - SPE 114695 – viaje de la partícula en la formación y retorno a superficie.

Figura 5, Fuente SPE 144121 – Daño y alto stress causado por cañoneo con cargas explosivas.

Figura 7, Fuente - SPE 114695 – Imagen del diámetro de 2 in por perforado creado con Hydra-Jet™ TS Tool. PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016

Figura 8, Corte de drill pipe 3.5 IF

Aplicaciones en Ecuador Operaciones de corte de tubería: El primer trabajo aplicando esta técnica fue realizado en un pozo horizontal donde el BHA de perforación se encontraba atascado en la sección de hoyo abierto (Figura 8), varios intentos de pesca durante 5 días se desarrollaron para recuperar el BHA sin éxito alguno. Sin aparente alternativa por recuperar el BHA, Halliburton propuso usar la herramienta Hydra-Blast™ Pro Tool para realizar el corte del drill pipe 3.5 IF justo a 88 grados de desviación. Se optimizó tiempo mediante prueba en superficie simulando condiciones de fondo, (Figura 9). Como resultado el corte del drill pipe 3.5 IF con ID 2.125 a 88 grados de desviación fue realizado exitosamente, evitando costos de un seguro side track. Corte de drill pipe heavy wight 5.5 pulgadas en sección horizontal a 87 grados ejecutado con éxito, ver figura 10. Corte de Tubing 3.5 in (pozo inyector), el cual por restricciones e intentos previos con corte

químico, no se pudo realizar mediante técnica convencional. La herramienta Hydrablast realizó el corte de la tubería con éxito, (Figura 11). Una tecnología con muchas oportunidades: En Ecuador han sido muchas las aplicaciones de la Herramienta Hydra-Jet™ TS Tool con más de 40 trabajos implementados agregando valor en términos de productividad. Algunos casos: 1. Primer trabajo realizado, pozo C, completando dos arena (A y B), la arena A fue perforada inicialmente con cañoneos convencionales sin tener éxito alguno, muy probable debido a daño en la cercanía de la cara de los punzados por lodo base barita durante la fase de perforación. Se propuso la técnica de perforados con Hydra-Jet™ TS Tool para re perforar la arena A y perforar la arena B, un reto adicional fue la baja presión de reservorio promedio de 2000 psi. El resultado post trabajo en este pozo fue exceder las expectativas del cliente en términos de fluido total de producción comparado a pozos vecinos.

Figura 10, Corte de Drill Pipe Heavy Weight 5.5 in 58

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2. Pozo B, caso presentado en el LACPEC Ecuador 2015 (Paper SPE – 177252-MS), aun cuando las propiedades de reservorio, PVT, entre otros, son de menor calidad a las del pozo A (pozo vecino), el pozo B sobrepasó las expectativas de producción. 3. Pozo Z, el reto fue realizar perforaciones en la sección horizontal. Este pozo tenía una producción de 140 bfpd @ 68% de bsw, se perforó en la sección superior con Hydra-Jet™ TS Tool y se obtuvo una producción estabilizada de 1700 bfpd @ 8 % de bsw. Herramienta Hydra-Jet™ TS Tool para un trabajo de fracturamiento hidráulico SurgiFrac® (Figura-12)

• En la Arena D se determinó realizar una fractura corta y altamente conductiva para eliminar daño; condición que se buscaba por el alto valor de permeabilidad que presenta. • Se logró conseguir fracturas con extensión en longitud en las arenas A, B y C que son de baja permeabilidad. • Se fracturó con bajas presiones y con un excelente nivel de admisión a través de los cortes. • Todas las etapas de fractura se realizaron al 100% y el tiempo requerido consecutivo asociado a la realización de las 3 fracturas y tiempos de HWO fue de 17 hrs.

Figura 11, Corte de Tubing 3.5 eue.

Agente de sostén Fluido

Arena A Arena B

Arena C

Arena D

Figure 12: SurgiFrac® en tres etapas PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2016