No. 013 - JUNIO 2017
IS SN 1390 - 8 81 2
2 000 EJEMPLARES
YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN
Simulación de Yacimientos con Petróleos Pesados
COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN
Análisis de pozos usando mediciones de la herramienta de saturación
PERFORACIÓN
Fluido Base Agua de Alto Desempeño para mejorar la calidad del pozo
GAS
Reducción de gas quemado en teas
O
PRESENTACIÓN
En la 13va Edición de la Revista PGE PETRÓLEO&GAS mostramos la historia petrolera con una recopilación de fotografías de los años 40. Además, exponemos en la sección técnica temas como: Simulación de yacimientos con petróleos pesados; Análisis y generación de correlaciones PVT del petróleo y su aplicabilidad en el Ecuador; Análisis de pozos usando mediciones de la herramienta de saturación. Presentamos también; Un análisis sobre incertidumbre de producción en pozos de bajo potencial; las prácticas para la optimización de la limpieza hoyo, en la perforación de pozos de alto ángulo y largo alcance en el campo Tiputini – Bloque 43; el Fluido Base Agua de Alto Desempeño para mejorar la calidad del pozo. Asimismo, se detalla el nuevo hito mundial sobre la primera perforación con tubería de revestimiento de 30”. Finalmente, forma parte de esta edición un artículo sobre la Reducción de gas quemado en teas. 4
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
CONTENIDO
I
7
Historia Petrolera
9
Torres de perforación
12
Estadísticas
16
Simulación de yacimientos con petróleos pesados
21
Análisis y Generación de Correlaciones PVT del petróleo y su Aplicabilidad en el Ecuador
27
Smart Water EOR: Beneficios y Aplicaciones en Reservorios Clásticos y Carbonatos
34
Análisis de pozos usando mediciones de la herramienta de saturación
40
Incertidumbre de producción en pozos de bajo potencial
44
Prácticas para la optimización de la limpieza hoyo, en la perforación de pozos de alto ángulo y largo alcance en el campo Tiputini – Bloque 43
50
Fluido base agua de alto desempeño para mejorar la calidad del pozo
53
Primera perforación con tubería de revestimiento de 30”
55
Buenas prácticas en el relacionamiento sostenible con comunidades y otros actores sociales
60
Reducción de gas quemado en teas
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
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
Colaboradores: José Ch. Ferrer, Anabel Iza, Franklin Gómez, Álvaro Izurieta, Tor Austad, Tina Puntervold, Skule Strand, Iván D. Piñerez, Marvin Markley, Víctor Fernando Pinto, Diego Márquez, Julia Carrera, Jacqueline Boas, David Almeida, José Brito, Kléver Maiquiza, José Luis Ziritt, Jesús Alberto, Darwin Vega y Fabián Leandro Martínez. Nota Editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio. Foto de portada: Herramienta para corrida de casing Frank´s International’s FX-350™ Top Drive Casing Running Tool (CRT)
que simultáneamente llena, gira, circula y recíproca, mejorando así la facilidad con la que se corren los revestidores, llegando a la profundidad deseada incluso en condiciones problemáticas o difíciles. Impresión: Globalcorp Tiraje: 2000 Número: 013 - Junio 2017 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com
Revise esta edición en su tablet o smartphone escaneando el código QR
5
FI
CIFRAS
Barril de WTI por debajo de los 50 dólares
A
Ernesto Grijalva H. Ingeniero de Petróleos por la Universidad Autónoma de México.
pesar de los recortes de producción convenidos y extendidos por los miembros de la OPEP hasta el primer trimestre del año 2018, los precios no superan los 50 dólares del petróleo marcador WTI. Las principales razones para que esto ocurra considero que son: 1. Incremento de producción en los yacimientos no convencionales de Estados Unidos de Norteamérica. 2. Reducción de la demanda mundial. 3. La oferta continúa alta a pesar de los recortes de algunos miembros y amigos de la OPEP.
Autor: Ernesto Grijalva
4. Políticas de reducción del consumo en países como China, India y Japón. 5. Reducción de la reserva estratégica americana vendiendo aproximadamente más de 300 millones de barriles de los 1200 millones de reserva estratégica disponible. 6. La decisión del presidente de Estados Unidos de separar a su país del Acuerdo de París sobre el cambio climático, son factores que impactan en el precio del petróleo. 7. El Gobierno Americano impulsa la exploración de petróleo cuando planteó la opción de reactivar la explotación de yacimientos en Alaska, además de vender las reservas estratégicas de petróleo.
PRECIOS DE PETRÓLEO WTI Y BRENT 2007 - 2017 (Dólares por barril)
Fuente: EIA Energy Information Administration *Las cifras de Junio 2017 corresponde a un cálculo promedio estimado de los precios reportados diariamente, hasta el 13 de junio del 2017
6
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
I
HISTORIA PETROLERA
Historia petrolera A
continuación presentamos una reseña fotográfica de los años 40 de la industria petrolera del país. Las fotografías fueron facilitadas por la familia del Ing. Ángel Paredes, quien en vida trabajó para la empresa Shell.
Shell inició su actividad de exploración petrolera en Ecuador alrededor del año 1937 en la región amazónica. Sin embargo, la compañía abandonó el país después de que las actividades de exploración no tuvieron éxito. En 1964, Shell retornó a Ecuador con la producción de lubricantes y posteriormente, en 1989 implementó su venta y distribución. Fuente: www.shell.com
Ayuy, octubre 1945
Ayuy, noviembre 1945
Jíbaros de Taisha, 1947
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
Arajuno, 1947 - viviendas de empleados
Tiputini, junio 1948 - Ing. Ángel Paredes junto a otro trabajador
Cacique Taisha, 1948
7
I
HISTORIA PETROLERA
Durán, 1947 - Población cercana a Arajuno
Río Aguarico, 1948 – Dr. Heim
Tiputini, 1948 - Rio Napo
Arajuno, 1948 – Torre de Perforación Yasuní , abril 1948 - Trabajadores (de izquierda a derecha el tercer colaborador es el Ing. Ángel Paredes)
Torre Tiputini Oriente
Rio Aguarico, 1948 8
Villano, abril 1950 P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
I
REPORTES
Torres de perforación en operación en el Ecuador Junio 01, 2017 OPERADOR
POZO
CONTRATISTA
RIG
TIPO DE EQUIPO
COMENTARIOS
AGIP OIL ECUADOR
V23H ST2
PETREX
20
HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP
ANDES PETROLEUM
GABY 1
CCDC
CCDC25
2000 HP
RIG MOB. & RIGGING UP
ECUASERVOIL
ARMADILLO B3
CCDC
CCDC69
2000 HP
DRILLING 16" HOLE
ENAP SIPEC
MDC 29
TUSCANY DRILLING
102
LOADCRAFT 1000 HP
STARTING MOB. TO MDC 29
EP PETROAMAZONAS
TIPUTINI C042
SINOPEC
248
2000 HP
CASED HOLE LOGGING
EP PETROAMAZONAS
TPTA 043H
SINOPEC
219
ZJ70DB (2000 HP)
DRILLING 8 3/8" HOLE
EP PETROAMAZONAS1
ACAI 198
SINOPEC
119
2000 HP
DRILLING 12 1/4" HOLE
EP PETROAMAZONAS1
YUCA C049
SINOPEC
191
2000 HP
COMPLETION
EP PETROAMAZONAS1
ACAE 206
SINOPEC
156
ZJ70/4500D 2000 HP
DRILLING
EP PETROAMAZONAS1
CHEA 006 S1
SINOPEC
168
ZJ70DB (2000 HP)
POOH 12 1/4" BHA
EP PETROAMAZONAS
OCANO 5
NABORS DRILLING SERVICES
609
2000 HP
DRILLING 12 1/4" HOLE
ORION ENERGY
TIGÜINO 22
CCDC
CCDC66
2000 HP
COMPLETION
DRILLING 6" @ 16460´
1.- Para proveer servicio en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP
Torres de perforación en stand by en el Ecuador Junio 01, 2017 CONTRATISTA
RIG
TIPO DE EQUIPO
COMENTARIOS
CCDC
CCDC028
200O HP
SACHA 460 PAD. RIG MAINTENANCE
CCDC
CCDC036
BAOJI 2000 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
CCDC
CCDC037
ZJ70DB (2000 HP)
TAPIR NORTE 17 (RIG MAINTENANCE)
CCDC
CCDC038
CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)
LAGO AGRIO BASE
CCDC
CCDC039
1600 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
CCDC
CCDC068
2000 HP
COCA. BASE
HELMERICH & PAYNE
117
MID CONTINENTAL U1220EB
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
121
IDECO E1700
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
132
OILWELL 840
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
138
MID CONTINENT 1220
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
176
2000 HP / LEE C. MOORE
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
190
2000 HP
COCA BASE
HILONG
7
ZJ70D 2000 HP
ANDES PETROLEUM PAD
HILONG
15
2000 HP
COCA BASE
HILONG
16
ZJ70DB VFD 2000 HP
COCA BASE
NABORS DRILLING SERVICES
794
PYRAMID 2000HP
MOBILIZING FROM ORION TO PINDO FIELD ( PETROSUD)
PETREX
3
2000 HP
COCA BASE
PETREX
5824
NATIONAL 1320 (HELI RIG)
COCA BASE
PETREX
5899
2000 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
SINOPEC
127
2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
128
2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
129
70B
OSO A PAD
SINOPEC
169
ZJ70DB (2000 HP)
JIVINO
SINOPEC
183
2000 HP
YANAQUINCHA PAD
SINOPEC
185
2000 HP
CEIBO 1
SINOPEC
188
3H-1500
COCA BASE
SINOPEC
220
2000 HP
COCA BASE
TUSCANY DRILLING
117
HELI RIG 200O HP
IN BORDER. MOBILIZING TO COLOMBIA
TRIBOILGAS
202
SERVICE KING 1000 HP
COCA BASE
Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
9
I
REPORTES
Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador Junio 01, 2017
OPERADOR
POZO
CONTRATISTA
RIG
TIPO DE EQUIPO
COMENTARIOS
ANDES PETROLEUM
MARIANN 40
CCDC
CCDC51
650 HP
W.O.
ANDES PETROLEUM
FANNY 18B-79
HILONG
3
XJ 650
W.O.
ANDES PETROLEUM
TAPIR NORTE 4
HILONG
18
DFXK JC11/21 650HP
W.O.
ECUASERVOIL
ARMADILLO B3
TRIBOILGAS
103
550 HP
ENAP SIPEC
MDC 04
TUSCANY DRILLING
105
650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
CUYABENO 16
CCDC
40
CHINA MODEL XJ550, 650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
OSO A 150
CCDC
52
650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SACHA 266
DYGOIL
20
FRANKS 600
W.O.
EP PETROAMAZONAS
DRAGO NORTE 43D
FAST DRILLING
FD 11
XJ 650 (700 HP)
W.O.
EP PETROAMAZONAS
COCA K26
GEOPETSA
3
WILSON 42B 500
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SACHA 382
GEOPETSA
6
ZPEC 650
W.O.
EP PETROAMAZONAS
PKSB 020
HILONG
HL-28
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
TIPUTINI C004
PETROTECH
4
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
ATACAPI 17
TRIBOILGAS
8
COOPER 550DD
W.O.
EP PETROAMAZONAS
DRAGO NORTE 7
TRIBOILGAS
101
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SACHA 14
TRIBOILGAS
102
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
PARAHUACU 10
TRIBOILGAS
104
LOADCRAFT 550
W.O.
EP PETROAMAZONAS
EDEN YUTUTRI 164
TRIBOILGAS
105
CROWN 550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
CUYABENO 68
TRIBOILGAS
106
SERVICES KING 550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
PAÑACOCHA 7
TRIBOILGAS
201
DRILLING SERVICE KING 1000HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
SHUSHUFINDI 165D
CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERATED BY SLR)
CSSFD 01
KING SERVICES 750HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
AGUARICO 44
DYGOIL
30
CAMERON 600
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
SHSO 168
SLR
47
WILSON 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS2
EDYT 158H
SINOPEC
905
750 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS3
SECOYA 42
CCDC
42
CHINA MODEL XJ550, 650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS4
ACAK 125
SLR
SLR 34
WILSON 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS4
CLBB 012
SLR
SLR 55
WILSON MOGUL 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS4
CNOI 040
SLR
SLR 56
WILSON MOGUL 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS5
PLAC 48
GEOPETSA
5
LTO-550-VIN-26606
W.O.
EP PETROAMAZONAS6
LMNH 034
SINOPEC
932
XJ650
W.O.
ORION ENERGY
ENO 6
NABORS DRILLING SERVICES
814
IRI 1287W / FRANKS 500
W.O.
REPSOL
TIVACUNO A
SINOPEC
908
650 HP
STDBY. WITHOUT CREW
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 Kamana firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 3.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 4.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP 5.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de campos Maduros) 6.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio PAÑATURI firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de campos Maduros)
10
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
I
REPORTES
Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador Junio 01, 2017
CONTRATISTA
RIG
TIPO DE QUIPO
STACKED
AGIP OIL ECUADOR
AOE 1
OIME 750SL
STBY. VILLANO “A”
AGIP OIL ECUADOR
AOE 2
OIME 500
STBY. VILLANO “B”
CCDC
CCDC 41
CHINA MODEL XJ550, 650 HP
LAGO AGRIO BASE
ESPINEL & ASOCIADOS
EZ 12
XJ 650
COCA BASE
GEOPETSA
1
COOPER LTO 550
COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE
GEOPETSA
2
WILSON 42B 500
COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE
GEOPETSA
4
UPET 550 HP
COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE
HILONG
HL-28
DFXK JC11/21 650HP
COCA BASE
NABORS DRILLING SERVICES
815
IRI 2042 / FRANKS 600
SHUSHUFINDI BASE
NABORS DRILLING SERVICES
819
CABOT 600
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 7
COOPER 550
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 32
WILSON MOGUL 42B
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 53
WILSON MOGUL 42B
SHUSHUFINDI BASE
SINOPEC
903
CHINA MODEL XJ650 HP
LAGO AGRIO
SINOPEC
904
750 HP
LAGO AGRIO
SINOPEC
907
XJ 550
LAGO AGRIO
TRIBOILGAS
5
LTO-550-VIN-26606
COCA BASE
TRIBOILGAS
6
COOPER 550
COCA BASE
TRIBOILGAS
7
WILSON 42 B
COCA BASE
TRIBOILGAS
107
550 HP
COCA BASE CAMP
TRIBOILGAS
203
SERVICE KING 1000 HP
TAMBILLO (QUITO)
TRIBOILGAS
204
SERVICE KING 1000 HP
TAMBILLO (QUITO)
TRIBOILGAS
205
SERVICE KING 1000 HP
TAMBILLO (QUITO)
TUSCANY DRILLING
104
CARE 550 HP
COCA BASE
TUSCANY DRILLING
111
665 HP
COCA BASE
Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
11
I
ESTADÍSTICAS
PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2007 - 2017 (Dólares por barril)
Fuente: EP Petroecuador y EIA Energy Information Administration *Las cifras de junio 2017 corresponde a un cálculo promedio estimado de los precios reportados diariamente, hasta el 13 de junio del 2017
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS ENERO 2014 - MAYO 2017 (BPPD)
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE
12
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
I
ESTADÍSTICAS
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP
AGIP OIL
CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO)
ORION ENERGY OCANOPB S.A.
OPERACIONES RÍO NAPO CEM
ANDES PETROLEUM
GENTE OIL ECUADOR
ORIONOIL ER S.A.
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
13
I
ESTADÍSTICAS
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) CONSORCIO PALANDA YUCA SUR
CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA
PACIFPETROL
PETROBELL
PETROORIENTAL (BLOQUE 14 y 17)
REPSOL ÁREA BLOQUE 16 Y 67
ENAP SIPEC
TECPECUADOR
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 14
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
I
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
ESTADÍSTICAS
15
F
Simulación de Yacimientos con Petróleos Pesados Autor: José Ch. Ferrer González, Consultor Independiente, Bogotá - Colombia
L
a simulación de yacimientos de petróleos pesados con un acuífero de fondo muy grande es generalmente compleja y muy diferente a los casos de yacimientos tradicionales de petróleos livianos volumétricos; es decir, sin la presencia de acuíferos, particularmente porque la razón de movilidad agua petróleo desfavorable del proceso de desplazamiento de petróleo por agua en el yacimiento. Además, el problema se complica aún más si el yacimiento contiene un elevado número de pozos entre verticales y horizontales y resulta difícil lograr una representación y simulación razonable.
CASOS DE CAMPO EN YACIMIENTOS CON PETRÓLEOS PESADOS
Existen diversos estudios de yacimientos con petróleos pesados reportados en las publicaciones técnicas de la materia que se considera conveniente revisar para propósitos de introducción en el tema e investigación de experiencias que sean útiles en el estudio que se lleva a cabo, algunas desarrollan modelos de simulación de los yacimientos como un elemento importante para una mejor interpretación de su comportamiento. Gauchet y Corre1 presentan una experiencia muy similar al caso Rubiales ya que se refieren a la producción de un campo de petróleos pesados con pozos horizontales en presencia de un fuerte acuífero hidrodinámico inclinado. Este campo Rospo Mare está situado en el mar Adriático, Italia, en aguas de 80 metros de profundidad. El campo inició su desarrollo con un piloto en 1982 y producía petróleos pesados de 3 plataformas con 28 pozos, 2 verticales y 26 horizontales. En ese momento era uno de los yacimientos con pozos horizontales de mayor historia en el mundo. El yacimiento es fracturado al extremo diferente a los yacimientos convencionales, lo cual llevó al uso de pozos horizontales para incrementar el área de drenaje por la intercepción de muchas fracturas. Eso condujo a la construcción de un modelo estático para mejor descripción de los mecanis-
mos de barrido durante la etapa de producción. El petróleo es muy viscoso del orden de 437 cps a condiciones del yacimiento lo que obligó a tomar en cuenta los problemas de fricción en el pozo durante la producción. Galas2 presenta una aproximación alternativa para el ajuste histórico con énfasis en la producción acumulada de fluidos como una función de tiempo. Durante cada etapa se identifican los parámetros que controlan cada mecanismo que se varían para producir el ajuste pero que sean consistentes con las incertidumbres de los parámetros. Considera que el ajuste histórico es un arte y que cada especialista tiene su propio estilo de acuerdo con su experiencia en la materia, pero cada caso es particular y el ingeniero de simulación tiene que reinventar la rueda. Los recientes desarrollos en ajuste histórico incluyen procesos asistidos con diversos software para facilitar el proceso, aun así la experticia del especialista no puede ser reemplazada. La planificación paralela, la asistencia del modelo 3D iterativo y la distribución geo estadística de las propiedades son elementos importantes en el proceso. Analiza el modelaje de producción de agua en etapa primaria con tiempo así, si el corte de agua es estable por un periodo largo de producción, esta proviene de la zona de transición por la heterogeneidad en la saturación de agua. Importancia de la caracterización de fluidos como crítico para decidir el mejor método de extracción en el proceso de producción en un yacimiento de petróleos pesados. El muestreo, manejo, limpieza, desemulsificación y la lenta liberación del gas disuelto en el petróleo en las pruebas PVT son retos para lograr una buena caracterización de los petróleos pesados donde tales aspectos son más críticos. Eso lleva al gran riesgo de obtener propiedades de los fluidos erróneos cuando se miden para petróleos pesados. Concluyen que para petróleos pesados las medidas como viscosidad de los fluidos, pruebas de la estabilidad de las emulsiones y medidas de las viscosidades con temperatura para los diferentes
1. Gauchet, R. y Corre, B.: Rospo Mare Field: A Unique Experience of Heavy Oil Production with Horizontal Wells in a Karst Reservoir in Presence of a Strong Tilted Hydrodynamic, Trabajo No. SPE 36869 presentado en la Conferencia Europea del SPE celebrada en Milán, Italia, 22-24 1996. 2. Galas, C. M. F. : The Art of History Matching – Modelling Water Production under Primary Recovery, Trabajo o 2003-213 Canadian International Petroleum Conference 2003, Calgary Alberta, Canada, Junio 10-12, 2003.
16
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
F
procesos de recuperación térmica, incluso la simulación del proceso en frio es muy importante y recomiendan el viscosímetro capilar a fin de medir dichas viscosidades de petróleos pesados sobre otros tipos de viscosímetros. Los procesos que describen se llevan a cabo en el Centro Tecnológico DBR en Canadá. Qin et al4 menciona que muy pocos yacimientos de petróleos pesados con un acuífero de fondo activo se han desarrollado exitosamente porque la severa conificación causa muy bajos factores de recuperación debido a la baja productividad de los pozos y altos caudales de producción de agua. Los autores proponen producir petróleo y agua simultáneamente de pozos horizontales bilaterales. BWS completados en las zonas de petróleo y agua separadamente. Esta propuesta previene la formación de la cresta alterando la distribución del potencial en el área cercana al pozo. Se derivan modelos analíticos para estimar las producciones de petróleo y agua en los citados pozos. Los resultados muestran que la recuperación aumenta desde menos del 15% en pozos horizontales convencionales a más del 40% para pozos bilaterales presentados en el trabajo. Reportan múltiples referencias donde indican que en la mayoría de casos reportados los aumentos en la recuperación oscilan entre 5 y 13.5% aplicados en varios países como Canadá, China y otros. Los autores suponen que los fluidos son inmiscibles, incompresibles y tienen viscosidades constantes, las propiedades de porosidades son homogéneas e isotrópicas, además que no existe zona de transición. Se determinó un caudal crítico por debajo del cual se logra un sistema de flujo en equilibrio tanto por métodos analíticos como numéricos. Además, se puede considerar que la zona de transición capilar es muy pequeña en comparación con el espesor del yacimiento. Beliveau5 presentó los resultados de la inyección de agua en varios yacimientos de petróleos pesados alrededor del mundo y los compara con lo que se espera en nuevos yacimientos descubiertos en los campos Rajasthan de la India. Incluso campos de similares propiedades a los de la India son sometidos rutinariamente a inyección de agua en Canadá y USA, así como en otros países con excelentes resultados. Se cree que los procesos de desplazamiento no son estables para razones de movilidad M > 1 o más altas, el flujo es inestable con canalizaciones viscosas a causa de una irrupción prematura. Sin embargo, si el desplazamiento inmiscible
sigue el desplazamiento del frente de desplazamiento tipo Buckley Leverett no es un desplazamiento tipo pistón del petróleo y agua a sus respectivos puntos
extremos de permeabilidad relativa. El petróleo delante del frente es desplazado por una combinación de saturaciones de petróleo y agua, muy diferente al comportamiento de las curvas de kr. Hagoort7 demostró que si la razón de movilidad definida como Ms es menor que 1, donde la movilidad detrás del frente se corresponde a la suma de las movilidades del agua y petróleo en esa zona dividida por la movilidad del petróleo delante del frente, lo cual es una condición menos restrictiva, donde Swf es la saturación del frente que se obtiene de la curva de flujo fraccional.
Ms = [ krw(Swf)/μw + kro(Swf)/μo)]/(kro/μo)
(1)
La razón de Movilidad, Ms, puede ser mayor que 1, dependiendo de las viscosidades y kr. Esto no significa que es un desplazamiento tipo pistón porque siempre ocurrirá irrupción temprana, pero existirán largas regiones de flujo de dos fases que producen petróleo después de la ruptura. Así, para razones de viscosidades de 4, 10 y 100, en los dos primeros la razón de movilidad es menor que 1 usando la representación de Hagoort, mientras que solo la última es desfavorable y su valor es solo de 1.40. Han et al6 evalúan el éxito de pozos interespaciados usando modelos de simulación para entender el comportamiento. Presenta la mejora del comportamiento de pozos ubicados en el tope del yacimiento. Las simulaciones indican que tanto los pozos verticales y horizontales con menores BHP generan mayores producciones de petróleos y cortes de agua. Las recuperaciones con pozos verticales aumentan el 3% del POES y 10% cuando se desarrolla con pozos horizontales. La recuperación puede mejorarse con el espaciamiento y ubicación de los pozos horizontales. La razón de movilidad desfavorable favorece el aumento del petróleo remanente y causa canales de agua entre el acuífero y los pozos. Los pozos horizontales pueden recuperar el petróleo no recuperado. La inyección periférica puede aumentar el recobro de petróleo. Branco et al7 describe un caso histórico concerniente a la estrategia para el desarrollo de un campo grande offshore de 100 m de profundidad del agua donde se desarrolló un plan basado en la perforación de pozos horizontales largos. Se observó que la viscosidad del petróleo, la permeabilidad y lon-
4. Qin, W., Wojtanowicz, A. K., White, C.: New Cold Production Technique for Heavy Oil with Strong Bottom Walter Drive, Trabajo No. 146928, presentado en la Reunión Anual del SPE realizado en Denver Colorado, 30 Octubre al 2 de Noviembre, 2011. 5. Beliveau, D.: Water-flooding Viscous Oil Reservoirs, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Octubre 2009, p. 689-701. 6. Han, M. et al.: Continued Development of Mature Heavy Oil Field with Strong Waterdrive using Mechanistic Reservoir Simulation, Trabajo No. SPE No. 122087 presentado en la Reunión Regional del Oeste realizada en San José California, 24 26 Marzo, 2009. 7. Branco, C., Pinto, A., Tinoco, P., Vieira, P., a. Sayd, A. Santos, R., Prais, F. : The Role of the Value of Information and Long Horizontal Wells in the Appraisal and Development Studies of a Brazilian Offshore Heavy Oil Reservoir. Trabajo No. SPE/PS-CIM/CHOA 97846 PS2005-383, Presentado en el Simposio Internacional de Petróleos Pesados y Operaciones Térmicas celebrado Calgary, Alberta Canadá, 1-3 de Noviembre 2005.
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gitud del pozo horizontal eran las variables más importantes en la respuesta. El estudio llevó a la aprobación de una longitud de 2000 m. Refieren
a la construcción de un modelo de simulación considerando la representación de los datos y la definición del plan de desarrollo para los diferentes escenarios. Las simulaciones se efectuaron sensibilizando parámetros tales como viscosidad del petróleo, k absoluta, kv/kh, longitud efectiva del pozo, kr agua petróleo y NTG. El valor de la información se usó para estimar los máximos gastos necesarios al llevar a cabo la prueba donde las variables más importantes para el desarrollo del plan fueron la k efectiva y la longitud efectiva del pozo en contacto con el yacimiento. Una longitud del pozo de 2000 m resultó ser el mejor escenario en el desarrollo del campo. Mei et all8 estudian una zona denominada TSM del campo Tejón, yacimiento de petróleo pesado descubierto en 1945 desarrollado originalmente en pozos verticales con una presión actual de 1000 psi aproximadamente la original, debido a la presencia de un acuífero de fondo infinito que lo soporta. El tamaño de este acuífero causa alta producción de agua en los pozos actuales debido a la conificación formada durante la producción inicial. Recientemente el desarrollo con pozos horizontales es significativamente más eficiente debido a que provee el acceso a petróleo atrapado entre los pozos verticales y aumenta el tiempo de la irrupción del agua. Una mejor comprensión del mecanismo de control de la productividad necesaria para maximizar el retorno del proyecto disminuyendo el riesgo y aumentando el área de desarrollo disponible. Los datos históricos del yacimiento son incompletos y se hace imposible generar un modelo geológico detallado para integrar en un modelo de simulación tradicional. El modelo intenta representar el yacimiento capturando la mayoría de sus características con una geometría simplificada. Presenta además interesantes referencias de Economides et al13 y Todd et al14. El modelo usa los 6 registros modernos y un análisis especial de núcleos existentes para caracterizar el yacimiento con forma de domo, con el tope a 1475 pies y un contacto a 1615 pies. Se usó un acuífero analítico de fondo tipo Carter Tracy. Kumar et al9 presenta un trabajo para mejorar la comprensión del proceso de desplazamiento de petróleo por agua bajo condiciones
de alta razón de movilidad, propio de los casos de desplazamiento de petróleo pesado por agua convencional, particularmente producto de la presencia de acuíferos infinitos soportando a yacimiento con petróleos altamente viscosos. Refieren que un alto número de proyectos reportados donde se han logrado recobros significativos a altos cortes de agua. Estudios de simulación mecanístico muestran que el recobro es menor a medida que la razón de movilidad aumenta. Las simulaciones a escala de campo muestran que la heterogeneidad juega un papel más importante que la razón de movilidad en inyección de agua convencional. El volumen de la producción primaria antes del inicio de la inyección de agua tiene un efecto importante en el recobro incremental para invasiones a alta razón de movilidad. Además, la presencia de zonas ladronas finas de alta permeabilidad altamente correlacionadas reduce el recobro para desplazamiento por agua en yacimientos con alta razón de movilidad en una proporción mayor que la humectabilidad y las kr afectan el recobro de petróleo. Esto indica que las medidas de kr y viscosidad son esenciales para la predicción de un comportamiento confiable. Los autores refieren que en su opinión las experiencias de inyección de agua en yacimiento con alta razón de movilidad es inadecuada. Introducen una definición de la razón de movilidad, realizan simulaciones mecanístico y a escala de campo para delinear las diferencias claves entre la inyección de agua convencional y la correspondiente a casos de alta razón de movilidad. Los autores identifican los parámetros claves que gobiernan el comportamiento del proceso que puede resultar en un mejor diseño del proyecto. El trabajo de Kumar et al presenta detalles de varios casos de campo particularmente en Canadá donde los factores de recuperación son muy variados, así en yacimientos cuya producción primaria fue del 1% al 2% con la inyección de agua espera recuperar hasta el 8% en yacimientos con viscosidades entre 400 y 1500 cps. Mientras que en otros campos con viscosidades de 112 cps se estima una recuperación final del 22% en 25 años de producción. En general la información sobre el tema es dispersa y existe mucha que no ha sido reportada. En China reportan estimados de la recuperación final del orden del 25%. Kumar et al9 coinciden con la apreciación de Beliveau sobre una definición más apropiada de razón de movilidad.
8. Mei Han, E., Tajer, C., Fox, C., Behm, E.: Continued Development of Mature Heavy-Oil Field with Strong Waterdrive Using Mechanistic Reservoir Simulation. Trabajo No. SPE 122087, presentado en la Reunión Regional del SPE efectuada en San José California, 23-26 de Marzo 2009. 9. Kumar, M., Hoang, V., y Satik, C.: High Mobility Ratio Water Flood Performance Prediction: Challenges and New Insights, Trabajo No. SPE 96761 presenta do en la Conferencia Internacional de Recuperación Mejorada efectuada en Kuala Lumpur, Malasia, 5-6 Diciembre 2005.
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El efecto de la presencia de una saturación inicial de agua móvil reduce drásticamente el recobro. Este efecto depende de la saturación de agua móvil y fue muy bajo para una saturación de agua inicial del 2%, pero aumenta drásticamente en la saturación de agua de 4% o más alto. En resumen, los estudios mecanísticos usando mallas finas muestran que la razón de viscosidades controla el recobro de petróleo y son menores a altas razones de movilidad. Las canalizaciones dominan los procesos de altas razones de movilidad. El agua móvil reduce significativamente el recobro. Las simulaciones a escala de campo indican que la heterogeneidad juega un papel más importante en los procesos de inyección de agua con altas razón de movilidad que en los procesos de inyección de agua convencional. El volumen de petróleo que se obtiene por métodos primarios previo a la inyección de agua tiene un mayor efecto en el recobro incremental para altas razones de movilidad. La presencia de zonas ladronas delgadas reduce el recobro drásticamente en el caso de inyección de agua con viscosidades del petróleo. La humectabilidad juega un papel esencial para una predicción confiable. Sander et al10 describen un proyecto de gerencia y tecnología en la perforación de pozos horizontales poco profundos para la explotación de un campo de petróleo mediano y pesado hacia la perforación de 83 pozos laterales y 22 triple laterales tanto para la producción, perforación y fuentes de agua. Los laterales fueron típicamente más largos que 3300 pies con laterales tan largos como 4060 pies perforados a un TVD de 1065
pies. El campo Bluesky donde se perforaron los pozos es un campo offshore. La porosidad promedio del yacimiento varía entre 18% - 27% y la permeabilidad varía entre 60 - 250 md. La zona de petróleo varía entre 13 a 15 pies. La producción de este campo mediante pozos verticales no era económica. Los pozos horizontales aun cuando presentaron numerosas dificultades lograron reducir notablemente el corte de agua a un 20%. Demostraron que era posible perforar laterales relativamente largos en una arena fina y que la formación permitía producir pozos a hoyo desnudo. La Figura 1 y 2 muestran una porción del yacimiento representado por bloques conectados entre sí para representar una porción o el total del yacimiento, como se observa no es posible lograr una representación exacta del movimiento continuo de fluidos en el mismo, salvo que se utilicen un número muy elevado de bloques que generan modelos numéricos difíciles de operar en la práctica. Además, en los yacimientos de petróleos pesados el flujo de fluido es inestable debido a la elevada razón de movilidad. Esta situación de simulación en petróleos pesados resulta muy difícil de manejar sobre todo en casos de campo y en grandes yacimientos con un número elevado de bloque donde generan tiempos muy elevados y se duda la validez de dichos resultados aun cuando los especialistas en ocasiones no lo reconocen.
REPRESENTACIÓN DE UN MODELO DE SIMULACIÓN
Moviemiento de fluidos en el Medio Poroso, Tomado de Mattax y Dalton, SPE Monograph, Vol. 13
10. Sander, M., Norgaard, R., Kern, K., y Warren, T. M.: Project Management and Technology Provide Enhanced Performance for Shallow Horizontal Wells, Trabajo No. IADC/SPE 74466 presentado en la Conferencia de Perforación IADCSPE celebrada en Dallas, Texas, 26-28 de Febrero, 2002.
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Figura No. 1 y 2 Representación del Movimiento de Fluido en el Yacimiento y en el Modelo de Simulación
Canalizaciones de Agua en Medio Poroso con un fluido Viscoso Tomado de la Referencia: SPE 146841, Doorwar et al
Estado Final del Desplazamiento de un Fluido Viscoso por Agua con formación de canalizaciones viscosas, SPE 146841
CONCLUSIONES Aún cuando se han presentado en la literatura múltiples trabajos sobre la simulación de yacimientos de petróleos pesados, se considera que falta mucho por estudiar y ensayar a nivel de campo y especialmente en el estudio de simulaciones numéricas puesto que además existen múltiples incertidumbres en variables
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de petróleos pesados tales como las medidas precisas de datos PVT particularmente las viscosidades de los crudos pesados, medidas de humectabilidad, formación de emulsiones en el yacimiento y tuberías y equipos del pozo y superficie, todas ellas son necesarias para los estudios de simulación de yacimientos. Es preciso prestar mucha atención a las variables referidas.
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Análisis y Generación de Correlaciones PVT del petróleo y su Aplicabilidad en el Ecuador Autores: Anabel Iza, Escuela Politécnica Nacional; Franklin Gómez, Escuela Politécnica Nacional; Álvaro Izurieta, Petroamazonas EP.
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a industria del petróleo ve la necesidad de disponer de una descripción aproximada de las propiedades del fluido del yacimiento para la toma decisiones técnicas y económicas en una determinada operación: diseño y análisis de sistemas de producción (Ferrer, 2009), pruebas de presión, estimulación matricial, etc. Existen dos formas para determinar las propiedades del petróleo; la primera en base al análisis PVT realizado al fluido en el laboratorio, el cual permite determinar el comportamiento del mismo a lo largo del sistema de producción y la segunda forma es a partir de la aplicación de correlaciones empíricas, comúnmente llamadas “correlaciones PVT” utilizadas con mayor recurrencia cuando no se dispone de pruebas de laboratorio. En la literatura existen varias correlaciones para la estimación de las propiedades físicas del petróleo, pero debido a que las mismas varían ampliamente en su aplicabilidad (Merola & Farías, 2014), para un determinado campo o reservorio se desconoce cuál de ellas es la más adecuada a utilizar. El presente estudio propone desarrollar expresiones de correlación para las propiedades del petróleo a la presión de burbuja en base a datos
de laboratorio y mediante el método de mínimos cuadrados y modelos de análisis estadístico, esto para modificar las correlaciones existentes en la literatura revisada. Los datos de laboratorio son previamente validados. Las correlaciones modificadas para pb, Rsb, μod, μob y βob son recomendadas en base al error relativo promedio absoluto a fin de determinar su precisión y exactitud. Las correlaciones con mejores resultados estadísticos servirán de base para aplicar en los diferentes Campos de la Región Amazónica.
DATOS DE LABORATORIO Más de cien reportes PVT correspondientes a las muestras de fluido de los diferentes campos petroleros de la Amazonia Ecuatoriana fueron utilizados para este estudio. En lo que concierne a los datos de laboratorio, estos provienen de la prueba de liberación diferencial y prueba del separador. Los reportes con análisis completos fueron seleccionados para realizar el ajuste de datos a condiciones del separador (βo, Rs) con el fin de aproximarla al comportamiento del fluido en el reservorio (Al-Marhoun, 2003). La descripción de la información utilizada en el desarrollo de las correlaciones se presenta en la tabla 1.
Tabla 1. Datos utilizados para las correlaciones pb, Rsb, μod, μob y Bob Parámetro
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Mínimo
Máximo
Promedio
50.7
1499.7
711.8
179
235
207.5
5
384
127.4
1.068
1.447
1.139
0.87
86.63
15.3
1.52
236
35.4
12.6
35.8
22
0.87
2.827
1.726 21
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CORRELACIONES PVT
En la actualidad existe una amplia variedad de correlaciones PVT que difieren en complejidad, exactitud, autor y origen. Pese a que son de mucha utilidad para el ingeniero de reservorios, también en la academia hay que tener mucho cuidado en su aplicación, debido a que puede ocasionar un efecto negativo (comportamiento no físico) de las propiedades. A esto se suma no considerar el rango de aplicación para el cual fueron desarrolladas las correlaciones (Izurieta & Iza, 2017). Las principales propiedades físicas del petróleo determinadas a partir de las correlaciones se conocen como primarias (presión de burbuja, relación gas-petróleo, factor volumétrico, viscosidad) y derivadas (densidad, compresibilidad) (Izurieta & Iza, 2017). El uso frecuente de medidas experimentales (Tr, Rs, API, ϒg) en las correlaciones y el cambio continuo de estas propiedades en función de la presión permite que el estudio se enfoque en las propiedades primarias del petróleo a la presión de burbuja. Las correlaciones de la literatura seleccionadas para cada propiedad se muestran en la tabla 2.
previo a esta etapa, las dieciocho correlaciones seleccionadas fueron evaluadas con los siguientes criterios de análisis de error estadístico: Error relativo promedio:
Error relativo promedio absoluto:
Coeficiente de correlación:
Donde:
Tabla 2. Correlaciones PVT del petróleo Propiedad
Autor
Presión de burbuja pb
Standing 1947 Al Marhoun 1988 Velarde et al 1998 Dokla – Osman 1992
Relación gas – petróleo Rsb
Standing 1947 Al Marhoun 1988 Petrosky – Farshad 1993 Hemmati – Kharrat 2007
Factor volumétrico del petróleo μod
Almehaideb 1997 Dokla – Osman 1992 Al Marhoun 1988/1992 Al Shammasi 1999
Viscosidad petróleo muerto μob
Beal 1946 Petrosky – Farshad 1995 Beggs – Robinson 1975 Kartoatmodjo – Schmidt 1991
Viscosidad a la presión de burbuja Bob
Khan 1987 Almehaideb 1997 Beggs – Robinson 1975
DESARROLLO DE LAS CORRELACIONES PVT
Las cinco correlaciones presentadas en este trabajo se desarrollaron mediante el método de mínimos cuadrados y modelos de análisis estadístico no lineal y lineal, con el objetivo de calibrar los coeficientes a datos de laboratorio. Paso 22
Las correlaciones modificadas para cada propiedad fueron propuestas en base al menor valor de error relativo promedio absoluto. Por último, fue necesario analizar el indicador estadístico AARE con el grado API del petróleo para determinar, en cuál de los cinco rangos API de crudo ecuatoriano tuvo mejor ajuste la correlación propuesta. Una herramienta necesaria al validar las ecuaciones modificadas es la técnica de la línea de 45 grados (correlación ideal), en la cual se grafican los valores medidos vs valores calculados y la correlación ideal, en cuanto más se aproximen los puntos de datos trazados a esta línea mejor será la correlación, figura 1. Las correlaciones para los dos tipos de viscosidad provienen de la dependencia de los factores: relación gas-petróleo, gravedad API y temperatura de reservorio. Estas son fáciles de usar pero a la hora de obtener resultados traen una gran desventaja. Pese a que los resultados de las correlaciones de viscosidad se adaptan a nuestro estudio es necesario realizar un análisis más profundo de esta propiedad, una de las causas se debe a la variación de las propiedades del petróleo a lo largo de la región amazonia influenciado por los ciclos sedimentarios. P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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Figura 1. Análisis comparativo de las correlaciones recomendadas para pb, Rsb, μod, μob y Bob
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ANÁLISIS DE RESULTADOS
las correlaciones antes de la aplicación directa. La tabla 2 muestra los resultados estadísticos para los dos tipos de correlaciones. Los coeficientes de las correlaciones fueron modificados y no existió relación con los coeficientes de la literatura debido al número de muestras y condiciones consideradas en el desarrollo de cada correlación, tabla 3. La forma genérica de las correlaciones modificadas no cambió en relación a las correlaciones originales (literatura) tabla 4.
No existe correlación matemática de la literatura en la que se ajustan los datos de crudo ecuatoriano porque la gran mayoría sobreestiman o subestiman los valores de las cinco propiedades. Un indicativo de lo mencionado anteriormente es: valores de AARE mayores al 50% o puntos de datos sobre la línea de 45º y puntos de datos bajo la línea de 45º respectivamente para los dos casos. Esto permite concluir que lo más conveniente es modificar los coeficientes de
Tabla 2. Correlación literatura y modificada para pb, Rsb, μod, μob y Bob Correlación Autor
Literatura
Modificada
ARE [%]
AARE [%]
r
ARE [%]
AARE [%]
r
Al Marhoun (1988)
-58.401
58.597
0.539
5.827
14.505
0.944
Hemmati – Kharrat (2007)
138.984
138.984
0.931
-4.396
15.015
0.976
Petrosky – Farshad (1995)
-25.529
35.161
0.937
-11.699
32.561
0.954
Beggs – Robinson (1975)
4.421
32.145
0.958
0.825
27.858
0.957
Al Marhoun (1992)
2.21
3.167
0.810
0.074
1.76
0.890
Tabla 2 Resultados estadísticos:
Tabla 3 Valor de los coeficientes literatura y modificados por autor
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El análisis del error relativo promedio absoluto con el grado API demostró que tipo de crudo satisface a las correlaciones propuestas (Figura 3), además que permite sustentar porqué algunas correla-
ciones redujeron y en otras aumentaron el AARE, un claro ejemplo la correlación de Petrosky-Farshad (20<API<25) y Beggs-Robinson modificadas (15<API<20).
Figura 2. Análisis estadístico de las propiedades físicas del petróleo por rango API.
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Las cinco correlaciones modificadas: Al Marhoun (1988) para pb, Hemmati-Kharrat (2007) para Rsb, Petrosky-Farshad (1995) para μod, Beggs-Robinson (1975) para μob y Al Marhoun (1992) para Bob fueron propuestas en base al error relativo promedio absoluto debido a que es un parámetro estadístico que relaciona la precisión de la correlación y exactitud de los valores estimados. En el presente trabajo, las correlaciones desarrolladas fueron a nivel general para el caso más simple, a la presión de burbuja, por lo que se pudo verificar la eficacia de las correlaciones para la presión de burbuja, relación gas-petróleo y factor volumétrico. La viscosidad de petróleo muerto y la viscosidad de petróleo a la presión de burbuja fueron
las propiedades que peor se ajustaron a los datos experimentales. Los rangos de crudo API que satisfacen las correlaciones recomendadas son: 15<API<20 para Al Marhoun (1988), API>30 para Hematti-Kharrat (2007) y 15<API<20 para Al Marhoun (1992). El aumento del tamaño muestral no beneficia la aproximación del valor estimado al valor del PVT. Los valores atípicos no son considerados en el estudio debido a que proporcionan resultados extremos, esto puede ser consecuencia de un error en una medición. En el caso que la mayoría de valores estimados tengan este comportamiento se debe realizar un análisis más profundo donde permita aclarar el porqué de esta anomalía. El coeficiente de correlación cercano a 1 no da validez a las correlaciones esto va de la mano con el análisis comparativo.
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org/10.2118/37439-MS. 11. Hemmati, M. N., & Kharrat, R. (2007). A Correlation Approach for Prediction of Crude-Oil PVT Properties. Society of Petroleum Engineers, 1–15. https://doi.org/10.2118/104543-MS. 12. Izurieta, A. J., Iza, A. C. (2017). The PVT Properties of the Ecuadorian Crude Oils. Society of Petroleum Engineers, 1–29. 13. Kartoatmodjo, T., & Schmidt, Z. (1991). New Correlations for Crude Oil Physical Properties. Society of Petroleum Engineers. 14. Khan, S. A., Al-Marhoun, M. A., Duffuaa, S. O., & Abu-Khamsin, S. A. (1987). Viscosity Correlations for Saudi Arabian Crude Oils. Society of Petroleum Engineers, 251–258. https://doi. org/10.2118/15720-MS. 15. McCain Jr., W. D. (1991). Reservoir-Fluid property Correlations - State of the Art (includes associated papers 23583 and 23594 ). SPE Res Eng, 6(2), 266–272. https://doi.org/10.2118/18571-PA. 16. Petrosky, G. E., & Farshad, F. F. (1995). Viscosity Correlations for Gulf of Mexico Crude Oils. Society of Petroleum Engineers. https://doi. org/10.2118/29468-MS. 17. Petrosky Jr., G. E., & Farshad, F. (1993). Pressure-Volume-Temperature Correlations for Gulf of Mexico Crude Oils. Society of Petroleum Engineers, 1(5), 395–406. https://doi. org/10.2118/26644-MS. 18. Standing, M. B. (1947). A Pressure-VolumeTemperature Correlation For Mixtures Of California Oils And Gases. Drilling and Production Practice, API, 275–287. 19. Velarde, J., Blasingame, T. . A., & McCain Jr, W. D. (1997). Correlation of Black Oil Properties at Pressures Below Bubble Point Pressure-A New Approach. Petroleum Society, 38(13), 10. https://doi.org/10.2118/97-93.
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Smart Water EOR: Beneficios y Aplicaciones en Reservorios Clásticos y Carbonatos Autores: Tor Austad, Tina Puntervold, Skule Strand e Iván D. Piñerez Torrijos, Universidad de Stavanger (UiS) – IOR Aqua, Noruega SUMARIO EJECUTIVO
Durante más de un siglo se ha inyectado agua en yacimientos de petróleo para mejorar la recuperación de petróleo con dos objetivos principales: (1) Incrementar y o mantener la presión del reservorio y minimizar la producción de gas, y (2) desplazar el petróleo por fuerzas viscosas. La recuperación mejorada de petróleo (EOR por sus siglas en inglés) por medio de la modificación de la composición iónica del agua de inyección, Smart Water EOR, es una técnica de bajo costo y sin afectar el medio ambiente porque no necesita compuestos químicos costosos. Por lo tanto, está técnica EOR de inyección de agua basada en la alteración de la mojabilidad ha recibido la atención y aceptación de varias compañías petroleras en todo el mundo. Mediante la modificación de la composición iónica del agua de inyección, se puede observar una recuperación mejorada de petróleo. En experimentos de laboratorio se ha confirmado la alteración de la mojabilidad de las superficies minerales de los poros hacia una condición de mayor mojabilidad en agua durante la producción de petróleo. Además se han reportado efectos significativos EOR en el laboratorio que están alrededor de 5-20% OOIP (petróleo original en el lugar) para areniscas y hasta un 40% OOIP para carbonatos. El grupo de investigación de Smart Water EOR de la Universidad de Stavanger, Noruega, ha estudiado durante los últimos 20 años los aspectos químicos del proceso de alteración de la mojabilidad en los sistemas de carbonatos y areniscas. Los mecanismos químicos para la alteración de la mojabilidad inducida por Smart Water son completamente diferentes en los sistemas de areniscas y carbonatos, debido a la diferencia en la mineralogía. En este artículo, los principios de la técnica Smart Water EOR se presentan y respaldan con numerosos resultados P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
experimentales de análisis de núcleos, además se ilustra el potencial significativo que tiene el método Smart Water EOR y la posible mayor recuperación de petróleo que se obtiene de los yacimientos de carbonatos y areniscas.
INTRODUCCIÓN
Durante millones de años se ha establecido un equilibrio químico entre el petróleo, el agua de formación y la roca, este complejo equilibrio también descrito cómo interacciones COBR (por sus siglas en inglés), incluye todos los componentes presentes en las diferentes fases. Debido a la composición multicomponente del petróleo, la composición química de las aguas de formación y a los gradientes de saturación de estos fluidos en las superficies de los poros controladas por las propiedades minerales individuales, la distribución de petróleo y agua en el sistema poroso es única para cada sistema. Generalizando, la caracterización aproximada de la mojabilidad de una roca de yacimiento se describe frecuentemente usando los términos preferentemente mojada en agua, preferentemente mojada en petróleo y mojado neutro. Las propiedades de mojabilidad de un sistema COBR específico, tienen una fuerte influencia en el flujo de fluido bifásico en el medio poroso, debido a que dictan la presión capilar, Pc, que es un importante parámetro en el flujo de fluidos en medios porosos, especialmente en sistemas heterogéneos con contrastes de alta permeabilidad. La mojabilidad también influye en la permeabilidad relativa al petróleo y al agua, kro y krw. Diferentes estudios de laboratorio han concluido que se obtiene un valor óptimo en la recuperación de petróleo durante la inyección de agua cuando el sistema COBR se encuentra en condiciones ligeramente mojadas en agua. Hoy en día, la mayor parte de los yacimientos de petróleo están siendo desarrollados con
Skule Strand, PhD, Profesor Asociado en Química de Reservorios en la UiS, donde su área de investigación está relacionada con química de reservorios y recuperación mejorada de petróleo en carbonatos y con más de 30 publicaciones principalmente sobre Smart Water EOR.
Tina Puntervold, PhD UiS y MSc - Universidad de Bergen, Profesora Asociada en Química de Reservorios en el Departamento de Ingeniería de Petróleo en la UiS, Noruega. Trabaja con proyectos de Smart wáter EOR tanto en carbonatos y areniscas con más de 20 publicaciones científicas.
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procesos de inyección de agua para mejorar la recuperación del petróleo. Las principales razones para realizar una inyección de agua han sido: (1) dar presión de soporte al yacimiento para mantener la presión por encima de la presión de punto de burbuja del petróleo, Pres> Pb, y (2) desplazar el petróleo con el agua hacia los pozos productores haciendo uso de las fuerzas viscosas. La inyección de agua se ha clasificado como un proceso secundario de recuperación de petróleo porque no se inyectan productos químicos. Sin embargo, la inyección de agua con el objetivo de cambiar la mojabilidad, denominada “Smart Water”, y puede considerarse como un proceso de recuperación terciaria. Estudios sistemáticos de laboratorio llevados a cabo por diferentes grupos de investigación durante los últimos 20 años, han verificado que el agua de inyección con una composición iónica diferente al agua de formación (FW) puede alterar el equilibrio químico establecido o las interacciones COBR. Durante el proceso en el que se establece un nuevo equilibrio químico, las propiedades de mojabilidad cambian, lo que puede conducir a una recuperación mejorada de petróleo (EOR). Una salmuera de inyección Smart Water se prepara ajustando la composición y concentración de iones en el agua con el objetivo de mejorar la recuperación de petróleo por alteración de la mojabilidad. El método Smart Water es benigno al medio ambiente y se puede implementar sin que se añadan productos químicos EOR. Los estudios de laboratorio han confirmado que los efectos EOR con Smart Water se pueden observar tanto en rocas de arenisca como en rocas carbonatadas.
PRINCIPIOS DE SMART WATER EOR
Para utilizar Smart Water como fluido EOR, el tiempo que se tarda el fluido de inyección en perturbar la mojabilidad del yacimiento para establecer un nuevo equilibrio químico debe ser lo suficientemente corto como para tener lugar durante la operación de inyección de agua. Las reacciones geoquímicas son generalmente lentas, y a menudo insignificantes durante el tiempo de producción de un yacimiento de petróleo. La cinética del proceso de alteración de la mojabilidad inducida por Smart Water puede ser mejorada al optimizar los parámetros que favorecen el desplazamiento del material orgánico adherido en la superficie mineral de los poros, aumentando la mojabilidad de la roca al agua. Incluso, en condiciones óptimas de mojabilidad, (ligeramente mojada en agua), muchos de los poros que son preferentemente mojados en petróleo serán inaccesibles para el agua, si 28
la inyección se realiza en modo secundario. Al inyectar Smart Water en modo terciario, se puede mejorar la eficiencia microscópica de barrido. La alteración de la mojabilidad y las fuerzas capilares inducidas promoverán la imbibición espontánea del agua en poros previamente no accesibles y producirán el petróleo que reside en estos poros (Fig. 1).
Figura 1. Modelo que describe el flujo del fluido Smart Water en el medio poroso, el cual induce la alteración de la mojabilidad e incrementa la eficiencia de barrido microscópico.
Cuando la cantidad de petróleo movilizado por alteración de la mojabilidad y aumento de la imbibición espontánea es mayor que la captura capilar del petróleo (fenómeno también llamado snap-off en inglés) debido al aumento de la mojabilidad del agua en la roca, se observa un efecto EOR neto con Smart Water. Aparentemente, la movilización de petróleo por Smart Water es una combinación de imbibición espontánea (fuerzas capilares inducidas) y fuerzas viscosas. Un efecto mayor de EOR se logra mediante el uso de Smart Water en yacimientos heterogéneos que contienen macro y micro porosidad. En condiciones de mojabilidad fraccional, el flujo de agua de formación no modifica la mojabilidad, y desplazará el petróleo de los poros más grandes por fuerzas viscosas, mientras que con la técnica Smart Water también se desplazará el petróleo de los poros más pequeños por imbibición espontánea debido a la alteración de la mojabilidad. Desde un punto de vista económico, es más beneficioso inyectar Smart Water directamente en modo secundario. En modo terciario se espera que la mayor parte de la salmuera inyectada ya fue desplazada antes de que se observen los efectos de EOR con Smart Water.
INVESTIGACIÓN DE SMART WATER EOR, EN LA UNIVERSIDAD DE STAVANGER
El grupo EOR Smart Water de la Universidad de Stavanger ha estado evaluando el potencial P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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EOR de Smart Water vinculado a los yacimientos de areniscas y carbonatos. Esto se ha realizado a través de estudios paramétricos usando sistemas de roca modelo con diferentes tipos de crudo, este trabajo se ha llevado a cabo junto al desarrollo de proyectos con sistemas de yacimientos reales que han sido patrocinados por compañías petroleras internacionales, con este motivo se ha establecido una competencia científica única vinculada a la mojabilidad inicial de los yacimientos. La mojabilidad inicial está ligada a la mineralogía del yacimiento, la composición del agua de formación (FW, las propiedades del petróleo y la temperatura del yacimiento. Los resultados experimentales confirman que la mayoría de yacimientos investigados tienen condiciones favorables de mojabilidad fraccional, lo cual es muy prometedor para el potencial EOR con Smart Water. Basándose en los resultados experimentales generados en los últimos 20 años, se han diseñado composiciones optimizadas de salmuera EOR Smart Water para yacimientos de carbonatos y areniscas. Además, se han propuesto modelos químicos que describen los mecanismos de alteración de la mojabilidad con Smart Water en yacimientos de carbonatos y areniscas. Adicionalmente, se ha confirmado la validez de los modelos EOR con Smart Water y de las composiciones EOR Smart Water optimizadas en diferentes tipos de sistemas de núcleos de yacimientos.
EFECTOS SMART WATER EOR EN CARBONATOS
En los yacimientos de carbonatos del tipo calcáreo o de tiza (limestone chalk rock), el agua
del mar (SW) actúa como Smart Water a temperaturas altas, usualmente a Tres> 70 ° C, esto se describe en la Figura 2. Para estos experimentos se ha utilizado como modelo una piedra caliza de un afloramiento rocoso del Mar del Norte, este sistema ha demostrado tener buena reproducibilidad en los experimentos realizados en núcleos, y a pesar de que la inyección de mercurio confirmó una distribución heterogénea de poros. Los experimentos de recuperación de petróleo a 90 °C se realizaron mediante imbibición espontánea (SI por sus siglas en inglés) utilizando cuatro núcleos paralelos de tiza de afloramiento con la misma mojabilidad inicial. En este caso, con la salmuera FW (VB0S) no se espera una alteración química de la mojabilidad, y los resultados de SI confirmaron que la mojabilidad inicial del núcleo es ligeramente mojada en agua, con una recuperación de petróleo de 16% en relación al petróleo original en el lugar (OOIP) después de 30 días. La recuperación de petróleo se incrementó cuando un núcleo imbibió espontáneamente agua de mar, SW, y se observó una recuperación final de petróleo de un 37% OOIP después de 34 días, confirmando la alteración de la mojabilidad, el agua de mar, SW, se comportó como una Smart Water. El agua de mar puede modificarse reduciendo la concentración de NaCl (SW0Na), y al hacerlo, la recuperación de petróleo aumentó de 37 a 47% OOIP. Sin embargo, si a la salmuera SW0Na se le aumenta la concentración del ion sulfato (SO42-), se produce un aumento mayor en la recuperación de petróleo; 62% OOIP. Por lo tanto, el agua de mar ordinaria, SW, puede ser optimizada convirtiéndose en una Smart Water mejorada debido a la modificación de la composición iónica. Los iones
Figura 2. Experimento de recuperación de petróleo en núcleos de afloramiento de tiza realizado a 90 °C. Todos los núcleos tenían saturación inicial de agua del 10%, Swi = 0.1 FW (VB0S), y fueron expuestos al mismo tipo de petróleo induciendo la misma mojabilidad inicial. Los núcleos fueron imbibidos espontáneamente (SI) usando diferentes salmueras; FW (VB0S), agua de mar (SW), agua de mar empobrecida en NaCl, (SW0Na), y agua de mar empobrecida en NaCl con 4 veces la concentración de SO42- (SW0Na4S). P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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SO42- desempeñan un papel muy importante en el mecanismo de alteración de la mojabilidad en carbonatos. Como se muestra en la Figura 3, efectos significativos EOR con Smart Water se han confirmado en un proceso de inyección de agua.
se relacionaron con el aumento de la recuperación mediante la inyección terciaria de agua de baja salinidad, después de inyectar inicialmente un agua de formación FW de alta salinidad (HS) a través de un núcleo. Un ejemplo de un experimento con un núcleo en el que se lleva a cabo una inyección secuencial de HS-LS (Figura 4ª). (a)
Figura 3. Experimento de recuperación de petróleo realizado a 100 °C en un sistema restaurado de núcleos de caliza compuestos. Los núcleos fueron restaurados con una saturación de agua inicial del 10%, Swi = 0.1 FW (FW0S), seguidamente fueron saturados y envejecidos en petróleo estabilizado. Los núcleos fueron inyectados secuencialmente con FW0S, GSW y GSW0Na.
Los núcleos utilizados estaban conservados y provenían de un yacimiento, estos núcleos se han restaurado utilizando FW (FW0S) y petróleo estabilizado del mismo yacimiento. La inyección sucesiva de FW0S - GSW (agua de mar del Golfo) - GSW0Na (agua de mar del Golfo empobrecida en NaCl) confirmó la recuperación mejorada de petróleo en modo terciario, validando los resultados obtenidos en los experimentos de imbibición espontánea (Fg.2). Los resultados experimentales presentados confirman una fuerte influencia de los iones SO42- en el proceso necesario para obtener la alteración de la mojabilidad y observar los efectos EOR con Smart Water en carbonatos. Estudios paramétricos adicionales también han confirmado que los iones Ca2+ participan en el proceso de alteración de la mojabilidad, siendo estos más importantes que los iones Mg2+, aunque estos últimos están presentes en cantidades relativamente mayores en el agua de mar, SW.
EFECTOS SMART EOR EN ARENISCAS
El efecto EOR con Smart Water en areniscas se denomina frecuentemente efecto EOR de Baja Salinidad (LS). Algunos de los primeros trabajos fueron publicados en la década de los 90 y 30
(b)
Figura 4. Experimento de recuperación de petróleo a 40 °C en un núcleo proveniente de un afloramiento de areniscas. El núcleo fue restaurado con una saturación de agua inicial del 10%, Swi = 0.1 FW (FW0S), seguidamente el núcleo fue saturado y envejecido en petróleo estabilizado. El núcleo fue inyectado secuencialmente con HS (100 000 ppm) y LS (750 ppm). (a) Recuperación de petróleo (%OOIP) vs incremento de volúmenes porosos inyectados (PV injected). (b) Densidad y valores de pH de las muestras de agua producida (PW) vs incremento de los volúmenes porosos inyectados (PV injected).
La recuperación de petróleo durante la inyección de HS alcanzó una meseta de producción del 41% OOIP después de 2,5 volúmenes porosos inyectados (PV injected), y se mantuvo estable hasta 4,1 PV, cuando la salmuera de inyección se cambió por la salmuera de baja salinidad LS. El primer petróleo adicional que se produjo durante la inyección de LS se observó a los 4,7 PV y la recuperación de petróleo aumentó de P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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manera constante hasta alcanzar una recuperación final de petróleo de 51% OOIP a los 7 PV inyectados. Los núcleos de arenisca utilizados provienen de un afloramiento y muestran una reproducibilidad excelente cuando son usados en experimentos de recuperación de petróleo, esto ocurre a pesar de que la inyección de mercurio ha confirmado una distribución de poros heterogénea. La mineralogía consiste en aproximadamente 10% de arcillas, ~ 30% de feldespatos y ~ 60% de minerales de cuarzo. La respuesta EOR con Smart Water en areniscas depende en gran medida de las propiedades minerales del material rocoso. La cantidad y tipo de minerales de arcilla parecen ser parámetros clave en el proceso de alteración de la mojabilidad. Los minerales de arcilla contribuyen con la mayor parte del área superficial en sistemas porosos de arenisca, y la mojabilidad inicial está altamente relacionada con el contenido de arcilla. Los compuestos orgánicos polares presentes en los petróleos crudos interactúan con las superficies minerales cargadas negativamente y se comportan como moléculas de anclaje para la fase oleosa. Estudios paramétricos de adsorción y experimentos de inyección de agua en varios núcleos confirmaron que la mojabilidad del agua en las superficies minerales de areniscas disminuye cuando existen valores de pH ligeramente ácidos. El pH inicial de los yacimientos de arenisca es típicamente ácido, esto favorece las condiciones de mojabilidad fraccional. Sin embargo, la mojabilidad depende de varios factores, tales como la cantidad de compuestos orgánicos polares presentes en el petróleo, la composición del agua de formación FW, los tipos de minerales presentes en la superficie y la temperatura del yacimiento. Durante la inyección de una salmuera de alta salinidad HS (FW), el pH de la primera muestra del efluente era ácido, y estaba cerca del pH natural de esta salmuera, (Figura 4b). A medida que el fluido de inyección se cambiaba de HS al agua de baja salinidad LS, se observó un aumento gradual del pH, lo que facilitó la alteración de la mojabilidad y aumentó las fuerzas capilares positivas. A medida que aumentaba el pH, se obtuvieron efectos EOR con Smart Water de aproximadamente un 25% OOIP de petróleo adicional en comparación con el petróleo recuperado por inyección con HS (Figura 4a). Es importante resaltar que el pH natural de la salmuera LS era aproximadamente 6, y que el aumento del pH observado está relacionado con las reacciones entre la salmuera y los minerales disponibles en la superficie mineral del medio poroso. Cuando P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
el pH aumenta cerca de la superficie mineral donde están adsorbidos los compuestos polares del petróleo, las interacciones COBR separan los compuestos polares orgánicos del petróleo de la superficie y esta aumenta su mojabilidad en agua. Produciendo la alteración de la mojabilidad necesaria para mejorar la recuperación de petróleo. Los efectos EOR con Smart Water también se han confirmado en sistemas de areniscas de yacimientos con petróleo proveniente del yacimiento, agua de formación FW y núcleos preservados. En este estudio se compararon los efectos EOR mediante la inyección de agua de mar, la cual es fácilmente disponible en el campo (SW) y una salmuera LS, con una composición iónica que se puede producir fácilmente en alta mar. Los resultados confirman grandes diferencias en la recuperación de petróleo, como se muestra en la Figura. 5a.
Figura 5. Experimento de recuperación de petróleo en un núcleo proveniente de un afloramiento de areniscas con una saturación de agua inicial del 20%, Swi = 0.2 FW, el núcleo fue saturado y envejecido en petróleo estabilizado. (a) Comparación del efecto EOR en modo secundario entre LS y SW. (b) Valores de pH de las muestras de LS y SW durante el proceso de inyección. 31
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Después de sólo 0,7 PV inyectados, la inyección de SW fue de un 49% OOIP mientras que la salmuera de baja salinidad LS aumentó la recuperación de petróleo hasta un 60% OOIP, representando un 22% adicional de petróleo recuperado por inyección de la salmuera de baja salinidad LS. Los valores de pH en las muestras de los efluentes confirmaron que la primera muestra de agua producida tenía un pH ácido en ambos experimentos. Aunque el aumento en el pH solo se observó durante la inyección de la salmuera de baja salinidad, LS. Figura 5b, la cual creó el entorno alcalino necesario para inducir la alteración de la mojabilidad en la superficie mineral.
APLICACIÓN Y RECOMENDACIONES
Los modelos desarrollados de EOR con Smart Water para sistemas de carbonatos y areniscas incluyen el conocimiento de todas las fases presentes en el sistema de yacimiento. Los factores y procesos importantes a considerar en la evaluación del potencial EOR con Smart Water son: (1) los minerales presentes en la superficie del medio poroso, (2) la composición iónica del agua de formación FW, (3) las propiedades de las salmueras y de los minerales previas a la presencia de petróleo en el yacimiento, (4) el establecimiento de la mojabilidad inicial del yacimiento cuando el petróleo crudo invade la trampa del yacimiento, y (5) la temperatura del yacimiento. Previamente a la implementación de la inyección de Smart Water en un yacimiento específico, se necesita información acerca de la mineralogía del yacimiento, la mojabilidad, la composición del agua de formación FW, las
propiedades del petróleo y la temperatura del yacimiento. En la Universidad de Stavanger se ha desarrollado un procedimiento único de cribado y caracterización de núcleos para evaluar el potencial EOR de Smart Water en yacimientos de carbonatos y areniscas (Fig.6). Las pruebas de determinación del potencial son realizadas a la temperatura del yacimiento, tienen un tiempo optimizado de trabajo y proporcionan la información necesaria para evaluar tanto el potencial EOR y obtener las composiciones iónicas optimizadas para las salmueras de inyección con el método Smart Water. Si las pruebas de cribado verifican el potencial EOR de Smart Water, se recomiendan estudios adicionales de recuperación de petróleo en núcleos del yacimiento a evaluar para la confirmación del potencial EOR con Smart Water. El grupo de investigación de Smart Water ha desarrollado procedimientos indispensables durante la restauración de núcleos para la obtención de experimentos de recuperación de petróleo más fiables en condiciones de yacimiento, este trabajo se ha basado en competencias científicas, habilidades experimentales y el entendimiento de todas las fases presentes en los yacimientos. IOR Aqua AS ofrece servicios de consultoría y laboratorio relacionados con la mojabilidad del yacimiento y el potencial EOR de Smart Water en los yacimientos de areniscas y carbonatos.
AGRADECIMIENTOS
Nuestro agradecimiento a Ramón Correa, Gerente de Reservorios, AGIP – Ecuador y a Francisco Porturas, Gerente de Desarrollo de Negocios para América Latina, InflowControl – ScanViz, Noruega, por su gran cooperación.
Figura 6. Método de evaluación del potencial y de la optimización de la composición iónica de las salmueras Smart Water para yacimientos de carbonatos y areniscas. 32
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REFERENCIAS (1) Austad, T., Water based EOR in carbonates and sandstones: new chemical understanding of the EOR potential using â&#x20AC;&#x153;Smart Waterâ&#x20AC;?. In Enhanced oil recovery Field case studies, Sheng, J. J., Ed. Elsevier: Oxford, UK, 2013. (2) Austad, T.; Shariatpanahi, S. F.; Strand, S.; Aksulu, H.; Puntervold, T., Energy Fuels 2015, 29 (11), 6903-6911.
(3) Puntervold, T.; Strand, S.; Ellouz, R.; Austad, T., J. Pet. Sci. Eng. 2015, 133, 440-443. (4) RezaeiDoust, A.; Puntervold, T.; Austad, T., Energy Fuels 2011, 25, 2151-2162. http://dx. doi.org/10.1021/ef200215y. (5) Strand, S.; Puntervold, T.; Austad, T., J. Pet. Sci. Eng. 2016, 146, 1079-1091. http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2016.08.012.
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Análisis de pozos usando mediciones de la herramienta de saturación Autores: Marvin Markley, Petrofísico, Security Exploration, Louisiana, USA. Víctor Fernando Pinto, Coordinador Maestría Universidad Tecnológica Equinoccial
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ltos niveles de corte de agua son un problema en muchos pozos de Ecuador. La baja salinidad en varios de estos pozos no permite usar la medición de sigma para diferenciar entre petróleo y
agua fresca. Diversos pozos, que producen con altos niveles de corte de agua, tienen zonas bypaseadas y zonas que no están siendo producidas eficientemente, estos pueden en la actualidad ser evaluados para determinar el contacto agua-petróleo. La producción de estos pozos puede entonces ser reestablecida, recompletándolos en los intervalos existentes y en nuevas zonas. La herramienta de saturación puede ser usada para medir los valores de carbono-oxígeno en estos pozos. Estos valores comparados con la interpretación de registros tradicionales de pozos antiguos. Los valores son saturación original y las nuevas mediciones son usadas para computar la saturación de hidrocarburo en el presente, y de acuerdo a estos cómputos los nuevos contactos agua-petróleo son establecidos. Al mismo tiempo, la herramienta puede obtener mediciones de la porosidad de la formación, sigma de la formación, litología y volumen de arcilla. En el presente artículo usamos un campo en Ecuador con el uso de esta tecnología para incrementar la producción. Ejemplos de registros, estrategias de perforación, y resultados de recompletación de pozos en el campo, demuestran que todavía hay reservas sustanciales en algunos pozos viejos. La metodología de este análisis esta explicada con ejemplos de registros, recompletaciones y resultados de producción.
POZO 1
El pozo 1, que se detalla en las figuras 1 y 2 fue completado en los intervalos 7710-7720 y 7735-7750 con un corte de agua de 90% de estas dos zonas. El alto nivel de corte de agua fue investigada por la compañía operadora, por lo que se decidió usar la herramienta de saturación para 34
determinar la relación Carbono-Oxigeno, sigma de la formación, sigma del pozo, la porosidad termal y mediciones de salinidad del agujero. Las mediciones de sigma y la porosidad neutrón termal fueron usadas para optimizar la evaluación original al proveer una mejor estimación del volumen de arcilla en las zonas de limolita y de areniscas radioactivas. La espectroscopia que es parte de esta herramienta nos permitió obtener una mejor determinación de la litología de los intervalos de interés. La interpretación final (figura 1) muestra que el incremento en la producción fue causado por la elevación del contacto agua-petróleo a un nivel de 7752 pies. Muestra también que las otras secciones de la arenisca tenían los contactos en condiciones originales y se identificaron dos posibles zonas vírgenes con hidrocarburo en lo alto de una pequeña capa de carbón. Pruebas en el intervalo 7710-7720 pies confirmaron los resultados obtenidos por esta tecnología, con una producción de 947 barriles de petróleo por día (BOPD) y 1085 barriles de agua por día (BWPD). Dos nuevas zonas (76867692 y 7698-7704 pies) fueron también probadas y se obtuvo una producción de 1150 BOPD con un 4% de corte de agua. Adicionalmente se evaluó un intervalo inferior en este pozo (figura 2). El intervalo 8460-8470 pies fue probado y produjo 81 barriles con un corte de agua del 25%. Esta zona fue recompletada en años posteriores y estuvo produciendo principalmente agua. Después de la evaluación usando el método carbonooxígeno y con mejorías en las perforaciones y en las completaciones, produjo 360 BOPD y 465 BWPD. Se observa una excelente correlación entre la saturación de agua original y la saturación de agua computada a través del registro de saturación. Se debe recalcar que la saturación de petróleo original usa resistividades y los coeficientes m y n, mientras que la saturación de esta tecnología usa el cociente carbono-oxigeno. Es una P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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relación volumétrica simple que tiene menos incertidumbre que las relaciones establecidas en las ecuaciones de Archie y demás para reservorios arcillosos.
POZO 2
Es el caso de un pozo abandonado por muchos años que fue reevaluado usando el registro de saturación para determinar si había hidrocarburos producibles en este pozo, o si todos los hidrocarburos remanentes fueron drenados por pozos cercanos. La arenisca de la figura 3, fue probada, en el intervalo 8250-8264 pies. La producción inicial fue de 55 BOPD y 75 BWPD. El mismo intervalo se probó nuevamente 22 años después, luego de haber usado el registro de saturación. La producción presente de este intervalo fue de 320 BOPD y 19 BWPD. La siguiente arenisca probada fue el intervalo 8164-8178 pies, que produjo 56 BOPD con 168 BWPD. Luego de analizar el registro de saturación y realizar recompletaciones, 22 años más tarde la zona produjo 192 BOPD y 908 BWPD. Todas las zonas mejoraron sus flujos, respecto a las pruebas originales y demostraron que las saturaciones del método carbonooxígeno, estaban retratando adecuadamente las condiciones de los reservorios y que los hidrocarburos no habían sido drenados por la producción de pozos cercanos. Las areniscas superiores de este pozo fueron probadas en los intervalos 7490-7493 pies y desde 7478-7486 pies, produciendo 9498 BOPD y 55 BWPD. Estas areniscas tenían un contacto agua-petróleo a una profundidad aproximada de 7496. Luego de 22 años se evaluó este intervalo usando la herramienta de saturación, y se observó que no había cambio en el contacto agua-petróleo. Pero se observa avance de agua en esta arena. La parte superior del intervalo (7473-7480 pies) fue probado y produjo 496 BOPD con 304 BWPD.
POZO 3
te 4 pies de intervalo saturado con agua en el intervalo inferior, este fue probado pero produjo con un alto corte de agua. El intervalo 8317-8323 pies fue probado, este intervalo produjo 503 BOPD con un corte de agua del 10%. En todos los pozos, el análisis de la herramienta de saturación, ayudo a determinar petróleo en sitio y nuevos contactos. También muestra que el petróleo es producible al comparar la saturación actual con la saturación original en los intervalos bypaseados.
TEORIA DE LA HERRAMIENTA MODO ELÁSTICO
La herramienta de saturación permite obtener la medición Carbono-Oxigeno y TDT (Tiempo de Decaimiento Termal) en la misma corrida en agujero entubado.
Los neutrones principalmente interactúan con la formación en tres formas. Puede ser a través de la reacción elástica, en la cual el neutrón colisiona pero no excita ni desestabiliza al núcleo. Con cada colisión elástica, el neutrón pierde energía. El hidrogeno que tiene una masa más o menos equivalente a la de su núcleo, y es equivalente a la masa de un neutrón, es muy eficaz en disminuir los niveles de energía de los neutrones termales. Generalmente, cuan eficiente es en una formación es disminuir estos niveles de energía, es una indicación de la abundancia de hidrogeno en la formación.
El pozo 3 ha producido 161 BOPD y 2238 BWPD de una serie de perforaciones en diferentes intervalos como puede observarse en la figura 5. Luego del análisis usando la herramienta de perforación los intervalos fueron recompletados evitando el contacto agua-petróleo, y se probaron dos intervalos que produjeron 108 BOPD Y 109 BWPD.
POZO 4
Este pozo (figura 6), muestra un contacto agua-petróleo a 8340 pies, con aproximadamenP G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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Después de bombardear la formación con los neutrones del acelerador de neutrones de la herramienta, estos neutrones son ralentizados a unos niveles de energía termales (0.025 eV), a través de múltiples colisiones y los neutrones son capturados o absorbidos por los núcleos de la formación. El núcleo resultante entra en un estado de excitación y emite rayos gamma. Los rayos gamma emitidos por este proceso son analizados durante la captura y el modo sigma con la herramienta de saturación.
Este modo de rayos gamma espectrales es analizado para ciertos elementos, siendo los de mayor interés el carbono y el oxígeno. En términos de estas mediciones se establece un cociente C/O, con el cual podemos determinar, si es alto presencia de hidrocarburos y si es bajo, presencia de agua. Usando la información de porosidad de los registros de hueco abierto, la relación C/O puede ser usada para determinar la saturación de agua. La relación C/O es medida en ventanas de energía características de ambos elementos. Este es el método usado por todas las compañías de servicio. Adicionalmente, una compañía usa el modo YIELDS que está basado en el análisis de gran cantidad de núcleos de los cuales se han hecho estudios estadísticos.
La población de neutrones termales alrededor de la herramienta son medidos y analizados en el modo sigma y en el modo captura, para dar información de la litología (usando la espectroscopia) y los valores de sigma de la formación. La medición de las energías de captura es usada para estimar la abundancia de los elementos que capturan con mayor facilidad los neutrones como silicio, calcio, cloro, hidrogeno, hierro, titanio y gadolinio.
MODO INELÁSTICO
Durante el modo inelástico, neutrones rápidos, con un nivel de energía de 14 MeV son producidos por la herramienta de saturación. Estos neutrones chocan con la formación y el núcleo pierde algo de energía, emite rayos característicos función de los elementos presentes en la formación. Esta clase de acción toma lugar en tiempos muy cortos luego del disparo de neutrones. Los rayos gamma emitidos durante el modo inelástico son medidos durante el modo de medición inelástico (son corridas posteriores a las del modo elástico).
MODOS DE OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA DE SATURACIÓN MODOS DE CAPTURA INELASTICA
En las últimas tecnologías nuevos análisis de los espectros de energía han sido introducidos. Los espectros son usados para los YIELDS elementales por un procedimiento matemático. Este método permite identificar elementos como carbón y oxígeno así como calcio, silicio, gadolinio, cloro e hidrogeno. La litología puede ser entonces determinada (ver figuras 1-6).
MODO CARBONO-OXÍGENO
La relación C/O es usada para detectar hidrocarburos en mediciones de saturación. Una relación es obtenida a través del análisis espectral inelástico. Esto es muy correcto pero impreciso. Ventanas de energía sobre los picos de carbón y oxigeno van a contar los rayos gamma de ambos elementos para obtener un cociente C/O. La relación es incorrecta pero precisa. La combinación de ambas relaciones nos da mediciones 36
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precisas y correctas en base al procesamiento alfa. Estas relaciones C/O son generadas por dos detectores, uno cercano y otro lejano. Estos dos valores son transformados para dar la saturación de agua y volumen de hidrocarburo. La transformación usa un análisis de información que depende de la porosidad, tamaño del hueco, tamaño y peso del casing y la densidad del carbono en el hidrocarburo.
SIGMA
La medición de sigma usa un disparo dual de neutrones y mide la tasa de decaimiento en dos detectores. Sigma es una medición del decaimiento termal de los neutrones, que son ralentizados y finalmente capturados principalmente por el cloro. Por lo tanto, sigma puede ser considerado como una medición del contenido de cloro o de la salinidad de la formación. Las mediciones del detector cercano están influenciadas directamente por el agujero y por el sigma de los fluidos en el agujero. Las mediciones del detector lejano están influenciadas por las mediciones de sigma de la formación. La medición debe ser corregida pues los neutrones también interactúan con el agujero, con el casing, con el cemento y con la formación. Los neutrones se diseminan en las áreas de baja presencia de neutrones por lo que la nube de neutrones puede diseminarse en la formación y regresar al agujero una vez que los neutrones están apagados. El punto esencial del proceso de corrección es un banco de información que cubre miles de combinaciones de tamaños de hueco, tipos de casing, formaciones de diferentes porosidades y litologías, y agujeros y salinidades de formación. En lugar de tratar de definir bancos de data s, por un grupo de
Figura 1 P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
ecuaciones, el banco es usado en tiempo real durante la adquisición, en un proceso denominado parametrización dinámica.
LAPSO TEMPORAL
Las técnicas de lapso temporal, por definición se basan en observar las diferencias de un registro a otro sobre periodos de meses. Mediciones adecuadas de sigma hechas por la herramienta de saturación permiten mayor confiabilidad a ser puestas sobre las mediciones de lapso temporal.
REGISTROS EN FLUJO DE AGUA
Las últimas versiones de la herramienta de saturación tienen mejores algoritmos que permiten un extenso rango de velocidades de fluido a ser medidas. La técnica se basa en la activación de oxigeno por los neutrones. La nube de isotopos del oxígeno se mueve con el fluido a lo largo del agujero mientras emite rayos gamma. Estos rayos gamma son detectados mientras pasan por el detector cercano y lejano. Otros detectores pueden ser añadidos a la sarta de herramientas para medir velocidades más altas o flujo abajo en el caso de un detector ubicado debajo de la herramienta de saturación. El tiempo de vuelo y la distancia entre el minitron y el detector nos da la velocidad del agua. El volumen de la nube de oxigeno activado es proporcional al volumen de agua.
CONCLUSIONES
La determinación de saturación usando la herramienta de saturación permite detectar y producir petróleo bypaseado, en pozos abandonados debido a baja producción y altos niveles de agua, así como en pozos con una producción baja.
Figura 2 37
F
Figura 3
Figura 4
Figura 5
Figura 6
BIBLIOGRAFÍA 1. C. Stoller, H.D. Scott, R.E Plasek, A.J. Lucas and R.A Adolph, Field Tests of a Slim Carbon/Oxigen Tool for Reservoir Saturation Modeling, SPE 25375, SPE Singapore, 8-10 Febrero, 1993. 2. H.D. Scott, C. Stoller, B.A. Roscoe, R.E. Plasek, and R.A. Adolph, A New Compensated Through Tubing Carbon Oxigen Tool for use in flowing wells, SPWLA, Simposio, Junio 1991. 3. S. Garces, M. Markley, Reservoir Saturation Analysis using RST Data Logged in Cased
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Hole, I Congreso Internacional de Petróleo, Geología, Medio Ambiente y Exposición Tecnológica, Noviembre 1995. 4. M. Markley, et al, Reservoir Saturation Analysis using RST an Update, Schlumberger Oilfield Review, Summer 1996. 5. I. Cedeno, M. Markley, History Evaluation of Old Wells using Carbon-Oxigen measurements, 7mo Congreso de Geología, Minas, Petróleo y Medio Ambiente, 1996.
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Incertidumbre de producción en pozos de bajo potencial Autores: Diego Márquez, Julia Carrera - Schlumberger Ecuador DESAFIO: Comportamiento de flujo impredecible
Diego Márquez. Ingeniero de Petróleos de la Universidad Tecnológica Equinoccial – Ecuador. Trabaja en el área de Artificial Lift en Schlumberger Ecuador
Julia Carrera. Ingeniero Mecánico de la Escuela Politécnica Nacional – Ecuador. Trabaja en el área de Artificial Lift en Schlumberger Ecuador.
Los campos petroleros maduros son aquellos que se encuentran en producción por varios años, en consecuencia sus volúmenes diarios evidencian una curva de producción declinatoria. Como parte de la ejecución de los campos maduros se tendrán proyectos de recuperación mejorada usando nuevas aplicaciones que permitirán aumentar el factor de recobro de los reservorios. Ambos trabajos, de optimización y recuperación, requieren inversiones de nuevas tecnologías con la finalidad de mejorar la producción de los campos. Los reservorios de baja producción, especialmente en los campos maduros del Ecuador, la declinación de producción trae como consecuencia un incremento en producción de sólidos y gas. En estas condiciones, las bombas eléctricas sumergibles (BES) se ven obligadas a operar fuera de los rangos óptimos, por lo general fuera del rango inferior técnicamente llamado: “downthrust”, lo que conduce a fallos tempranos y producción diferida. Los desafíos en estas condiciones son: • Caída abrupta de la producción. • Alta fracción de volumen de gas.
• Producción de sólidos abrasivos. • Altos costos de operación. • Alta frecuencia de extracción BES en las intervenciones de reacondicionamiento de pozos.
SOLUCIÓN: Sistema Electro Sumergible REDA Continuum
El sistema BES de larga duración REDA Continuum proporciona una producción continua en entornos difíciles y comportamiento de flujo no convencionales. Este tipo de bomba está diseñada para ser instalada en la fase temprana de producción, el sistema BES REDA Continuum proporciona producción continua en amplias gamas de caudal a medida que disminuye la producción. Su diseño pre-configurado de fábrica “plug-and-play” reduce drásticamente el tiempo de montaje en la torre de reacondicionamiento y mejora la fiabilidad del sistema en condiciones extremas de baja producción. Su diseño de compresión re-diseñado disminuye la erosión de la etapa, haciéndola capaz de manejar las condiciones abrasivas y producción de gas o de sólidos. Con álabes más anchos, la BES Continuum también permite manejar una alta fracción de volumen de gas para maximizar la eficiencia de rendimiento y vida útil.
Gráfico 1. Simulación de operación REDA Continuum 40
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El sistema BES REDA Continuum abarca 3 modelos de etapas RC 1000, RC 2500 y RC 4000, cada una de ellas con una peculiaridad específica para cada rango de caudal (Tabla 1, gráfico 2).
RESULTADOS TECNOLÓGICOS Casos de estudio
La aplicación en Ecuador de las bombas REDA Continuum fueron realizadas con la RC1000 por su especial característica de continua operación en caudales por debajo de los 200 bbl/d, Modelo de bomba
permitiendo manejar principalmente la incertidumbre de producción en pozos de bajo caudal, así como también la presencia de gas, fluidos viscosos y producción de sólidos (Gráfico 3). A continuación se puede apreciar la curva de operación de una etapa RC1000 a condiciones gravedad específica de 1.00. El levantamiento por etapa es de 27.2 ft con un consumo de potencia de 0.29 HP considerando el mejor punto de eficiencia de 68.79%, obteniendo un caudal de 1,011 bbl/d (Gráfico 4).
Abreviación de la etapa
Rango de flujo de operación
REDA Continuum 1000
RC 1000
200 a 1,350 bbl/d
REDA Continuum 2500
RC 2500
1.000 a 3,200 bbl/d
REDA Continuum 4000
RC 4000
3,500 a 7,000 bbl/d
Tabla 1. Rango de operación de las bombas REDA Continuum
Gráfico 2. Curvas de operación de las bombas REDA Continuum
Gráfico 3. Fotografías de etapas RC1000 P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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Gráfico 4. Curva de operación RC1000
PRIMER CASO PRÁCTICO: La primera y exitosa instalación de Reda Continuum RC1000 se realizó en una Completación Dual BES concéntrica implementada para manejar baja productividad de la arena superior, alta viscosidad de fluido y producción de sólidos de arenisca “M2” (Gráfico 5).
SEGUNDO CASO PRÁCTICO:
Instalación exitosa de Reda Continuum RC1000, se realizó en una Completación Sencilla de Equipo de BES. Después de hacer una fractura hidráulica al yacimiento en el pozo, tenía gran incertidumbre de producción debido a la fractura, y adicional a esta fluctuación en producción también se esperaba una fracción de volumen de gas muy alta de la arenisca “U superior” (Gráfico 6).
Gráfico 5. Punto de operación posterior a la declinación de producción.
Gráfico 6. Punto de operación posterior a la fractura. 42
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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COMO CONCLUSIÓN:
El sistema BES de Schlumberger no convencional REDA Continuum está diseñado para un comportamiento de flujo impredecible y ambientes no convencionales. El uso de la geometría de esta etapa optimizada, la arquitectura única y selección de material de alta calidad permiten que la BES REDA Continuum funcione con gran eficiencia
debido a su amplio rango de operación. La etapa BES REDA Continuum fue diseñada para mitigar el estrés en la bomba durante la estabilización y producción de gas a medida que disminuye el flujo. El diseño de compresión mejorado garantiza un manejo optimizado de la distribución de carga permitiendo ampliar el rango de operación incluyendo pozos de bajo potencial.
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PERFORACIÓN
Prácticas para la optimización de la limpieza del hoyo, en la perforación de pozos de alto ángulo y largo alcance en el campo Tiputini – Bloque 43
Ing. Jacqueline Boas, Ingeniera en Petróleos de la Escuela Superior Politécnica del Litoral, 7 años de experiencia en perforación, Ingeniera de Perforación, Petroamazonas EP
Ing. David Almeida, Ingeniero en Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional, 7 años de experiencia, Jefe de Perforación, Petroamazonas EP
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Autores: Jacqueline Boas, David Almeida – Petroamazonas EP
n marzo de 2016, inició la campaña de perforación en el Área Tiputini del Campo ITT en la Cuenca Oriente. Al tratarse de una intervención en una zona ambientalmente sensible, Petroamazonas EP desarrolló un plan de perforación que busca llegar a la mayor cantidad de objetivos en el reservorio, desde la menor cantidad de plataformas. El plan contempló la perforación de algunos pozos de significativo alcance (más de 6000 pies); y, tomando en cuenta que el reservorio productor se encuentra a profundidades relativamente someras (TVD < 4800 pies), implicó la construcción de trayectorias con tangentes largas a inclinaciones de entre 60° y 75°. Desde el punto de vista de la Ingeniería de Perforación, uno de los aspectos fundamentales a considerar en trayectorias de esta complejidad es la limpieza del hoyo. Estudios experimentales de Brown, et. al. en 1989 determinaron que a altas inclinaciones, tienden a formarse “camas de cortes” en la cara baja del pozo, y que ante el incremento del caudal del fluido de perforación tienden a formarse dunas por el salto de los cortes hacia atrás en dirección del flujo. Varios estudios posteriores para entender y mitigar este fenómeno, fueron realizados en años posteriores. Según Rasi (1994) en pozos de estas características, cuando la sarta de perforación es movida axialmente, los elementos más gruesos del BHA tienden a arrastrar estos cortes causando tapones que llevan a fuerzas de tensión elevadas, pérdidas de circulación y pega de tubería. Posteriormente, Saasen (1998) determinó que la pérdida de presión por fricción
en el anular, es el factor principal que afecta la reducción del tamaño de la cama de cortes; y, contrario a la creencia común, estableció que debe prestarse mayor atención a la reología del fluido en cuanto a su efecto en la consolidación de la cama de cortes, antes que en cuanto a la capacidad de suspensión de los mismos, como en el caso de hoyos verticales. Sobre la marcha, Power y otros (2000), en aplicaciones reales durante la perforación de pozos de alto ángulo, encontraron que la optimización de prácticas de perforación y la aplicación de un programa de píldoras correctamente diseñado, permitían incrementar la eficiencia de perforación y mejorar sustancialmente la limpieza del hoyo. Lo cierto es que, siendo cada cuenca, cada campo y cada pozo diferente, la solución debe tomar en cuenta el estudio del fenómeno y su comportamiento, en las condiciones particulares de perforación en cada zona con su litología específica. Este artículo pretende exponer las consideraciones de diseño y prácticas operacionales, que se aplicaron exitosamente en la perforación de pozos de alto ángulo y largo alcance en Tiputini, convirtiéndose en una experiencia única en la Cuenca Oriente.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Y METODOLOGÍA
En el Pad C del Área Tiputini se tenían perforados 19 pozos cuya inclinación se mantiene por debajo de los 60° y cuya relación Vsec/TVD es cercana a 1. La necesidad de caracterizar el yacimiento, obligó a plantear objetivos de avanzada, lo que aumentó el desplazamiento necesario para alcanzar las coordenadas objetivo. P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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definir prácticas operacionales de obligatorio cumplimiento, incluidas en el programa de perforación de cada pozo. Después de la perforación y revestimiento de cada sección se evaluó
POZO
“TVD (pies)
Vsec (pies)
Vsec / TVD
Sección
Inclinación Tangente (grados)
MD inc. > a 50° (pies)
Litología Mayoritaria
TPTC-030
4852
6053
1,25
16” 12 1/4” 8 1/2”
62,39
3248 1870 799
Lutita Arcillolita Arenisca - Lutita
TPTC-032
5625
7009
1,25
16” 12 1/4” 8 1/2”
64,9
2320 2659 1939
Lutita Arcillolita Arenisca - Lutita
TPTC-034
4963
7102
1,43
16” 12 1/4” 8 1/2”
72,54
2162 3293 1189
Lutita Arcillolita Arenisca - Lutita
PERFORACIÓN
Los pozos TPTC-030, TPTC-032 y TPTC-034 fueron planificados para alcanzar esas coordenadas. Las características de los pozos y las tangentes se detallan en la Tabla 1:
Tabla 1. Características de los pozos de avanzada perforados en el Pad C
Como se puede observar, los pozos tienen tasas de construcción altas a profundidades someras, y tramos de longitud de entre 5900 pies y 7000 pies a inclinaciones mayores a 50 grados; por lo que la limpieza del hoyo es un problema al que hay que poner mucha atención. En función de esto, el problema central planteado fue cómo alcanzar las coordenadas objetivo, mitigando el alto riesgo de empaquetamiento y pérdida del pozo, debido a la necesidad de perforar tangentes extensas y de alto ángulo. Mucha atención debió ponerse a la formación de camas de cortes, a las zonas y tiempos de circulación, a los parámetros de perforación y a la necesidad o no de realizar viajes de calibración del hoyo. Como metodología de diseño se realizaron simulaciones de limpieza bajo diferentes escenarios y parámetros, lo que permitió
los eventos encontrados, y se anotó lecciones para ser resueltas en el siguiente pozo. A continuación se exponen los aspectos más relevantes sobre los que se trabajó para mitigar el efecto del fenómeno.
DISEÑO DE LOS PUNTOS DE ASENTAMIENTO DE LOS REVESTIDORES
Además de las consideraciones habituales respecto de las presiones de poro y fractura de las formaciones a atravesar, para estos pozos se consideró también el problema de limpieza de hoyo como un criterio para determinar los puntos de asentamiento de los revestidores, debido a las altas inclinaciones. La litología a atravesar, según el plan direccional de los pozos, se muestra en el resumen a continuación:
Formación
TPTC-030
TPTC-032
TPTC-034
Consideraciones
Terceario indiferenciado
3378 pies Inc. Max 62°
3024 pies Inc. Max 53°
2929 pies Inc. Max 47°
Arcillolita altamente dispersable con intercalaciones de arenisca
Orteguaza
1842 pies Inc. Max 62°
2155 pies Inc. Max 68°
2251 pies Inc. Max 73°
Lutita altamente inestable, microfracturada, cuerpo intermedio de limolita
Tiyuyacu
1346 pies Inc. Max 62°
1680 pies Inc. Max 68°
2253 pies Inc. Max 73°
Arcillolita de reactividad moderada, arenisca de espesor y permeabilidad considerables al tope. Ocasionalmente gumbo
Tena
1016 pies Inc. Max 62°
1293 pies Inc. Max 68°
1612 pies Inc. Max 73°
Arcillolita de reactividad alta, intercalaciones de arenisca
Napo
667 pies Inc. Max 62°
1996 pies Inc. Max 68°
2436 pies Inc. Max 73°
Arenisca reservorio, intercalaciones de lutita de estabilidad moderada
Tabla 2. Litología a atravesar según los planes direccionales de los pozos P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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Tomando en cuenta esta caracterización, se diseñó los puntos de asentamiento de los revestidores de la siguiente forma:
PERFORACIÓN
1. Revestidor conductor 20” – hoyo de 26”: Asentado entre 250’ a 300’, con la finalidad de encontrar arcillolita y evitar posibles pérdidas superficiales de fluido en cuerpos de arenisca superficiales. 2. Revestidor superficial 13 3/8” – hoyo de 16”: Asentado 200’ por debajo del cuerpo de arenisca al tope de Tiyuyacu. El objetivo fue aislar con el revestidor superficial toda la formación Orteguaza, debido a sus características de inestabilidad. Para este punto se tendría perforado alrededor de un tercio de la tangente, y se podría utilizar diseños hidráulicos con fuerza de impacto bajas, para evitar desestabilización mecánica. 3. Revestidor intermedio 9 5/8” - hoyo de 12 1/4”: Asentado 200’ antes del tope pronosticado de la Arenisca M1, permitió perforar alrededor de dos tercios de la tangente previo a alcanzar el objetivo. Al tener aislada la formación Orteguaza con el revestidor previo, se pudo manejar diferente reología en el fluido y diseños hidráulicos de alto impacto, buscando dispersar la arcillolita y erosionar la cama de cortes. 4. Revestidor colgado de 7” – hoyo de 8 1/2”: Asentado en el fondo y colgado 150’ por encima de la zapata de 9 5/8”, permitió perforar con baja densidad, bajo MBT y alta reología, evitando desestabilizar mecánicamente la lutita.
DISEÑO DE LOS PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Los parámetros de perforación fueron definidos de forma que se pueda mantener el continuo acarreo de cortes a superficie y asegurar la limpieza del hoyo. El caudal crítico (Qcrit), que se define como el caudal necesario para mantener una velocidad anular que permita el continuo movimiento de cortes hacia superficie, y evite la formación de camas de cortes en la parte baja del pozo, fue calculado con las ecuaciones de Bizanti a partir del método de Hopkin (Bizanti y Alkafeef, 2003). Estas ecuaciones consideran el efecto de flotación de los cortes debido a la densidad del fluido y la del corte, el punto cendente, el tamaño de los cortes, la inclinación del pozo, el diámetro del hoyo y de la tubería. No toma en cuenta el efecto de rotación de la tubería, que genera erosión adicional a la cama de cortes, sobretodo en fluidos con adecuada estructura de 46
geles. La rotación de la tubería ayuda a levantar los cortes de la cama y colocarlos en el camino del flujo anular preferente (Saasen, 1998). Los cálculos arrojaron la necesidad de trabajar con píldoras viscosas pesadas para ayudar a llevar los cortes a superficie. Una mejora sustancial se observó con el uso de píldoras viscosas – pesadas de 13.5 lpg y 120 segundos de viscosidad de embudo, como se muestra en la tabla a continuación.
Sección
Qcrit (Fluido) gpm
Qcrit (Píldora 13.5 lpg) gpm
16”
2628
2292
12 1/4”
1220
1059
8 1/2”
281
227
Tabla 3. Cálculo de caudales críticos con fluido de perforación y píldoras viscosas – pesadas.
Para las secciones de 16” y 12 ¼”, el caudal crítico es elevado por lo que se esperaba la formación de dunas y camas de cortes. El caudal disponible en el rig es de 1200 gpm, por tal razón fue necesaria la utilización de sistemas de direccionamiento con rotación continua (RSS) para garantizar altas RPM que ubiquen los cortes en el camino del flujo anular preferente. Los BHA fueron diseñados con la menor rigidez posible, y así mismo la ROP tuvo que ser controlada para permitir un equilibrio entre la generación de cortes y su evacuación. Los parámetros que se definieron, y la reología del fluido, se muestran en las Tablas 4 y 5.
Parámetro
16"
12 1/4"
8 1/2"
Caudal (gpm)
1200
1200
400/420
Rotación (RPM)
120-140
130-140
80-90
ROP Neta Max. (pies/hr)
220
220
220
HSI (HP/pc)
2,56
3,9
0,84
Tabla 4. Parámetros de perforación definida en los diseños. Densidad (lpg)
PV (cP)
YP (lb/100 pc)
Sección
Formación
16"
TERC. IND.
8.6 - 9.9
<7
4-6
16"
ORT-TYCU
9.9-11.2
20 - 25
16-26
12 1/4"
TYCU-TN
10-10.1/10.5
14-18
19-25
8 1/2"
TN-NP
8.8-9.1
10 - 15
30 -35/37
Tabla 5. Reología del fluido de perforación definida en los diseños. P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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RPM, una vez finalizada la perforación de la parada, y el repaso durante 18 minutos como mínimo a máximas RPM de cada parada. Si la DEC mostraba acumulación de cortes en el anular, se circulaba más tiempo hasta evacuar los cortes. Adicionalmente, se estableció como práctica preventiva detener la perforación ante la falla de una bomba, que no permitiera entregar el caudal máximo disponible, y hasta que el inconveniente fuera superado, de forma que no se permita la formación de camas de cortes más altas. Finalmente, no se programaron ni realizaron viajes de calibración, la tubería de revestimiento fue corrida inmediatamente después de la perforación y viaje de salida.
PERFORACIÓN
Bajo la misma consideración del caudal crítico, fue necesario establecer un plan de estaciones de circulación y bombeo de píldoras adecuado. En cuanto a las estaciones de circulación, se realizaron estaciones cada 1000 pies durante la perforación y en los viajes de salida (evitando realizarlo en la misma zona), con máximo caudal y rotación (125-140 RPM). Durante la corrida de revestimiento se realizaron estaciones de circulación cada 1000 pies, evitando coincidir con las estaciones de la perforación y viaje de salida. El plan de bombeo de píldoras durante la perforación fue también cuidadosamente seguido. En zonas de arcillolita se bombearon píldoras dispersas cada parada perforada, y píldoras viscosa – pesadas (13.5 lpg, 120 seg/ ct) cada dos paradas perforadas. En zonas lutíticas se bombearon únicamente píldoras viscosa-pesadas cada 2 paradas perforadas. Durante los repasos de la parada se daba el suficiente tiempo de circulación a máximas RPM para que la píldora retorne a superficie y se evaluaba el acarreo, reportando alrededor de 15% a 20% de cortes adicionales. Para verificar el avance de la limpieza del hoyo en tiempo real, se usó un sensor de presión anular en el BHA, que permitió monitorear las variaciones de la densidad equivalente de circulación (DEC), y compararlas contra las simulaciones de hidráulica virtual. Mucha atención se puso al tiempo de repaso y circulación de cada parada perforada, esperando estabilizar la DEC. Como práctica se estableció la circulación durante 3 minutos en fondo a máximas
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Aplicada la planificación se logró perforar sin inconvenientes mayores los tres pozos planeados. La metodología empleada permitió mantener altos índices de rendimiento. Los pies perforados por día, velocidades de viaje a superficie con BHA y velocidades de corrida de tubería de revestimiento se muestran en las Figuras 1, 2 y 3. La estabilidad de las formaciones lutíticas y el hinchamiento de arcillolitas, fueron debidamente controlados con métodos químicos y mecánicos que están más allá del alcance de este artículo. Esto permitió concentrar el esfuerzo en la adecuada limpieza del hoyo, y que se pueda obviar la realización de viajes de calibración, logrando correr las tuberías de revestimiento inmediatamente después del viaje a superficie sin inconvenientes.
Figura 1. Pies perforados por día para los tres pozos. P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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PERFORACIÓN
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Figura 2. Velocidades de viaje de salida y corrida de revestimiento de la sección de 16” para los tres pozos.
Figura 3. Velocidades de viaje de salida y corrida de revestimiento de la sección de 12 1/4” para los tres pozos.
Uno de los problemas encontrados fue el efecto de aplastamiento de los cortes de arcillolita en la sección tangente, dentro de la tubería de revestimiento de 13 3/8”, que generó sobretensiones en los viajes de salida en hoyo entubado. Se infiere que este problema ocurre debido a la plasticidad de los cortes acumulados, que son aplastados por la tubería de perforación contra la cara baja del revestimiento, generando adherencia. Una solución definitiva a este problema aún está en estudio, sin embargo, se ha logrado minimizar su efecto mediante la circulación de píldoras dispersas, el uso de surfactante, el manejo de reología media y circulación dentro del revestimiento.
CONCLUSIONES
La ubicación de los puntos de asentamiento de la tubería de revestimiento, permitió manejar 48
adecuadamente el problema de limpieza en tangentes largas y de inclinación elevada. Por otra parte, el cálculo del caudal crítico con las ecuaciones de Bizanti a partir del método de Hopkin, permitió establecer las necesidades de optimizar la limpieza para las trayectorias planificadas. Por tanto al conocer que el caudal disponible por las bombas del taladro no es suficiente, la definición de un programa de perforación, considerando estaciones de circulaciones intermedias durante la perforación y durante el viaje de salida, permite mitigar la formación de camas de cortes y se ve reflejado en los tiempos de bajada de casing. El uso de sensores de presión anular, permitió monitorear continuamente la acumulación de cortes y establecer en tiempo real las estaciones de circulación necesarias. Se demostró que no es necesario realizar P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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viajes de calibración si se controla adecuadamente el problema de la limpieza del hoyo, el hinchamiento de arcillolitas y la inestabilidad de lutitas. Por lo que establecer este tipo de viajes como práctica obligatoria, no es necesario.
AGRADECIMIENTOS
Los autores agradecen a PETROAMAZONAS EP, a su Gerente Coordinador de Operaciones y al Gerente de Perforación, por la autorización para la publicación de este artículo, y al Ingeniero Juan Vera, por la invitación a publicar.
REFERENCIAS
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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1. Bizanti, M. S., & Alkafeef, S. F. (2003, January 1). A Simplified Hole Cleaning Solution to Deviated and Horizontal Wells. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/81412-MS 2. Brown, N. P., Bern, P. A., & Weaver, A. (1989, January 1). Cleaning Deviated Holes: New Experimental and Theoretical Studies. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/18636-MS 3. Power, D. J., Hight, C., Weisinger, D., & Rimer, C. (2000, January 1). Drilling Practices and
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PERFORACIÓN
Fluido Base Agua de Alto Desempeño para mejorar la calidad del pozo
José Brito Ingeniero Químico de la Escuela Politécnica Nacional de la ciudad de Quito. Actualmente es Technical Professional de Halliburton para Baroid Fluids y tiene 10 años de experiencia en la industria petrolera. Ha desarrollado su talento en varias tecnologías relacionadas con Fluidos de Perforación y Completación, actualmente maneja la parte técnica de Baroid en Ecuador.
Kléver Maiquiza Tech Professional para Fluidos de completación en Ecuador, de nacionalidad ecuatoriana, es Ingeniero en Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional de la ciudad de Quito. Cuenta con más de 9 años en Halliburton y en la industria petrolera desempeñando algunas funciones como: Field Engineer y Tech Professional.
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Autores: José Brito, Klever Maiquiza – Halliburton
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n la cuenca Oriente del Ecuador, para alcanzar los reservorios de hidrocarburos, es necesario perforar algunas formaciones de diferente naturaleza e interacción con los fluidos de perforación, en una misma sección es preciso atravesar lutitas frágiles, arcillas reactivas, conglomerados y arenas depletadas. Por otro lado, debido a normativas ambientales y costos asociados, la disposición final el uso de fluidos de perforación está limitado a fluidos con base agua fresca, no hace posible usar sales o fluidos base aceite. Esto gana más relevancia cuando el ambiente de perforación es altamente sensible como lo es la selva amazónica
IDENTIFICACIÓN DEL RETO Con lo anteriormente mencionado, es necesario formular un fluido base agua que, siendo amigable al ambiente, permita perforar los pozos sin problemas relacionados a estabilidad de hoyo. Los principales retos se encuentran en el hecho de que las formaciones están constituidas por diferentes minerales y litologías, cada uno, presenta una respuesta diferente al fluido de perforación.
Formaciones Cuenca Ecuador La formación Chalcana Está compuesta de una arcilla bastante reactiva con alto contenido de esmectita y altamente propenso al hinchamiento, lo que puede llevar a problemas de estrechamiento de pozo. La formación Orteguaza Se constituye por lutitas frágiles intercaladas con arenas, sello mecánico también es necesario. La formación Tiyuyacu Está formada de una arcilla plástica, con alto contenido de esmectita intercalado con conglomerados. La formación Tena Se compone de una arcilla plástica, con alto y medio contenido de esmectita. La formación Napo Está compuesta de intercalaciones de lutitas, calizas y arenas, estas lutitas tienen mayor porcentaje de ilita/kaolinita por lo que es más propensa de erosión y dispersión, provocando washout en pozo. En la siguiente tabla es posible ver la composición típica de las formaciones asociadas a la sección intermedia de los pozos perforados en la cuenca del Ecuador, esta determinación se realiza en laboratorios especializados mediante el uso de Difracción de Rayos X:
Chalcana
Orteguaza
Tena-Tiyuyacu
Napo
Cuarzo, wt %
32
57
38
20
Anhidrita, wt %
2
--
--
--
Albita, wt %
9
5
3
2
Calcita, wt %
1
--
23
31
Pirita, wt %
3
3
tr
3
Esmectite, wt %
43
27
14
10
Illita, wt %
7
6
6
7
Kaolinita, wt %
3
2
11
22
Chlorita, wt %
--
tr
1
--
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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Analizando la información de las formaciones y problemas observados en los pozos offset se procede a seguir el protocolo para la formulación del fluido más óptimo, esta adecuación se realiza mediante la medición de la interacción de cortes de las formaciones de pozos offset con el fluido propuesto. El fluido propuesto para las pruebas y posterior ejecución en pozo fue el fluido de alto performance base agua (HPWBM por sus siglas en inglés: High Performance Water-Based Mud) llamado BOREMAX®, basado en la experiencia regional y global con este sistema y con el conocimiento local se procedió a establecer el protocolo de pruebas para definir la mejor formulación posible. Para esto, a cada formulación propuesta se le realizaron las siguientes pruebas con cada uno de los cortes de las formaciones arriba mencionadas: (Figura 1)
LSM (Prueba de Hinchamiento Lineal) En esta prueba, pastillas formadas con cortes de cada formación son sumergidos en el fluido de perforación donde solo se permitió la deformación del mismo en sentido vertical, un sensor colocado encima de cada pastilla permitió medir su deformación (hinchamiento), así es posible medir el hinchamiento de la pastilla con el transcurso del tiempo, el resultado deberá ser el menor hinchamiento posible en un lapso de al menos 48 horas. Acreción En esta prueba se evalúa la tendencia de los cortes de adherirse al BHA durante la perforación, este valor se determina midiendo la cantidad de cortes inmersos en el fluido de perforación a evaluarse que se adhieren a un tubo de acero que simula el BHA. Nuevamente este valor deberá ser el menor posible ya que en pozo se traduce como una mínima tendencia al embolamiento. (Figura 2)
PERFORACIÓN
CREACIÓN DE LA SOLUCIÓN
Figura 1: Típico Comportamiento de hinchamiento lineal para fluidos base agua
Figura 2: Resultados típicos de la prueba de acreción (de izquierda a derecha aumenta la profundidad de la muestra). P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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PERFORACIÓN
Erosión-Dispersión En esta prueba se pesa una cantidad de cortes de tamaño determinado y se los coloca en inmersión en el fluido con rotación y temperatura por un tiempo determinado, luego se verifica la cantidad de los cortes que mantuvieron su integridad (tamaño) y se la compara con el valor inicial determinando así un porcentaje de erosión de los cortes de determinada formación en el fluido propuesto, el valor óptimo es el menor posible. Obviamente, además de las pruebas referidas se relacionan pruebas básicas de reología, filtrado, etc.
Figura 3. Fotos reales de cortes – Fluido tradicional
PROCESO DE EJECUCIÓN
Con las pruebas validadas en el laboratorio y la revisión local y de expertos regionales y globales en el fluido BOREMAX® se escoge la formulación que será usada en la perforación del pozo. Mediante un proceso claramente establecido se cuenta con el soporte regional y global tanto en la formulación como en la ejecución en pozo, de hecho, se cuenta con la presencia de un experto en el fluido BOREMAX® supervisando en campo (taladro) que el fluido y la perforación se lleven a cabo según lo planeado. El fluido BOREMAX® ha sido utilizado en tres pozos de diferentes campos en Ecuador con resultados satisfactorios permitiendo en resumen: • Mejorar la calidad del hueco minimizando los washout. • Mejorar la calidad de los viajes, minimizando backreaming. • Permite alargar el tiempo necesario entre los viajes de calibración, de los tradicionales 40 horas hasta 60-70 horas, en unos de los campos se realizaron viajes después de 120 horas con buenos resultados. • Los revestimientos llegan al fondo sin problemas. En general se observa una mejora sustancial en cuanto al desempeño de la perforación. Las figuras 3 y 4 muestran evidencias de la diferencia entre el fluido tradicional y el fluido BOREMAX®. En la figura 3 se pueden ver arcillas parcialmente hidratas y parcialmente encapsuladas que fueron recolectadas en las zarandas. En la figura 4, cortes de la misma sección pero usando el fluido BOREMAX®, es posible ver cortes totalmente secos, íntegros e incluso es posible ver la huella del corte de la broca PDC. En la práctica esto quiere decir una perforación con menores sólidos coloidales, menor necesidad de dilución, mayor ROP, mejor calidad de hueco. 52
Figura 4. Fotos reales de cortes – Fluido BOREMAX®
VALOR AGREGADO
Usando el proceso para obtener soporte global y regional, junto con el correcto protocolo de pruebas de validación en laboratorio, que en conjunto con una buena ejecución y supervisión ha logrado una aplicación exitosa del fluido HPWBM BOREMAX® en los campos de la cuenca amazónica de Ecuador. La formulación ha permitido maximizar el valor del pozo para el cliente minimizando costos, se ha alcanzado una optimación que varía entre 2 a 10 días con respecto al tiempo planeado lo cual representa un ahorro significativo en costos de taladro. P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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Primera perforación con tubería de revestimiento de 30”
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a perforación con tubería de revestimiento (casing) tiene una gran ventaja sobre la perforación convencional porque el pozo queda revestido inmediatamente mientras avanza la perforación. Con el revestidor en sitio no hay posibilidad de derrumbes o colapso del pozo. Este proceso, también conocido como Casing while Drilling (CwD), es beneficioso al mejorar los tiempos de entrega del pozo, especialmente en áreas donde existe tiempo no productivo debido a la inestabilidad de las arcillas, el socavamiento de las paredes del pozo, control del pozo y pérdidas de fluidos. La herramienta FA-1 de Frank’s International es una tecnología que permite realizar la perforación con revestidor, proporcionando el ensamblaje del revestidor, rotación, circulación y reciprocidad al conjunto de perforación. Un nuevo hito mundial se ha establecido en la tecnología de perforación con tubería de revestimiento, al hacerlo con un revestidor de 30 pulgadas de diámetro. Este es el resultado de un trabajo conjunto entre las empresas Schlumberger y Frank´s International. La primera proporcionó la ingeniería y la zapata perforadora reperforable, y la segunda el equipo de corrida de revestidor rotacional o Casing Running Tool (CRT) de agarre interno, modelo FA-1 modificado para tubería de 30”. La perforación con revestidor de 30” se realizó exitosamente en un proyecto de aguas poco profundas en la Bahía de Campeche, Golfo de México. El propósito de esta operación fue reducir el tiempo de perforación y mejorar la eficiencia en el proyecto de Aguas Someras en México implementando nueva tecnología y herramientas que no han sido utilizadas en México ni en otro lugar del mundo. En este sentido se consideró emplear el sistema integral de CwD, el cual permite perforar y revestir simultáneamente el agujero, alcanzando la TD planeada en una sola corrida utilizando una zapata de perforación reperforable para tubería de revestimiento. Esta aplicación ya se había usado exitosamente en diámetros de 20”, 16” y 13 5/8” (ver Tabla 1), por lo que se analizó la factibilidad de aplicación para el diámetro de 30”. P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
El éxito previo obtenido en operaciones de CwD en las secciones conductoras de 20”, 16” y 13 5/8”, en los pozos exploratorios del Activo de Exploración de Aguas Someras, guiaron al equipo de trabajo (PEMEX - Gerencia de Diseño y Aseguramiento de Servicios de Pozos Exploratorios, PEMEX – UP Cantarel, Frank´s International y SLB-BDT), a trabajar un proyecto más ambicioso, en el cual se diseñó la primera zapata perforadora PDC reperforable de 34”, así como la primera herramienta CRT (Casing Running Tool) para revestidor de 30”, con la finalidad de poder implementar el CwD en los conductores de los pozos de esquema mecánico robustos. Un estudio de factibilidad técnica se realizó en conjunto, por el equipo de trabajo, donde se analizaron los riesgos y la viabilidad para utilizar con una tubería de 30” la nueva tecnología del CwD “Direct XCD” que es un sistema de perforación integral con revestimiento y una Zapata Perforadora PDC reperforable la cual permite perforar y revestir la sección eliminando el armado del BHA, los viajes de calibre y la corrida del revestidor. En el momento que el BHA de perforación (revestidor + Zapata) alcanza la profundidad final de la sección, el agujero se encuentra entubado listo para ser cementado. Este reto llevó a los departamentos de ingeniería de las Compañías de Servicio, a desarrollar las herramientas adecuadas para la aplicación. La sección del conductor del pozo se perforó con un diámetro de 34” y se revistió con un conductor de 30” a 840 pies de profundidad. Con el revestidor se perforaron 584 pies durante 9,52 horas, a una tasa de penetración (ROP) promedio de 59,2 pies por hora. La implementación exitosa de la modificación por parte de Frank’s del CRT FA-1 de 22” A 30”, junto a la zapata perforadora para casing reperforable “Direct XCD drillable alloy casing bit” de Schlumberger le ahorró al operador 1,31 días de taladro. Esta operación pionera que incluyó la modificación exitosa de herramientas por parte de Frank’s International y Schlumberger, representó una optimización del 26,3% del tiempo planificado de perforación en la etapa, comparado con una operación convencional (1,31 días menos). Frank’s trabajó en estrecha colaboración con Schlumberger logrando completar exitosamente
PERFORACIÓN
Autores: José Luis Ziritt y Jesús Alberto - Frank´s Internacional Ecuador
José Luis Ziritt Gerente de Frank’s Internacional Ecuador y Docente en la Universidad Estatal de la Península de Santa Elena
Jesús Alberto Gerente de Operaciones en Frank´s International México y Coordinador de Proyectos para empresas petroleras internacionales.
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PERFORACIÓN
el diseño, fabricación y pruebas de los nuevos componentes para el CRT FA-1 en poco menos de ocho semanas. El CRT y los servicios de corrida de tubulares (TRS) para el proyecto fueron realizados por el equipo de operaciones locales de Frank´s en Villahermosa, México. Billy Walker, Vicepresidente de Operaciones de Frank´s en Latinoamérica, Canadá y Estados Unidos, expresó: “Las mejores capacidades de ingeniería y fabricación de Frank´s, combinadas con la superior calidad de servicio de nuestras operaciones en México, nos permitió apoyar rápidamente y con éxito a nuestros clientes en el logro de este importante hito mundial.” *Fuente: Pemex GDSPE, Pemex UP Cantarel, Frank´s International México, SLB BDT.
La foto de la izquierda muestra un CRT FA-1 de 22” y a la derecha el CRT FA-1 modificado para 30”.
Trabajos de perforación con revestidor CwD realizados por Frank´s International en México desde 2015 W e ll No
T ubula r Spe cs
T ubula r T ubula r G ra de C onne ction
C a sing W e ight
Ma x T orque
Depth of String
Shoe Type
Job Level
C omme nts
SUUK-1
FA-1 22"
20"
K-55
Tenaris-ER Antares
133 lbs-ft
35,000 ft/lbs
250 meters
Direct XCD
TLEYOLT-1
FA-1 22"
20"
K-55
Tenaris-ER Antares
133 lbs-ft
35,000 ft/lbs
251 meters
Direct XCD
Level II
TLEYOLT-1
FA-1 14"
13 3/8" & 13 5/8"
TAC-140
HD-521
72 & 88.2 lbs-ft
32,000 & 50,000 ft/lbs
872 meters
Direct XCD
Level II
185mts drill on this Well
K-55
Tenaris-ER Antares
133 lbs-ft
35,000 ft/lbs
251 meters
Direct XCD
Level II
188mts in 3:47 hrs
CHECHEM-1
54
C R T T ool T ype
FA-1 22"
20"
Level II
CHECHEM-1
FA-1 14"
13 3/8" & 13 5/8"
TAC-140
HD-521
72 & 88.2 lbs-ft
32,000 & 50,000 ft/lbs
1,001 meters
Direct XCD
Level II
XUPAL-1
FA-1 22"
20"
K-55
Tenaris-ER Antares
133 lbs-ft
35,000 ft/lbs
1,108 meters
Direct XCD
Level II
XUPAL-1
FA-1 14"
13 3/8" & 13 5/8"
TAC-140
HD-521
72 & 88.2 lbs-ft
32,000 & 50,000 ft/lbs
2,555 meters
Direct XCD
Level II
SHALAPA 209
FA-1 22"
16"
X-56
Welded Connections
122.45 lbs-ft
30,000 ft/lbs
1,115 meters
Float Shoe
---
Direct XCD
Level II
Direct XCD
Level II
JAPOKA
FA-1 22"
20"
K-55
Tenaris-ER Antares
SUUK-1A
FA-1 22"
20"
K-55
Tenaris-ER Antares
133 LBS-FT
32,120 FT-LBS
961 METERS
KUIL-15
FA-1 22"
20"
K-55
Tenaris-ER Antares
133 lbs-ft
32,120 FT-LBS
1,300 METROS
SUUK-1A
FA-1 22"
16"
HD-521
Hydril
109lbs-ft
50,000FT-LBS
Tenaris-ER Antares
133 lbs-ft
Direct XCD
Level II
Direct XCD
Level II Level II
KUIL-7
FA-1 22"
20"
K-55
32,120 FT-LBS
1,200 metros
Direct XCD
SUUK-1A
FA-1 14"
13 5/8"
TAC-140
HD-521
88.2 LBS-FT
50,000FT-LBS
3,845 meters
Direct XCD
Level II
PETLANI-1
FA-1 22"
20"
K-55
Tenaris-ER Antares
133 lbs-ft
32,120 FT-LBS
250 meters
Direct XCD
Level II
PETLANI-1
FA-1 22"
16"
HD-521
Hydril
109lbs-ft
50,000FT-LBS
1000 meters
Direct XCD
Level II
PETLANI-1
FA-1 14"
13 3/8" & 13 5/8"
TAC-140
HD-521
72 & 88.2 lbs-ft
55,000 FT-LBS
2,225 meters
Direct XCD
Level II
POKCHE-1
FA-1 22"
20"
K-55
Tenaris-ER Dopeless
133 LBS-FT
64,000 ft-lbs
1,200 meters
Direct XCD
Level II
Uchbal-1
FA-1 22"
20"
K-55
Tenaris-ER Antares
133 lbs-ft
32,120 FT-LBS
250 meters
Direct XCD
Level II
Uchbal-1
FA-1 14"
13 3/8" & 13 5/8"
TAC-140
HD-521
72 & 88.2 lbs-ft
55,000 FT-LBS
1000 meters
Direct XCD
Level II
Uchbal-1
FA-1 14"
9 5/8"& 9 7/8"
25,000 ft-lbs
1,603 meters
Direct XCD
Level II
XIKIN-1DL
FA-1-30"
30"
256meters
Direct XCD
Level II
XiKIN-1DL
FA-1-22"
XIKIN-1DL
FA-1-22"
XOKTAH-1
FA-1 14"
TAC-140 VAM SLI JII 53.5 & 62.8# X-52
S60/MT
310.01#
50,000 ft-lbs
20"
K-55
TSH-ER
133#
32,120 FT-LBS
856 meters
Direct XCD
Level II
16"
HD-521
Hydril
109#
50,000 ft-lbs
1,650 meters
Direct XCD
Level II
13 3/8"
TAC-140
HD-521
88.2 LBS-FT
55,000 FT-LBS
900 meters
Direct XCD
Level II
Free up stuck pipe
EXPAND
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
F
Buenas prácticas en el relacionamiento sostenible con Comunidades y otros Actores Sociales Autor: Darwin Vega – Tecpetrol S. A.
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
de las capacidades que tienen las empresas al desarrollar herramientas de medición que contribuyan a definir variaciones en el tiempo y estrategias para mejorar la comprensión de los actores involucrados. Éste artículo busca resumir el proceso que permita a las empresas interactuar de forma estratégica con las comunidades, estableciendo relaciones de beneficio mutuo.
ASPECTOS CLAVES DE RELACIONAMIENTO
Dentro de la gestión de un buen relacionamiento no se debe esperar que surja un problema para interactuar con los actores sociales. Es fundamental adoptar una visión a largo plazo, adaptar el proceso a cada proyecto y administrar las relaciones con los actores sociales como una función más de la empresa. Los aspectos claves que enmarcan la gestión de un buen relacionamiento con los actores sociales son: • Mapeo y análisis de actores sociales. Identificar y establecer un orden de prioridad según su representatividad y determinar sus intereses e inquietudes. • Difusión e información. Proporcionar información a los actores sociales desde las primeras etapas del proyecto de manera significativa y por medios accesibles, mantener esta comunicación durante toda la etapa del proyecto. • Consultas previas con los actores sociales. Planear cada consulta de forma inclusiva, documentando el proceso e informando sobre las actividades de seguimiento. • Establecer relaciones de beneficio mutuo y alianzas colaborativas con las comunidades, contribuyendo al desarrollo sostenible. Establecer acuerdos que satisfagan los intereses de todas las partes. • Mantener un sistema de gestión para reclamos de la comunidad y de respuesta inmediata. Establecer medios adecuados para que los actores involucrados puedan exponer sus inquietudes y reclamaciones.
Darwin Vega. Licenciado en Biología y Química, Doctor en Biología, Master en Medio Ambiente y Master en Gestión y Desarrollo Social. Coordinador de Desarrollo Social en TECPETROL S.A. Con 15 años de experiencia en temas sociales, medio ambiente y seguridad.
EHS-CA
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as empresas de la industria hidrocarburífera que han comprendido la importancia de establecer y mantener relaciones sostenibles con las comunidades del área de influencia directa y otros actores sociales a lo largo de la vida de sus proyectos, obtienen grandes resultados que se ven reflejados en una mejor gestión del riesgo y buena relación con la comunidad. El establecimiento y fortalecimiento de relaciones transparentes, participativas y confiables con las comunidades es el objetivo más relevante de un relacionamiento sostenible de las empresas. Para obtener mejores resultados con los proyectos, reconocemos una y otra vez la importancia de una buena relación con los actores sociales. El relacionamiento basado en la confianza no comienza con la socialización del proyecto, ni ésta lo sustituye. Así mismo, la manera como se conduzca y asegure la participación ciudadana en el conocimiento y discusión pública de proyectos, es un elemento fundamental para la construcción de confianza, y creación de espacios de comunicación transparentes entre empresa y comunidad. Por esta razón, las empresas se relacionan con los actores sociales desde la primera etapa del proyecto, lo que brinda una buena oportunidad para influir en las percepciones de la población y crear desde el inicio un tono positivo con los actores sociales. En todo el ciclo de proyectos de la empresa aparecen actores sociales que podrían desestabilizar su credibilidad ante el resto de la comunidad, por tanto es indispensable que su relación con la población sea constante para ir descubriendo los riesgos que pueden afectar su reputación y a los actores sociales que están causando éste riesgo. Los atributos de una buena relación evolucionan con el tiempo y dependen en gran medida
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• Mantener un sistema de gestión de participación ciudadana y diálogo social. Comprometer la participación de los grupos de interés afectados por el proyecto en el seguimiento de sus impactos y beneficios. • Elaboración de informes para los actores sociales. Informar oportuna y regularmente a los actores involucrados acerca del desempeño ambiental, social y económico del proyecto. • Funciones de gestión. Crear y mantener al interior de la empresa la capacidad para manejar relación con los actores sociales, haciendo seguimiento de los compromisos adquiridos e informando sobre procesos realizados. Gráfico 1. Ciclo de los aspectos claves de un buen relacionamiento. Mapeo y análisis de actores sociales Funicones de gestión
Difusión e información
Elaboración de informes
Consultas previas
Participación ciudadana
Plan de negociación Gestión de reclamos
Fuente: Elaborado por el autor, consultado en IFC.
CASO PRÁCTICO DE RELACIONAMIENTO EHS-CA
La industria de extracción petrolera se encuentra expuesta a generar impactos ambientales en sus operaciones. Estos impactos cuando no son conocidos por toda la población provocan que ciertos actores sociales, dentro de la dirigencia de las comunidades, manipulen la información y originen estallidos sociales que se manifiestan en la paralización de actividades y denuncias a través de prensa escrita o radial, causando una mala imagen de la empresa. El derrame de petróleo por mal estado de una tubería causa impacto ambiental; si existe una identificación y análisis de los actores sociales influyentes de la comunidad, se busca informar del evento, la magnitud del mismo y las afecta56
ciones y soluciones propuestas para realizar la contingencia y remediación del accidente ambiental. Se activa la participación ciudadana para el reconocimiento de las áreas afectadas y el involucramiento de la población en la contingencia. Se elabora la información respectiva para dar a conocer las causas del evento y sus soluciones. Se activa el plan de indemnizaciones y compensaciones de ser el caso que permitan mitigar el daño a superficiarios. Y se establecen las funciones de gestión a través de un comité de evaluación de crisis dentro de la empresa para tomar los correctivos necesarios y se inicie nuevamente el ciclo de los aspectos claves del relacionamiento. Este ciclo es aplicado en la industria del petróleo durante todos los momentos del proyecto; cuando se realiza la construcción de una plataforma, la perforación de un pozo, la instalación de una línea de conducción. Periodos del proyecto que requieren de la contratación de mano de obra local y que van a requerir aplicar el ciclo de los aspectos claves del relacionamiento para evitar conflictos sociales.
ANÁLISIS DE RIESGOS EN EL RELACIONAMIENTO CON COMUNIDADES
Las relaciones con actores sociales durante toda la permanencia de la empresa tienen como objetivo evaluar el posible apoyo o la oposición que generarían en la población local las diferentes opciones y alternativas, además identificar los principales temas e inquietudes que podrían afectar la viabilidad de los proyectos. Estas inquietudes deben considerarse en el proceso de toma de decisiones. En esta etapa, es fundamental entablar con los potenciales interesados una relación que proteja los intereses de la compañía, contribuya a prevenir los riesgos y brinde información para decisiones estratégicas. La llegada de una empresa o el inicio de un nuevo proyecto siempre causan expectativas en la población, sobre todo porque se piensa que la empresa solucionará las necesidades básicas insatisfechas. Con el análisis de riesgos se tiene una visión clara del entorno y se puede prever posibles dificultades, diseñar estrategias de relacionamiento adaptadas a la realidad del sector y establecer relaciones constructivas entre las partes. En los procesos de diálogo con actores sociales es muy importante la identificación de expectativas y demandas de la población para lograr incorporarlas en de las estrategias empresariales. P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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Desde una perspectiva de análisis de riesgos, existen en los procesos de relacionamiento con comunidades y otros actores sociales algunas oportunidades y riesgos que deben ser tomados en cuenta, como:
cede a iniciar la construcción. Este es un caso de involucramiento desde la etapa de inicio del departamento de relaciones comunitarias, quien conoce los riesgos sociales del sector y mantiene una visión clara de
Tabla N°1. Oportunidades y riesgos dentro del relacionamiento comunitario Oportunidades Empresa
Comunidad
· Licencias de operación: Aceptación de la comunidad y autoridades locales. · Fortalecimiento de la legitimidad y las relaciones con autoridades locales. · Mejor gestión de contratación de mano de obra local. · Asociación con instituciones locales, privadas o gubernamentales. · Relaciones ganar – ganar con la población local.
· Fortalecimiento de la economía local. · Crecimiento de la comunidad a través de proyectos de desarrollo. · La comunidad se puede involucrar en organizaciones sociales asociadas a los proyectos empresariales. · Fortalecimiento de las instituciones públicas y autoridades locales/regionales.
Riesgos Empresa · Algunas actividades extremadamente sensibles son incompatibles con las susceptibilidades de determinados grupos locales. Esta situación puede llevar a que se generen posiciones extremas de confrontación y conflicto. · Dificultades para conciliar intereses diversos: privados/generales/individuales dentro de la comunidad y fuera de ella. · Exposición pública directa de la actividad empresarial.
Comunidad · En comunidades con tejido social débil existen problemas para comunicar la manera de expresar posiciones en torno a los proyectos empresariales. · No existe sostenibilidad de los proyectos cuando la financiación empresarial se acaba. · Es necesario medir de manera precisa el impacto positivo de las decisiones. · Tensiones por la generación de desigualdades. · Dificultades en la articulación del diálogo entre ONG´s ambientalistas.
Fuente: Elaborado por el autor, consultado en ARPEL y Accountability
Una empresa requiere realizar la construcción de líneas de flujo. Somete a licitación la obra, que es asignada a una compañía de servicios especializada. El departamento de Ingeniería y Facilidades está a cargo del proyecto y de la orden de servicio. En la orden de servicio, se han anexado las condiciones particulares del contrato en el que aparece una cláusula que indica que se debe priorizar la mano de obra local calificada y no calificada, para lo cual se deberá poner en contacto antes de iniciar el proyecto con el departamento de relaciones comunitarias a fin de recibir los procedimientos a seguir en la contratación de mano de obra local. Una vez que la empresa de servicios tiene contratada mano de obra local calificada y no calificada que ha sido aprobado por el departamento de relaciones comunitarias, proP G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
las consecuencias, si la empresa de servicios no contrata mano de obra local calificada y no calificada del sector, a través de los procedimientos establecidos por entes del gobierno y de la empresa operadora del bloque, con lo que el departamento de Ingeniería y Facilidades, conocedor del procedimiento se involucra en conjunto con relaciones comunitarias.
EHS-CA
CASO PRÁCTICO DE LAS OPORTUNIDADES
COSTOS ASOCIADOS A RIESGOS SOCIO AMBIENTALES Y REPUTACIONALES DE LA INDUSTRIA
Los riesgos medio ambientales y socioeconómicos se trasladan en conflictos que pueden generar costos para las empresas, la sociedad civil y el gobierno local y nacional en la medida en que puedan ver reducidos sus ingresos. Las empresas de petróleo enfrentan con frecuencia altos costos directos e indirectos derivados de los riesgos socios ambientales. 57
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Tabla N°2. Costos directos e indirectos asociados a los riesgos socio-ambientales. Costos directos
Costos indirectos
Gastos adicionales que deben realizar las empresas para Debilitamiento del capital social de la comunidad. garantizar su seguridad. Incremento en las primas y en las coberturas de seguros que adquieren las firmas.
Daños ambientales derivados de sabotaje y siniestros causados por agentes externos.
Contratación de personal que pueda manejar las relaciones con la comunidad.
Relacionado con el tiempo que el personal, incluso de cargos directivos, debe gastar en la resolución de los conflictos.
Gastos adicionales requeridos para el rediseño o modificación Costos políticos asociados al debilitamiento de las instituciones. de los proyectos. Gastos para la reparación de infraestructura y los costos Accidentes, invalidez y muerte de personas. asociados a pérdida del valor del capital. Asumir el pago de compensaciones pactadas por obligaciones sociales y/o ambientales.
Pérdida de mercados.
Fuente: Elaborado por el autor y consultado en ARPEL y ACP.
CASO PRÁCTICO DE RIESGO SOCIAL LABORAL
EHS-CA
Una de las causas más importantes de los conflictos asociados al riesgo que trae costos directos, son las expectativas de la comunidad frente a la contratación de mano de obra y de bienes y servicios. En primer lugar, uno de los principales reclamos es que las compañías contraten mano de obra local. Al respecto, es primordial mencionar que según Decreto 1669 de 2009 el Gobierno Nacional dispone que en la construcción, mantenimiento de obras y prestación de servicios que contraten los Ministerios y demás Instituciones de la Administración Pública, directamente o a través de proveedores, se dé prioridad a la mano de obra local, calificada y directamente o a través de proveedores, se dé prioridad a la mano de obra local, calificada y registrada en el programa Socio Empleo, así como a aquellos que se registren en la bolsa de trabajo del Ministerio de Trabajo y Empleo, de todas aquellas bolsas de empleo públicas o privadas que se integren al programa. Las empresas contratan personal tal como lo estable la norma: no obstante, la población local sigue reclamando que se contrate sólo personal de la zona, aun cuando no se cumpla la especificidad de los perfiles requeridos por la empresa.
CONCLUSIONES:
• Para establecer una relación duradera entre una comunidad y los diferentes actores sociales, es muy importante tener en cuenta que la base de la sostenibilidad depende de la confianza, el respeto mutuo y la comprensión. • Las empresas deben estar preparadas ante el
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•
hecho de que se insertarán en un contexto preexistente pero dinámico, con historias y culturas establecidas y, a menudo, complejas relaciones políticas, sociales y económicas entre grupos que pueden verse inmersos en la situación debido al advenimiento de un proyecto y del proceso de desarrollo que lo acompaña. El enfoque de relacionamiento con comunidades, reconoce la importancia de los procesos de consulta, buena comunicación y acceso a la información como parte de una estrategia dirigida a entablar relaciones duraderas, mitigar los posibles riesgos de un proyecto empresarial e identificar nuevas oportunidades de negocio. Es fundamental tener en cuenta que existe una alta probabilidad de expectativas por parte de las comunidades en torno a proyectos del sector de hidrocarburos, por lo tanto es necesario contar con una estrategia que permita bajar las expectativas. Un buen proceso de relacionamiento parte de un compromiso real por parte del sector empresarial y altos niveles de información sobre factores culturales, condiciones económicas, estructuras políticas y económicas, percepciones y tendencias sociodemográficas de los entornos afectados. Tener un sistema de gestión de riesgos permitirá a la empresa anticiparse a los conflictos y prevenirlos, evitando incurrir en costos directos e indirectos. Las comunidades son actores clave en la inserción de la empresa, una relación a tiempo y sostenible permitirá el empoderamiento de la población en los proyectos. P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
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BIBLIOGRAFÍA 1. Accountability (2006). El compromiso con los stakeholders. Manual para la práctica de las relaciones con los grupos de interés. Volumen 2. Recuperado de www.foretica.org/ wp-content/uploads/2016/01/204.pdf 2. ARPEL (2009). Sistema de Gestión de Relacionamiento Comunitario. Manual de Gestión de Riesgos Socio Ambientales y Reputacionales. Uruguay. 3. Asociación Colombiana de Petróleo-ACP. (2013). Guía de Socialización de Proyectos de Hidrocarburos. Relacionamiento sostenible con comunidades y
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autoridades gubernamentales. Bogotá. Recuperado de: https://es.slideshare. net/jhonfredycriolloarciniegas/guiasocializacionacp 4. IFC (2007). Relaciones con la comunidad y otros actores sociales. Manual de prácticas recomendadas para las empresas que hacen negocios en mercados emergentes. Washington, D.C. Recuperado de: http://www.ifc.org/wps/wcm/connect/ b7fe528048855c5a8ba4db6a6515bb18/ IFC_StakeholderEngagement_Spanish. pdf?MOD=AJPERES
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Reducción de gas quemado en teas Autor: Fabián Leandro Martínez - Repsol Ecuador S.A.
L Fabián Leandro Martínez. Ingeniero de Proyecto en Repsol Ecuador S.A., con experiencia en start-up, aseguramiento de flujo, simulación de procesos, dimensionamiento equipos de proceso y gestión de proyectos.
a recuperación de gas asociado del sistema de producción de los Bloques 16 y 67 (Tivacuno) para uso en los sistemas de generación eléctrica inició en el año 2000, como una oportunidad de reducir la emisión de gases de efecto invernadero y los costos de producción, utilizando un combustible que hasta ese momento se quemaba directamente en las teas de las plantas centrales, como era usual en los sistemas de producción de la época. El cambio del modelo contractual para operación de los campos petroleros que el Estado Ecuatoriano introdujo en el año 2010, impulsó la búsqueda de nuevas oportunidades para optimizar los costos de operación de campos petroleros. Nació entonces el proyecto de “Reducción de gas quemado en teas” con dos objetivos fundamentales, el primero la reducción de emisiones de CO2 a la atmósfera y reemplazo de la generación a diésel. Una de las limitantes para la implementación de la idea fue el propio contrato de Explotación de Bloque 67 (Tivacuno), en este documento se requiere medir todo el líquido producido (crudo y gas) antes del bombeo del mismo hasta la planta
de deshidratación NPF. En el diseño original del sistema de producción de Tivacuno, el líquido se envía a la planta de deshidratación NPF del Bloque 16 y el gas se quema en la tea, debido a que la medición multifásica de la producción no es aceptada como válida para fiscalización. El proyecto de Reducción de Gas Quemado en Teas se desarrolló en dos frentes: • Mejoramiento del sistema de gas de NPF: para asegurar que el sistema de la planta NPF tenga capacidad suficiente para recibir el gas de Tivacuno, modificar la filosofía de control e incorporar equipos que permitan asegurar la estabilidad del flujo de combustible al sistema de generación. • Recuperación del gas de Tivacuno: captar el gas obtenido en los separadores de Tivacuno y transportarlo hasta la planta NPF utilizando la misma tubería que hasta el momento únicamente transportaba el líquido producido. Este gas sería utilizado en el sistema de generación de NPF. La configuración utilizada permitió mantener la medición monofásica de la fase líquida, que es un requerimiento contractual y la incorporación del gas al sistema de transporte de fluidos.
PC
FT - 42
Gas desde Acumulador
Gas hacia calderos
PV-06
PC
Acumulador Gas desde
CSC
calderos Gas hacia
GAS
FT - 41 NV-12
PV-07
Proyecto Original
Gas hacia el horno el horno Gas hacia
Gas hacia quema en mechero
PV-08
en mechero Gas hacia quema
Gas desde torre de destilación
FT - 40 FQIT 3385-1
PV-40
de destilación Gas desde torre
Split range
Gas a Sistema de recuperación recuperación Gas a Sistema de
PC
Recipiente de reflujo de nafta
60
LC
P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
K-1926
F
Recipiente de Tea V-1925 PCV-3328-1
Compresor de gas
C-1067C
PC
Sep. de Gas
PV- 3328-2
FQIT 3329-1
PV-1067C
V3001
PC
Proyecto Original
PV 3344-2
Recepción producción producción Recepción
Separador de Producción V-1917 LC
PV- 3305-1
LC
LV3338-1
PC
FQIT 3306-1 PV- 3305-2
LV3357-1
PC
Recipiente de Amortiguamiento V-1918
FQIT 3385-1 LC
Split range 30Hz - 55Hz
Separador De prueba V-1901C LC
VFD LC
P-1919A/B
LV-3350-1
14" Hacia NPF
FQIT-3301-4 FQIT-3342-1
LV3313-1
Hacia NPF 14"
P-1919C/D
LV3302-1
Una vez que el proyecto entró en operación, se logró la recuperación efectiva del gas que hasta el momento se quemaba en la tea. El gas recuperado ingresó al sistema de tratamiento de NPF lo que permitió reducir la emisión de gases de efecto invernadero. La metodología de cálculo de reducción de emisiones fue auditada por Lloyd’s Register Quality Assurance; se certificaron 15.000 ton de CO2 atribuibles a la recuperación de gas residual de la planta topping y 7.000 ton de CO2 atribuibles a la recuperación del gas de Tivacuno. Uno de los puntos a destacar sobre la ejecución de este proyecto, es que las simulaciones de proceso, el estudio de aseguramiento de flujo, la
definición del diagrama de flujo de proceso y la selección de equipos mayores fue realizada íntegramente por el equipo de ingeniería del departamento de Instalaciones de Superficie (ISUP) de Repsol Ecuador. Las figuras 1 y 2 muestran gráficamente los resultados de recuperación de gas obtenidos con la implementación del proyecto. Las actividades de producción de los Bloques 16 y 67 (Tivacuno), operados por Repsol Ecuador S.A., dependen del sistema térmico de generación eléctrica basado en máquinas que queman combustibles fósiles (gas, petróleo y diésel). El petróleo y gas utilizados en la generación eléctrica se obtienen de la producción de
NPF Gas - Daily flows 1000
1400
900
GAS
Tivacuno Gas - Daily flows
1600
800
1200
700
1000 Mscfd
Mscfd
600
800 600
500 400 300
400
200
200
100
0
dic-09 abr-10 ago-10 dic-10 abr-11 ago-11 dic-11 abr-12 jul-12 nov-12 mar-13 jul-13 nov-13
Gas Consumption
Figura 1: Flujo de gas en NPF. P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017
Flared Gas
0
oct-12
dic-12
ene-13
abr-13
may-13
Recovered gas
jul-13
sep-13
nov-13
Flared gas
Figura 2: Flujo de gas desde Tivacuno. 61
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se debía reemplazar la generación perdida con un incremento de generación a diésel. En promedio se requiere 1MW-día para producir aproximadamente 10.000 barriles de fluido (mezcla agua/petróleo) o su equivalente, 400 barriles de petróleo deshidratado. La producción de 1MW-día de electricidad requiere el consumo aproximado de 50 barriles de diésel o 250 Mscf; con el gas recuperado en este proyecto se obtuvieron aproximadamente 1.8MW-día adicionales en los generadores a gas. La generación adicional de energía eléctrica permitiría el levantantamiento de aproximadamente 18.000 barriles de fluido diario o su equivalente, 720 barriles diarios de crudo deshidratado. La generación adicional a gas permite desplazar 1.8MW-día de generación a diésel durante las actividades de mantenimiento de los motores de generación que usan petróleo, de esta manera se reduce el impacto de las actividades de mantenimiento sobre la calidad de la mezcla transportada a través del oleoducto. El éxito del modelo de proceso implementado en Tivacuno demostró que la recuperación y uso de gas asociado impacta de manera positiva en la reducción de emisiones y costos de operación, aun cuando la cantidad de gas recuperada pudiera parecer marginal, en nuestro caso, un promedio de 450 Mscfd (miles de pies cúbicos estándar por día).
GAS
los Bloque 16 y 67. El diésel requerido para las turbinas es extraído en la planta de destilación atmosférica, misma que usa como alimentación parte de la producción de petróleo y genera un crudo reducido de alta viscosidad que se mezcla con la producción remanente, la mezcla total es enviada hasta la Estación Amazonas de OCP a través de 200 km de oleoducto operado por Repsol Ecuador. El sistema de generación eléctrica se gestiona para minimizar el consumo de diésel, con el objetivo principal de reducir el efecto negativo que genera el crudo reducido de alta viscosidad sobre el transporte a través del oleoducto; de acuerdo a los análisis de aseguramiento de flujo realizado por el departamento de Instalaciones de Superficie de Repsol Ecuador, la máxima viscosidad que podría manejar el sistema de transporte es 190cP@180 °F; en consecuencia, la viscosidad de la mezcla a ser transportada a través del oleoducto limita la cantidad de crudo reducido que podría mezclarse con la producción de petróleo; esto, supone un límite máximo en la cantidad de energía que puede generarse con diésel e indirectamente un límite para la producción. La limitación de la producción se evidenciaba principalmente durante las actividades de mantenimiento de los motores de generación que utilizan petróleo; para minimizar la pérdida de producción durante la ejecución de las actividades de mantenimiento,
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P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 017