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

No. 008 - MARZO 2016

ISSN 1 390 - 8 81 2

2 000 ejemplares

CIFRAS

Precio del petróleo sin norte

gestoreS

Análisis de la función del Área de Data Management en la industria petrolera

GEOLOGÍA Y GEOFíSICA

Modelo estratigráfico de la arenisca U en el campo Sacha

LA REFINERÍA

DE ESMERALDAS ya cambió

En reconocimiento al éxito obtenido en la rehabilitación de la Refinería Estatal Esmeraldas

Servicios: • Limpieza química y mecánica de equipos • Aislamiento Térmico • Pintura de alta y baja temperatura • Fireproofing • Brandeo

Centro Ejecutivo Espacia Of. 211 - Av. Interoceánica Km. 10,5 - Cumbayá Teléfonos: 204 2136 / 289 3357 / 602 4499 E-mail: biocentric@biocentricsol.com

EDITORIAL

La variación del precio del petróleo Tras el desplome de casi 20 meses del 65% del precio del crudo, la situación en el mercado se vuelve más compleja. La pregunta clave es ¿cómo evolucionará el sector en 2016? Para los expertos en el área, los precios podrían recuperarse un poco el próximo año, pero a corto plazo las noticias no son muy alentadoras. El mercado del crudo se halla inmerso en un desequilibrio enorme causado por la sobreproducción a nivel mundial, que sigue creciendo. No obstante, no hay que olvidar que otros muchos factores influyen en esta compleja situación y podrían contribuir a revertirla. La negativa de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) a reducir su cuota de producción del crudo pese al desplome de los precios, es uno de los factores clave que explican el estado actual del sector. En esta nueva edición de la revista PGE PETRÓLEO&GAS, Ernesto Grijalva, Director Ejecutivo de la AIHE, responde varias inquietudes sobre la oferta y la demanda del crudo, la capacidad de refinación en el mundo y las medidas que se deberían tomar en el país para palear la situación. Una de las medidas favorables, sería el incremento de producción por parte de Petroamazonas EP que pasó de los 340 mil barriles por día, registrados en enero, a 360 mil barriles de petróleo diarios, en la actualidad. En esta edición también le presentamos la importancia del concepto de administración de los Datos, Información y Conocimiento como un nuevo factor de producción y activo corporativo, así como las cifras más relevantes del sector hidrocarburífero. Ponemos a su disposición este y otros temas de interés.

Contenido

6 Precio del petróleo sin norte intercambio de información 8 El técnica, el reto de la SPE - Ecuador

10 16

Análisis de la función del Área de Data Management en la industria petrolera Reportes: Taladros de perforación y mantenimiento

Nueva tecnología en perfilaje para zonas de bajo potencial aplicado en arenisca M2, Campo Edén Yuturi

Reducción de costos y diluciones en el proceso de floculamiento selectivo en el campo AUCA

Sistema ZEiTECS Shuttle™ para instalar equipos electrosumergibles sin una torre

39 La Refinería Esmeraldas ya cambió

20 Estadísticas

Plataforma Remota Batata2:

43 Desarrollo sostenible en un área

24 Modelo estratigráfico de la

arenisca U en el campo Sacha

sensible de la Cuenca Amazónica

Revista PGE Petróleo & Gas

Consejo Editorial: Ing. José Luis Ziritt, director de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador e Ing. Ernesto Grijalva, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE). Coordinación General y supervisión: Editorial Taquina - Saraswati Rivadeneira Dirección: Nancy V. Jarrín Coordinación: Pamela Quilca - Mayra Revelo Redacción y Edición: Nancy V. Jarrín Corrección de estilo: Daniela Arias

Diseño: Alexis Oña / Cinthya Cisneros Fotografía: Shutterstock Images, Gerencia de Refinación de EP Petroecuador, Baker Hughes. Colaboradores de esta edición: Ing. Javier Goyes, Ing. Ramón Correa, Ing. Ernesto Grijalva Haro, Ing. Jorge Rosas, Ing. Pierre Kummert, Ing. Jorge Roldán, Ing. Nelson Xavier Ramírez, Ing. Juan Minchala, Ing. Sergio Costa, Ing. Kléver Maiquiza, Ing. Mario Serrano, Ing. Alejandro Bastidas, Ing. José Enríquez, Ing. Rodrigo Vidal, Ing. Diego Tapia, Ing. Fernando L. Benalcázar e Ing. Sebastián Valdivieso.

Nota editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio. Imprenta: Don Bosco Tiraje: 2000 Número: 008 - marzo 2016 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS O

OPINIÓN

PUBLICITARIO

INFORMATIVO

ENTRETENIMIENTO F

FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURAL

DEPORTIVO

propaganda

CIFRAS

Precio del petróleo sin norte Autor: Ernesto Grijalva H. PRODUCCIÓN ESTIMADA PAÍSES OPEP: 31,84 MILLONES DE BARRILES DE PETRÓLEO POR DÍA Indonesia, 0.69

Algeria, 1.11 Ecuador, 0.55

Emiratos Árabes Unidos, 2.86

Venezuela, 2.37

Angola, 1.74 Irán, 2.84

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

Iraq, 3.93 Arabia Saudita, 10.11 Kuwait, 2.73

Libia, 0.40

¿El precio del petróleo es un enigma? Si. En la actualidad es difícil conocer e interpretar hacia dónde irá el precio del petróleo. Usualmente las variables que intervenían en el valor de los crudos además de los desajustes entre la oferta y la demanda, era la capacidad de refinación instalada, especulaciones financieras y algunos problemas geopolíticos. Hoy, además tenemos una guerra por captar los mercados en la cual los países bajan su precio de venta hasta en $4 el barril para recuperar mercados perdidos y la sobreproducción en la OPEP (regreso a la producción de Argelia y Libia). A ello se suma el incremento de la producción de Rusia y la expansión del fracturamiento (Eagle Ford en Texas, Bakken en Dakota y la Cuenca Pérmica Oeste de Texas y Nuevo México) en los Estados Unidos. A este desequilibrio en los precios del petróleo han contribuido el decrecimiento de la demanda de China, Japón e India y la recesión en Europa. Todas estas particularidades dificultan predecir dónde se ubicarán los precios del petróleo. Lo que sí está claro es que de no haber cambios, el precio no se recuperará. ¿Qué pasa con la oferta y la demanda? La oferta de los países afiliados a la OPEP bordea los 32 millones de barriles, mientras que la producción de países no OPEP se encuentra en alrededor de los 63 millones de barriles por día.

Nigeria , 1.85

Qatar, 0.67

Figura 1 Fuente: Monthly Oil Market Report, OPEC

PRODUCCIÓN ESTIMADA PAÍSES NO OPEP: 63,1 MILLONES DE BARRILES DE PETRÓLEO POR DÍA Canadá, 4.4 México, 2.6 Otros, 17.5

Estados Unidos, 13.9

Omán, 1.0

China, 4.4

Brasil, 3.0 Colombia, 1.0

Rusia, 10.8

Noruega, 1.9 Reino Unido, 1.0 Kazakhstan, 1.6

Figura 2 Fuente: Monthly Oil Market Report, OPEC

La oferta mundial alcanza los 94,94 millones de barriles de petróleo, por día. Mientras que la demanda mundial bordea los 92,9 millones de barriles de petróleo. Como resultado, existe una sobreoferta de más de 2 millones de barriles de petróleo por día.

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O F

CIFRAS Distribución de la demanda mundial

los Estados Unidos existe un exceso de capacidad para la demanda mundial de productos que sobrepasa el 15%.

México y Canadá, 4.7 Otros Europa, 0.7

¿Hubo situaciones parecidas en el pasado, en el Ecuador? Entre los años 1986 hasta el 2002 los precios del petróleo se mantuvieron parecidos a los actuales. Por eso es necesario y recomendable tomar algunas decisiones en el Ecuador y así suplir la falta de ingresos para el erario nacional (figura 4).

China, 10.8

Ex Unión Soviética, 4.6

Estados Unidos, 19.8 América Latina, 6.6

Europa, 13.6

Países En Desarrollo, 24.0

Asia, 8.1

Figura 3 Fuente: Monthly Oil Market Report, OPEC

¿Cuál es la capacidad de refinación en el mundo? En el mundo existen alrededor de 700 refinerías, de las cuales el 21,9% se ubican en los Estados Unidos, China y Japón. Desde el 2010 están en proceso de construcción aproximadamente unas 15 refinerías en su mayoría en Asia Pacífico y Medio Oriente, cuyos incrementos representan más del 30% del total de la capacidad global. Además de las ampliaciones (up grade) de las refinerías en

¿Qué se debe hacer para AUMENTAR los ingresos petroleros EN EL ECUADOR? Lo aconsejable sería retirar el subsidio a los combustibles y fijar precios iguales a los de los países vecinos en los tres productos: gasolinas, diésel y GLP utilizando la misma fórmula que se aplicó para quitar los subsidios al combustible aéreo o industrial. Esto es ponderar los costos de lo importado y lo producido, pero equiparar al precio de los vecinos si este cálculo es menor. Exceptuando el GLP para uso doméstico, que lo recomendable es subsidiarlo pero focalizado. Sin duda, otro elemento que incrementará los ingresos petroleros es elevar la producción y bajar los costos de extracción manteniendo inversiones.

Precio de Petróleo Dólares por Barril (1972 - 2015) 140 120 100 80 60 40

CRUDO ORIENTE

CRUDO NAPO

WTI

2014 2015

2012

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

BRENT

Figura 4 Fuente: EP Petroecuador, BP Statiscal Review of World Energy y EIA Energy Information Administration (EIA)

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GESTORES

El intercambio de información técnica, el reto de la SPE Capítulo Ecuador Autor: Ramón Correa

L Ramón Correa. Presidente de la Sección SPE Capítulo Ecuador (2016 - 2017).

a Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) fundada hace 59 años, conformada por más de 143 mil miembros localizados en 147 países, desarrolló más de 160 eventos entre conferencias, exhibiciones, talleres y foros en 2015. Su trabajo se basa en la donación voluntaria de tiempo y talento de los miembros de la SPE, que se convierten en el recurso más importante para el éxito histórico y futuro de la sociedad. Sus miembros son profesionales (no necesariamente ingenieros de petróleos) cuyo trabajo tiene relación con la industria de los hidrocarburos. SPE Capítulo Ecuador tiene como principal objetivo continuar con la exitosa labor que ha desempeñado y que tuvo como evento más destacado la organización por primera vez en Ecuador de “La Conferencia de Ingeniería del Petróleo para Latinoamérica y del Caribe en el año 2015” (LACPEC). La acción del nuevo comité, elegido para un período de dos años, se fundamenta en el aporte de un Comité Técnico de primer nivel conformado por la mayoría de las compañías operadoras y de servicios y un Comité de Honor que lo integran autoridades del sector hidrocarburífero, los gerentes de compañías operadoras, de servicios y de consorcios, así como expertos de nuestra industria. Además, la Sección SPE Ecuador cuenta con la activa participación y soporte de los capítulos estudiantiles de las facultades de Ingeniería de Petróleo de las universidades del país. La razón de ser de la SPE o la actividad que justifica su existencia más conocida como Misión, es la siguiente: “Recolectar, difundir e intercambiar conocimiento técnico concerniente a la exploración, desarrollo y producción de recursos de petróleo, gas y tecnologías relacionadas para beneficio de la comunidad. Además de promover oportunidades a los profesionales del área para que mejoren sus competencias técnicas y profesionales”.

La proyección hacia el futuro de cómo SPE visualiza su actividad a largo plazo, conocida como Visión se resume a continuación: “Continuar siendo una organización de excelencia, que brinde a sus asociados la oportunidad de acceder a una educación continua de la más alta calidad, que redunde en beneficio de un crecimiento personal y profesional”. La Visión descrita, es más que nunca oportuna considerando la realidad actual, donde el precio del petróleo está fuertemente dominado por escenarios especulativos de corto plazo. Sabemos que la industria no puede influenciar estos precios, pero si puede desarrollar planes para adaptar sus actividades optimizando producción y controlando sus costos. La tecnología ha tenido como primer objetivo la optimización de producción, pero en escenarios como éste, su rol debe focalizarse más en la optimización de costos. El cambio de enfoque debe darse tomando como ejemplo la industria de manufactura, donde el costo unitario generalmente se reduce con el incremento de producción. Tomando en cuenta este desafío el SPE capítulo Ecuador propone un plan de trabajo (20162017) basado en los siguientes puntos: • SPE Ecuador coordinará con compañías operadoras y de servicios de reuniones técnicas bimensuales a través de las cuales, se compartan trabajos técnicos exitosos en optimización de producción y costos aplicables a la realidad de la industria petrolera nacional. • Programa de Distinguished Lecturer. Cada año, la SPE Internacional elige un grupo de 30 expertos mundiales para disertar y compartir su conocimiento con los miembros de la SPE, visitando a las distintas secciones alrededor del mundo. Más de 450 presentaciones son ofrecidas anualmente y cada sección recibe hasta tres charlas por año.

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GESTORES

Para el período 2016 - 2017 SPE Ecuador ha seleccionado entre los temas técnicos propuestos, los más aplicables a la realidad de la industria local. • La planificación y realización en el Ecuador de un segundo Workshop de Recuperación Mejorada en 2017 (EOR2017). Nuestro primer evento en Manta tuvo una gran acogida en la industria y la idea es “patentar” la realización de este evento en el Ecuador cada dos años. • Participación activa con dos delegados en el comité de entrenamiento de la SPE internacional para América del Sur y el Caribe (SAC). Este comité tiene como objetivo principal la creación de un programa sostenible y conti-

nuo de entrenamiento práctico, focalizado en las necesidades de la región. • El fortalecimiento del apoyo a los capítulos estudiantiles y la relación con las universidades. Aprovecho la oportunidad para invitar a nuestros colegas a actualizar sus membresías o a unirse a la SPE. El ser miembro activo nos da la ventaja de mantenernos informados de las últimas tecnologías, a través de la revista mensual JPT, el acceso a la librería de papers técnicos más importante de la industria One Petro y los descuentos para conferencias, eventos y entrenamiento dictados a nivel mundial. http://www.spe.org/join/ “La inversión en conocimiento siempre paga el mejor interés” - Benjamin Franklin.

CAPACITACIÓN Y EVENTOS Bridging the Gap between Drilling and Completions: Challenges and Solutions in Horizontal Wells

Facilitador: Mary Van Domelen De Continental Resources Organiza: SPE Distiguished Lecturer Auspicia: Sertecpet Lugar y fecha: Quito, 14 de marzo de 2016 Información: presidencia@apdproyectos.com

Impacto inmediato en intervenciones de pozos: convertir los retos en oportunidades

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Auspicia: Halliburton Lugar y fecha: Quito, 31 de marzo de 2016 Información: aihe@aihe.org.ec

Gerencia profesional de activos no productivos

Facilitador: Mauro Hoyer Organiza: Círculo de Expertos AIHE Auspicia: Vindustriales S.A. Lugar y fecha: Quito, 7 de abril de 2016 Información: aihe@aihe.org.ec

El error humano y estrategias para evitar la violación de las normas y procedimientos en las empresas

Facilitador: Ronald Manosalvas Organiza: Círculo de Expertos AIHE Auspicia: Tecpetrol Lugar y fecha: Quito, 28 de abril de 2016 Información: aihe@aihe.org.ec

Aplicación de un trazador químico para validar un modelo de simulación numérico de yacimiento, un caso histórico.

Facilitador: Andres Gaibor Organiza: Círculo de Expertos AIHE Auspicia: Repsol Lugar y fecha: Quito, 26 de mayo de 2016 Información: aihe@aihe.org.ec

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GESTORES

Análisis de la función del Área de Data Management en la industria petrolera Autor: Javier Goyes, Petroamazonas EP

L Javier Goyes. Ingeniero Informático y Magíster en Gestión Informática Empresarial por la Universidad Central del Ecuador. Cuenta además con una Especialidad en la Industria de Oil&Gas por Aden Business School. Con 10 años de experiencia en el sector, ha desarrollado Proyectos para Administración de Datos e Información de la Industria Petrolera. Actualmente, desempeña el cargo de Coordinador del Área de Gerenciamiento de Datos en Petroamazonas EP.

a aparición y creciente importancia del concepto de administración de los Datos, Información y Conocimiento como un nuevo factor de producción y activo corporativo, hace que el desarrollo de tecnologías, metodologías, mejores prácticas y estrategias para su adquisición, creación, procesamiento, medición, y difusión se convierta en una de las principales prioridades de las organizaciones petroleras en la sociedad del conocimiento actual. PROBLEMÁTICA ACTUAL El acceso rápido, ágil y fácil a la información representa un problema si no se dispone de estándares, mejores prácticas y procedimientos adecuados para el ingreso, procesamiento y generación del Dato, la Información y el Conocimiento, sistemas informáticos con bases de datos asociadas de forma centralizada, un seguimiento, aseguramiento y control de calidad adecuado y permanente de la información e indicadores de gestión, que permitan medir el nivel de madurez de la empresa en términos de administración de Datos. Para la industria petrolera no es un secreto el costo millonario en dólares, que tiene una campaña de adquisición de información sís-

mica; tampoco lo cuantioso que es adquirir información del subsuelo en la perforación de un pozo (figura 1). LA TEORÍA Data Management es una disciplina, derivada en los últimos años de la función natural de TI (Tecnologías de la Información) en las organizaciones. Por lo anterior, surge en las últimas dos décadas la disciplina de Data Management que se preocupa, principalmente, por la administración de las diferentes manifestaciones de Datos, Información o Conocimiento. Es un hecho que estamos viviendo en la era de la información, donde las organizaciones deben tratar esta variable del negocio como elemento diferenciador y sobre todo de variable clave para la supervivencia de los negocios. “La función del Área de Data Management en una organización es convertir los Datos, la Información y el Conocimiento en activo organizacional y administrarlo como tal”. (figura 2) CICLO VITAL DEL DATO, INFORMACIÓN Y CONOCIMIENTO En las organizaciones basadas en información como lo es una empresa petrolera, es impor-

Inversión Sísmica y Geológica en Petroamazonas EP 90.000,000.00 80.000,000.00 70.000,000.00 60.000,000.00

Desde 2008, Petroamazonas EP invirtió aproximadamente $238’700.000,00 en exploración sísmica y geológica de nuevos pozos petroleros en la Amazonía y Litoral ecuatoriano.

50.000,000.00 40.000,000.00 30.000,000.00

Figura 1. Inversión sísmica y geológica en pozos exploratorios en el Ecuador

20.000,000.00 10.000,000.00 0.00

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

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GESTORES

Figura 2. Vista 3D de un horizonte sísmico bajo el subsuelo

tante entender el ciclo de vida de los datos y la información y cómo se interrelacionan con el negocio, la tecnología y con los expertos. En la figura 3 se observan algunos aspectos fundamentales: • El negocio realmente no requiere la tecnología por tecnología. Requiere tener información y la tecnología se puede apoyar en ese suministro. La verdadera razón de ser de la tecnología informática son los Datos, la Información y el Conocimiento. • El negocio si bien requiere de los expertos, lo que realmente usa y le interesa de ellos es la información y su conocimiento. Luego, lo que articula y cohesiona el negocio con los expertos es el conocimiento. Bajo este esquema se evidencia el hecho que podemos tener mucha inversión en tecnología, pero baja calidad de información. HABILIDADES PARA REALIZAR LA FUNCIÓN DE DATA MANAGEMENT Las habilidades del equipo de Data Management son integrales en su perfil. Deben tener claros los objetivos del negocio y los procesos de la cadena de valor de la Industria del Petróleo y Gas. Solo así se podrán determinar las prioridades que tienen los diferentes tipos de datos y de información, que se generan y se usan en la industria. Obviamente deberán existir especialistas en los principales procesos del negocio, pero como requisito básico deberán tener la integralidad mencionada (figura 4).

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Ciclo vital de la Data, información y Conocimiento Negocio Apoya la generación, organización y uso de la información y conocimiento

Define el tipo de tecnología requerida

Basados en información y conocimiento se toman decisiones

Data, información y conocimiento

Generan información y conocimiento

Data, información y conocimiento son usados

Tecnología Informática

Expertos Tecnología y expertos interactúan para generar y usar información

Figura 3. Ciclo Vital de la Data, Información y Conocimiento

PROPUESTA DE UN MODELO EVOLUTIVO PARA LA ADMINISTRACIÓN DE DATOS, INFORMACIÓN Y CONOCIMIENTO TÉCNICO EN LA INDUSTRIA PETROLERA Las empresas petroleras, por lo general, han realizado excelentes esfuerzos en la incorporación de tecnología informática brindándoles a los expertos de los diferentes procesos, software y hardware de alto valor, para el manejo de los datos y la información. Sin embargo, se adolece de prácticas y procedimientos que garanticen calidad en la información y tampoco se han realizado esfuerzos importantes en materia de integración. En este sentido se deben hacer esfuerzos adicionales para pasar a estadios de maduración en la gestión de la información y donde las empresas petroleras concentren sus esfuerzos

GESTORES

Función de Data Management data management habilidades

Tecnología Informática

Negocio

Figura 4. Habilidades de la función de Data Management

• Entendimiento del negocio • Entendimiento de los procesos del Negocio • Claridad sobre ciclo de vida de información petrolera

• Conocimiento de tecnología informática • Tecnología como apoyo al manejo de la información

en los próximos años, a partir del uso de un modelo que le permita ir “evolucionando” en términos de madurez en la administración de sus Datos, Información y Conocimiento (figura 5). Si actualmente una empresa está situada en un estado de estructuración de la información, debe hacer esfuerzos importantes para pasar a su integración y los procesos a través de ella. Otro elemento importante en la evolución es la conciencia respecto de la importancia de la información y la constitución del equipo de “Data Management”, que brindará la posibilidad de tener un ente director y guiador en la organización sobre la administración del Dato, Información y el Conocimiento.

Expertos

Información

• Compresión de las necesidades de los expertos, en materia de información • Apoyo a expertos quienes generan y usan información • Apoyo a quienes usan la tecnología informática

• Expertos en administrar información • Asesores en calidad de información • Asesores de la seguridad de la información

ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL En Petroamazonas EP el equipo de Data Management o Gerenciamiento de Datos reporta sus actividades a la Gerencia Nacional de Operaciones. En la estructura organizacional que se muestra en la figura 6, se toma en cuenta los principales procesos de negocio de la cadena de valor de la Industria de Oil & Gas en lo que respecta al upstream y la división zonal de la compañía para actividades de soporte en el distrito amazónico y Litoral: Zonas Centro, Este y Oeste. MEDICIÓN DE RESULTADOS Usando las mejores prácticas del PMI (Project Management Institute), el área de Data Mana-

MODELO EVOLUTIVO GERENCIAMIENTO DEL DATO Negocio Sostenido en Información • Información como activo corporativo • Información como ventaja competitiva Decisiones basadas en información • Calidad de información para los procesos • Corporación bien informada Análisis de la información • Colección histórica de informes • Correlación de información • Proyecciones basadas en información Integración información - procesos • Procesos integrados • Tecnología integrada

Figura 5. Modelo evolutivo para la gestión de un Área de Data Management

Estructuración información • Completitud • Estandarización • Calidad • Procedimientos

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GESTORES

Gerente Nacional de Operaciones Asistente Administrativa Coordinador de Gerenciamiento de Datos

Analista de Datos Perforación y Producción Campo Zona Norte

Administrador de Datos Geología y Geofísica

RESERVORIOS

Analista de Datos Geología y Geofísica

50.0%

86.0%

PRODUCCIÓN

Analista de Datos Perforación y Producción Campo Zona Centro

PERFORACIÓN

Administrador de Datos Perforación

Analista de Datos 75.0% Perforación

Administrador de Datos Producción

Analista de Datos 85.3% Producción

DATA MANAGEMENT

Analista de Datos Perforación y ARCHIVO TÉCNICO Producción Campo 0.00% Zona Oeste

28.6%

Administrador de 40.00% 20.00% Datos Reservorios

gement realiza un proceso de mejora continua en la generación del catálogo, selección, seguimiento, monitoreo y control de proyectos relacionados con la administración del dato y la información técnica de operaciones, con la finalidad de ejecutarlos con eficacia y ARCHIVO TÉCNICO eficiencia (figura 7). PERFORACIÓN Las actividades de soporte diario que nuestro personal de Quito PRODUCCIÓNy campo entrega al usuario de Operaciones, a la Gerencia GeRESERVORIOS neral, Entidades de Regulación y Control, Mi-

60.00%

Analista 80.00% de Datos 100.00% Reservorios

50.0%

RESERVORIOS

86.0%

PRODUCCIÓN

75.0%

PERFORACIÓN

100.0%

GEOSCIENCIA

85.3%

DATA MANAGEMENT

ARCHIVO TÉCNICO

28.6%

0.00%

0.0%

30.0%

40.0%

80.00%

100.00%

50.0%

60.0%

70.0%

120.00%

80.0%

ARCHIVO TÉCNICO 86.0%

PRODUCCIÓN 100.0%

GEOSCIENCIA

66.5% 64.3%

RESERVORIOS

85.3%

DATA MANAGEMENT

74.0%

68.2%

PERFORACIÓN

75.0%

PERFORACIÓN

61.3%

DATA MANAGEMENT

28.6%

GEOSCIENCIA

40.00%

60.00%

Métrica de Eficiencia: áreas de Data management

19.6% 20.0%

10.0%

PRODUCCIÓN

20.00%

40.00%

20.00%

61.3%

50.0%

0.00%

120.00%

nisterio del ramo y en general cualquier persona natural o jurídica que requiera nuestro servicio, se basan en las mejores prácticas de ITIL (Infraestructura de Tecnologías de la Información) para que la atención y soporte al usuario sean entregados con la mayor genera74.0% ción del valor y por ende alineado a la estrate68.2% gia y valores corporativos. Con la finalidad 66.5% de realizar una medición y mejora continua de los objetivos del Área de Data 64.3% Management, se incorporó en los últimos cuatro

DATA MANAGEMENT

Métrica de Eficacia: GEOSCIENCIA áreas de Data management

ARCHIVO TÉCNICO

Asistente de Archivo Técnico

100.0%

GEOSCIENCIA

RESERVORIOS

Figura 6. Estructura organizacional del Área de Data Management

Asistente Administrativa de Archivo Técnico

60.00%

80.00%

100.00%

120.00%

19.6% 0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

Indicador de Gestión por áreas en Data management 80.00% 70.89%

70.00% 60.00%

70.95%

58.55%

55.82% 51.76%

50.00% ARCHIVO TÉCNICO

PERFORACIÓN

40.00%

74.0%

30.00%

68.2%

80.00%

20.00% PRODUCCIÓN

66.5%

10.00% RESERVORIOS

0.00

DATA MANAGEMENT

GEOSCIENCIA

64.3%

10.0%

20.0%

70.89%

70.00% 60.00%

DATA MANAGEMENT 61.3%

70.95%

74.29%

55.82% 51.76%

50.00%

ARCHIVO TÉCNICO

GEOCIENCIA

PERFORACIÓN

40.00%

PRODUCCIÓN

RESERVORIOS

Figura 7. Métrica de eficacia & eficiencia e Indicador de gestión en58.55% el Área de Data Management, 2016

30.00%

19.6% 0.0%

74.29%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

20.00% 80.0% 10.00%

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0.00

13 ARCHIVO TÉCNICO

DATA MANAGEMENT

GEOCIENCIA

PERFORACIÓN

PRODUCCIÓN

RESERVORIOS

GESTORES años un indicador que forma parte del Cuadro de Mando Integral (Balanced Score Card), de la Gerencia Nacional de Operaciones que de acuerdo al primer nivel del modelo evolutivo propuesto, tiene relación con la completitud del dato. El indicador se denomina “Evolución de la Gestión del Dato en Operaciones” y relaciona porcentualmente la cantidad de variables de los procesos de la cadena de valor del upstream, necesarias para la operación con el número de estas variables almacenadas en la base de datos corporativa de Petroamazonas EP (figura 8). CONCLUSIONES • Mantener un balance entre la inversión en tecnología y la calidad de Información. Figura 8. Balanced Score Card - Evolución de la gestión del dato en operaciones

• El portafolio de proyectos del Área de Data Management debe estar alineado a la estrategia corporativa: a su visión, misión, objetivos y valores. • Los integrantes del equipo Data Management deberán tener claros los procesos en el negocio, sólo así se podrán determinar las prioridades que tienen los diferentes tipos de datos e información que se generan y se usan en la industria petrolera. • El Área de Data Management para cumplir con sus objetivos debe apoyarse en las mejores prácticas y estándares de la industria como: ITIL, COBIT, PMI, Frameworks de desarrollo como: SCRUM, MSF, Modelos de Datos PPDM, POSC, Metodología FEL, etc.

MEDICIÓN DE RESULTADOS

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REPORTES

Torres perforando en el Ecuador Marzo 1, 2016

OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 8

CCDC

CCDC25

2000 HP

DRILLING

PETROAMAZONAS EP

TIPUTINI C002 (BLOCK 43)

SINOPEC

248

2000 HP

MOBILIZING RIG TO LOCATION

SHUSSHUFINDI 180

HILONG

2000 HP

COMPLETION & TESTING

EP PETROAMAZONAS EP

CONONACO 64D

SINOPEC

119

2000 HP

MOBILIZING FORM AUCA 151

PETROAMAZONAS EP2

AUCA SUR 025D

SINOPEC

191

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

GENTE OIL

SINGUE A 11 WIW

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

COMPLETION

ORION ENERGY

MIRA 02

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

DRILLING 16" HOLE

OPERACIONES RIO NAPO (ORN)

SACHA 461D

CCDC

200O HP

COMPLETION & TESTING

PETROAMAZONAS EP1 2

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

Torres de perforación disponibles en el Ecuador CONTRATISTA

No. RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

CCDC

CCDC036

BAOJI 2000 HP

YNOA 025

CCDC

CCDC037

ZJ70DB (2000 HP)

TAPIR NORTE

CCDC

CCDC038

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC039

1600 HP

DEMOB. FROM SANSAHUARI 24.TO CCDC LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC066

2000 HP

DEMOB. FROMAUCA M146. TO CCDC COCA BASE

CCDC

CCDC068

2000 HP

ACAL 140. RIG MAINTENANCE

CCDC

CCDC069

2000 HP

COCA. RIG MAINTENANCE

HELMERICH & PAYNE

117

MID CONTINENTAL U1220EB

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

121

IDECO E1700

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

132

OILWELL 840

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1220

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

176

2000 HP / LEE C. MOORE

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

190

2000 HP

COCA BASE

HILONG

ZJ70DB VFD 2000 HP

COCA BASE

HILONG

ZJ70D 2000 HP

ANDES PAD

HILONG

2000 HP

PAYAMINO G PAD

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

PALO AZUL B PAD

PDVSA

PDV-79

ZJ70DB 2000 HP

DEMOB. FROM RIO NAPO & PREPARRING TO MOBILIZE TO VENEZUELA

PETREX

2000 HP

COCA BASE

PETREX

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

AGIP CPF STDBY

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

COCA BASE

PETREX

5899

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

SINOPEC

127

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

128

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

129

70B

OSO A PAD

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

SUSPENDED OPERATIONS (KAMANA)

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

JIVINO

SINOPEC

183

2000 HP

SUSPENDED OPERATIONS (PAÑATURI)

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

220

2000 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report, February 1, 2016

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A R Z O 2 0 1 6

REPORTES

Torres reacondicionando en el Ecuador OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

No. RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ENAP SIPEC

MDC 18

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

STDBY WITH CREW

PETROAMAZONAS EP

SHUSHUFINDI H202

DYGOIL

CAMERON 600

W.O.

PETROAMAZONAS EP

PALO AZUL B015

GEOPETSA

UPET 550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SHIRA A001

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

YANAQUINCHA ESTE A018

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

COCA A057H

PETROTECH

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SHUSHUFINDI 187D

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP

ATACAPI F028

TRIBOILGAS

COOPER 550

W.O.

PETROAMAZONAS EP

DRAGO NORTE C023

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

LAGO AGRIO 46

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

ATACAPI C030

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

PETROAMAZONAS EP

VHR 023

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O. W.O.

PAÑACOCHA B005

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI 151D

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POR DYGOIL)

SSFD01

KING SERVICES 750HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI 113D

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

ATACAPI G017

CCDC

PETROAMAZONAS EP

ATACAPI 30

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP3

AUCA 122

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP3

AUCA 117

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP3

CHONTA SUR 3

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP

AUCA 161D

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP

ANURA 1

TUSCANY DRILLING

111

665 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP3

AUCA J110

SINOPEC

907

XJ 550

W.O.

PETROAMAZONAS EP

CULEBRA 09

GEOPETSA

LTO-550-VIN-26606

W.O.

PETROAMAZONAS EP3

AUCA 65

GEOPETSA

ZPEC 650

W.O.

ORION ENERGY

ENO 5

NABORS DRILLING SERVICES 819

CABOT 600

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 184

DYGOIL

FRANKS 600

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 32

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 305D

CCDC

650 HP

W.O.

REPSOL

DAIMI 10

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

3 3

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

Torres de reacondicionamiento disponibles en el Ecuador CONTRATISTA

No. RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

OIME 750SL

STBY. VILLANO "B"

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO "B"

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

KUPI E PAD (MAINTENANCE)

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO BASE (MAINTENANCE)

CCDC

650 HP

COCA BASE (MAINTENANCE)

ESPINEL & ASOCIADOS

EA 12

XJ 650

COCA BASE

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A R Z O 2 0 1 6

REPORTES CONTRATISTA

No. RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

COCA BASE

GEOPETSA

COOPER LTO 550

COCA BASE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE

HILONG

XJ 650

DORINE 5 PAD

HILONG

DFXK JC11/21 650HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

904

750 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

905

750 HP

EDYT 158H SUSPENDED OPERATIONS (KAMANA)

SINOPEC

932

XJ650

ITAYA B008 SUSPENDED OPERATIONS (PAÑATURI)

TRIBOILGAS

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

TRIBOILGAS

WILSON 42 B

COCA BASE

TRIBOILGAS

COOPER 550DD

COCA BASE

TRIBOILGAS

103

550 HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

PETROAMAZONAS EP (BLOQUE 1)

WILSON 42 B DD

PENINSULA STA. ELENA

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report, February 1, 2016.

Torres de perforación en el mundo AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Ene-Feb 2016 2015

240 319

108

117

106

406

188

1032

202

593

1826

406

220

1167

193

977

2014

397

145

134

2337

406

254

1337

380

1862

3578

2013

419

135

2012

423

119

125

372

246

1296

355

1761

3412

356

241

1234

365

1919

3518

2011

424

118

2010

383

291

256

1167

423

1875

3465

265

269

1094

351

1541

2009

356

2985

252

243

997

221

1086

2008

2304

384

280

252

1079

379

1878

3336

2007

355

265

241

1005

344

1767

3116

2006

324

238

228

925

470

1648

3043

2005

316

248

225

908

458

1380

2746

2004

290

230

197

836

369

1190

2395

2003

244

211

177

771

372

1032

2174

2002

214

201

171

732

266

831

1829

AÑOS

2001

262

179

157

745

342

1155

2242

2000

227

156

140

652

344

916

1913

1999

187

140

139

588

246

622

1457

1998

243

166

173

755

260

829

1843

1997

277

113

159

180

809

375

944

2128

1996

282

120

136

176

793

271

777

1841

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count January 2016. Adaptación: AIHE

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A R Z O 2 0 1 6

REPORTES

Referencia historica de nivel de torres perforando en el Ecuador AÑO

2016

2015

2014

MES

TORRES DE PERFORACIÓN

TORRES DE REACONDICIONAMIENTO

mar-16

feb-16

ene-16

dic-15

nov-15

oct-15

sept-15

ago-15

jul-15

jun-15

may-15

abr-15

mar-15

feb-15

ene-15

dic-14

nov-14

oct-14

sept-14

ago-14

jul-14

jun-14

may-14

abr-14

mar-14

feb-14

ene-14

Nivel de actividad referencial de torres perforando en el Ecuador (2012-2016) 50 45 40 35 30 25

TORRES DE PERFORACIÓN

20 15

TORRES DE REACONDICIONAMIENTO

10 5 mar -16

nov -15

ene -16

jul -15

sep -15

mar -15

may -15

nov -14

ene -15

jul -14

sep -14

mar -14

may -14

nov -13

ene -14

jul -13

sep -13

mar -13

may -13

nov -12

ene -13

jul -12

sep -12

may -12

ene -12

mar -12

* Toma como referencia el “Rig report” elaborado mensualmente por J. Rosas Fuente: Jorge Rosas, Rig Report March 1, 2016

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A R Z O 2 0 1 6

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT (1972-2015) 120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

crudo Oriente

crudo napo

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

0.00

wti (west texas intermediate)

brent

Fuente: EP Petroecuador, BP Statistical Review of World Energy y EIA Energy Information Administration

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO POR EMPRESA (PROMEDIO DIARIO) 1 200 000

1 000 000

800 000

600 000

total nacional

400 000

subtotal cías privadas subtotal cías estatales

200 000

feb-16

dic-15

ene-16

nov-15

oct-15

sep-15

jul-15

ago-15

jun-15

abr-15

may-15

mar-15

feb-15

dic-14

ene-15

oct-14

nov-14

sep-14

jul-14

ago-14

jun-14

abr-14

may-14

feb-14

mar-14

Fuente: ARCH

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A R Z O 2 0 1 6

76 000 75 000 74 000 73 000 72 000 71 000 70 000 69 000 68 000 67 000

18 000 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0

34 000

33 000

32 000

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A R Z O 2 0 1 6 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16

jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16

OPERACIONES RÍO NAPO CEM

agip oil

ANDES PETROLEUM

36 000

3 500

35 000

3 000

31 000

500

30 000

jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16

375 000 370 000 365 000 360 000 355 000 350 000 345 000 340 000 335 000 330 000

jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16

PETROAMAZONAS EP

jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO campo puma s.a. (consorcio pegaso)

1 200

1 000 800

600

400

200

gente oil ecuador

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

orion energy ocanopb s.a.

1 800 1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400 200 0

orionoil er s.a.

2 500

2 000

1 500

1 000

Fuente: ARCH

1 500

4 000

3 000

2 000

1 600

22 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16

jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16

2 000

jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16

2 500

jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16

CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

4 000 14 000

3 500 12 000

3 000

10 000

1 000 4 000

500 2 000

0 0

CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA

7 000 40 000

6 000 35 000

5 000 30 000

1 000 5 000

0 0

PACIFPETROL

1 400 14 000

1 200 13 500

1 000 13 000

800 12 500

600 12 000

400 11 500

200 11 000

0 10 500

PETROBELL

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16

ESTADÍSTICAS i

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO PETRORIENTAL (BLOQUE 14 Y 17)

8 000

6 000

REPSOL ÁREA BLOQUE 16 + TIVACUNO

25 000

20 000

15 000

10 000

ENAP - SIPEC

14 500

TECPECUADOR

Fuente: ARCH

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A R Z O 2 0 1 6

Área Técnica

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Modelo estratigráfico de la arenisca U en el campo Sacha Autor: Pierre Kummert

a arenisca U corresponde a un medio ciclo regresivo entre los pisos Cenomaniano y Turoniano, entre los máximos transgresivos de las calizas B y A. Ese ciclo se puede subdividir en otros menores, usando registros eléctricos de pozos (los datos sísmicos no tienen suficiente resolución). Límites de ciclos menores OESTE 360

OESTE 470

CALIZA A

LUTITA Sup U Superior U Inferior Lutita Basal

HST TST LST

Margas

Estratigrafía secuencial La estratigrafía secuencial se desarrolló desde la década de 1930 en los Estados Unidos con el estudio de los ciclotemas de carbón, secuencias sedimentarias cíclicas de plataformas estables controladas por variaciones eustáticas del nivel del mar. Las causas de esas variaciones eran poco entendidas en esa época, ahora se sabe que son controladas por factores tectónicos que cambian el volumen global de los océanos (esencialmente las variaciones en la tasa de expansión de las dorsales medio-oceánicas) y por factores climáticos que controlan el volumen total de agua disponible (glaciaciones y evaporación de mares cerrados). En los años 1970 la sísmica estratigráfica permitió observaciones a gran escala, que dieron lugar a la nueva nomenclatura muy detallada que se usa en los modelos actuales.

Caliza B.

Figura 1. Muestra la secuencia estratigráfica global entre las calizas B y A, cuyos topes son considerados como líneas de tiempo, en un corte Oeste - Este

El límite superior del intervalo U fue puesto en la base de la lutita transgresiva, que sucede al nivel U superior (la base de la caliza A resultó no ser una línea de tiempo, sino un contacto diagenético). Entre el tope de la caliza B y la base de la arena U hay una secuencia de margas, que se vuelve más arcillosa hacia arriba y termina en una lutita orgánica. Esa secuencia tiene un espesor casi constante en el campo y su tope puede usarse como base del intervalo U. Entre esos límites se desarrolló un modelo estratigráfico secuencial. Se nota en la figura precedente que el intervalo U no mantiene un espesor constante, eso será interpretado como el resultado de una reactivación tectónica local que coincide con la base del intervalo y se analizará su efecto sobre la distribución de las arenas.

Secuencias-tipo y modelos de facies En los métodos clásicos, se define una secuencia-tipo que contiene todas las facies del modelo, ubicadas por orden de profundidad bajo el nivel del agua (a cada facies se le da un número de orden en esa secuencia). Todas esas facies no se encuentran necesariamente en cada corte o pozo de la región estudiada. En sedimentología, se elaboran modelos de facies correspondientes a secuencias típicas de cada ambiente (canales, barras y lagunas, caracterizadas por granulometrías crecientes o decrecientes). En un sistema deposicional se pueden encontrar varios de esos modelos en diferentes sitios y en registros eléctricos, son los que permiten identificar las facies. Para construir una secuencia-tipo se tiene que usar dos o más de esos modelos y dar a las facies números de orden, que pueden ser iguales o alternados para poner cada uno en la misma escala de profundidad y completando la serie con algunas facies más profundas o super-

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GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

ficiales. La figura 2 muestra los dos modelos y la secuencia compuesta, utilizada para la arena U de Sacha. 7

6 MUDFLAT 5

6 5

4 CANAL

LU HG LO LA CS AL CA AG LC AF AC LI AB AS LS UC CB

BARRA

LAGUNA

Lutita marina Hard ground Lutita orgánica (black shale) Limolita arcillosa Caliza siderítica o piritosa Arenisca arcillosa (base de canal) Caliza o limolita cementada Arenisca gruesa de canal Limolita calcárea (bioturbada) Arenisca fina (tope de canal) Arenisca calcárea (barra) Limolita flaser o laminada Arenisca gruesa de barra Arenisca fina (duna o playa) Limolita caolínica (paleosuelo) Arcilla caolínica (underclay) Carbón

17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

clo complementario ficticio son descartados (son necesarios para el cálculo, pero no corresponden a datos reales). Se limita el desarrollo a un número de términos adecuado, escogiendo la cantidad de varianza residual que se quiere eliminar. Ese procedimiento elimina el ruido, correspondiente a eventos aleatorios aislados que siempre están presentes en una secuencia sedimentaria y que por ser aleatorios tienen una fuerte contribución de altas frecuencias, mientras el efecto de los ciclos eustáticos de baja frecuencia es conservado. Para que pozos con componentes de facies muy distintos den curvas procesadas similares, el desarrollo en serie es precedido por un tratamiento previo que reemplaza los valores absolutos por valores relativos (se representa la relación de orden entre valores en lugar de los valores mismos). La figura 3 representa la interpretación de cuatro pozos, que se intenta correlacionar. Se representan curvas con distintos números de términos en el desarrollo de Fourier, los valores altos representan regresión (si se quiere la representación clásica hay que invertir esa escala), a la izquierda se representa la litología y esa misma litología, interpretada como facies que sirvió de base para los cálculos.

185

132

100

195d

Figura 2. Modelos. Secuencia-tipo compuesta

Las facies encontradas en un pozo se interpretan como partes de esa secuencia-tipo y los números asociados a ellas componen una curva, que representa la historia de transgresión y regresión del intervalo interpretado. Esa curva es muy irregular y requiere de un procesamiento para suavizarla. Procesamiento de las curvas Para extraer ciclos de una secuencia de números de facies, se desarrolla la curva en serie de Fourier. En el caso de la arena U que representa la mitad regresiva de un ciclo completo, la escala de la secuencia-tipo ha sido invertida (se representa elevaciones sobre el nivel de lutita marina en vez de profundidades). El medio ciclo por debajo de ese nivel no es parte de los datos estudiados, se completa ese medio-ciclo por simetría (con valores negativos) para calcular los coeficientes sobre el ciclo completo. Los valores del desarrollo en serie sobre ese medio-ci-

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Figura 3. Se representan curvas con distintos números de términos en el desarrollo de Fourier

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Los puntos de inflexión de las curvas corresponden a las máximas aceleraciones en las subidas y bajadas del nivel del mar y constituyen los límites entre ciclos menores, son puntos de referencia para las correlaciones entre pozos. La interpretación de la litología, como facie se basa en el reconocimiento de los modelos de barra y canal en las arenas. Se observa apilamientos de esos modelos en los pozos que contienen abundantes arenas (el registro de GR muestra tramos de secuencias grano-crecientes y grano decrecientes) y las litologías finas se interpretan por su posición, con respecto a esos cuerpos de arena. En los pozos que atraviesan sobre todo litologías finas (no reservorio), esa interpretación se vuelve difícil porque los registros de pozos no están diseñados para interpretar ese tipo de litologías y es necesario correlacionarlos con sus vecinos para interpretarlos. Tramos de ciclos (system tracts) La interpretación moderna de la estratigrafía secuencial divide los ciclos en tramos (system tracts) separados por superficies de tiempo, que se identifican como líneas en los cortes. Esa subdivisión ayuda mucho a correlacionar correctamente los pozos en un corte.

En la figura 3, la línea de correlación en la base de los pozos (azul) puede considerarse como una BSFR, la siguiente (verde) una MRS, la siguiente (roja) una MFS, el tramo que sigue es un HST. Esos intervalos corresponden al nivel de la arena U inferior, después se da una nueva subida del nivel del mar (transgresión) seguida de una muy leve regresión (en Sacha ese nivel se llama U superior) y la serie termina con una nueva transgresión mucho más rápida. El medio ciclo de la arena U contiene pequeños ciclos secundarios, que se combinan con el ciclo principal. A partir del tope del intervalo inferior (FSST+LST), el espesor de las capas se mantiene constante, el intervalo inferior tiene un espesor muy variable (entre 0 y 60 pies) y no se pueden explicar esas fuertes variaciones como producto de erosiones sub-aéreas, sólo un mecanismo tectónico sin-sedimentario puede explicarlas. La figura 5 muestra su efecto y cómo opera.

197d

98 72

112

232d

122 80

BSFR

182

MFS

LST

81 47 42 194d

187d

C.C.

191 97

199d

128

195d

100

41 184 132

139

28 108

183

MRS

205d

TST

101

HST

37 25

196d 29

400

75 109

404d 405d

43 111 110

64 113

402d 401d

406d

403d 172d

189

209d

NIVEL DE BASE FSST TRANSGRESIÓN REGRESIÓN

BSFR

Figura 4. Relación entre la variación del nivel de base y la curva de transgresión y regresión

En la figura 4 se representa la relación entre la variación del nivel de base (nivel del mar) y la curva de transgresión y regresión, la definición de los tramos del ciclo (FSST = Falling stage system tract, LST = Lowstand system tract, TST = Transgressive system tract, HST = Highstand system tract), y de las superficies que los separan (BSFR = Superficie basal de regresión forzada, C.C. = Conformidad correlativa, MRS = superficie de máxima regresión, MFS = superficie de máxima inundación) en ambiente marino somero.

Figura 5. Mapa de espesor de columna mecanismo pull-apart

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GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

La secuencia regresiva de margas y lutitas previa a la base de la arena U, muestra una gran regularidad en todo el campo Sacha, lo que indica que el fondo del mar era una superficie plana. Si el nivel del mar bajara lo suficientemente lento, se debería observar una secuencia progradante que empieza con barras arenosas (grano-crecientes) como se observa más al este en Shushufindi. Ahí la secuencia de la arena U empieza unos 20 pies más abajo estratigraficamente y continúa con depósitos fluviátiles. Si la bajada de nivel es mayor, esa secuencia se deposita por encima del nivel de base de las olas y es removida y transportada más allá por esas, la secuencia LST puede ser ausente (by-pass). En Sacha se observan secuencias apiladas de canales en depresiones alineadas a lo largo de líneas rectas SE-NW y SW-NE y una casi ausencia de sedimentación fuera de esas depresiones. Estas son producto de una reactivación de fallas laterales SE-NW, como se indica en la figura 4, combinadas con la de fallas normales de dirección SW-NE que corresponden a la tectónica extensiva de la época jurásica (mecanismo pull-apart), ese modelo es simplificado porque cerca de la superficie esas fallas se pueden subdividir en varias fallas más pequeñas (flor negativa). Los sedimentos erosionados por las olas fueron redepositados en esas depresiones y redistribuidos por corrientes de mareas que removieron los finos, formando depósitos arenosos grano-decrecientes de canales. Esas arenas forman los reservorios de excelente calidad de la base de la arena U en Sacha, pero los cuerpos de arena están poco comunicados entre ellos, muchas veces sólo por las capas superiores de arena de menor calidad de los tramos superiores transgresivos y de alto nivel. Además, las fallas laterales que dieron origen a esos depósitos se reactivaron varias veces durante la formación de la estructura del campo, reduciendo todavía más la continuidad de los reservorios. La correlación entre las arenas del tramo LST entre depresiones, que no están intercomunicadas es difícil porque los movimientos de las distintas fallas que las generaron no estaban sincronizados. A veces alguna de esas depresiones quedaba aislada de los aportes detríticos y se depositaba una capa de caliza en vez de arena (eso se observa sobre todo en la base de la secuencia).

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Los tramos superiores (TST, HST y nivel U superior) En esos tramos se conserva el espesor de las capas y se las puede subdividir en estratos horizontales. Cada estrato corresponde a un nivel de tiempo. Se mapea la distribución de las facies en cada estrato utilizando la ley de Walther, que estipula que las facies se suceden lateralmente en el mismo orden que verticalmente en una columna litológica (un pozo). TST

HST

U superior

Figura 6. Estratos horizontales

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Se han representado en la figura 6 un estrato de 6 pies de cada uno de los tramos superiores (los colores son aproximadamente los de la secuencia-tipo). En el tramo transgresivo, se ven canales arenosos muy anchos que forman una capa casi continua, con unas pocas manchas aisladas de limos y calizas. Una parte importante de esas arenas son de baja calidad (finas, laminadas o arcillosas). En el tramo de alto nivel se nota unas bahías de arena limpia y unos canales estrechos, dentro de una planicie de limos, calizas, arcillas de inundación y hasta carbón. Hay bastantes variaciones entre estratos sucesivos y los superiores contienen menos arenas. En el nivel U superior se da una secuencia de plataforma marina con lodos limosos y calcáreos, lutitas y muy pequeñas barras de arena fina glauconítica, aisladas y que no tienen calidad de reservorio. Conclusiones La arena U es un excelente reservorio en Sacha, sobre todo en su tramo inferior, por la poca continuidad lateral de los cuerpos, se trata típicamente de trampas estratigráficas. Sólo se conoce un contacto agua-petróleo en la parte Norte del campo, el mismo del pozo Condorazo 1, en el centro se encuentra petróleo 50 pies más abajo y en el sur 100 pies más abajo. El desarrollo del campo hacia el flanco de la es-

tructura por Río Napo C.E.M. ha dado buenos resultados y puede extenderse más. Para simular ese yacimiento se sugiere utilizar una malla compuesta que corresponde a la estratigrafía del reservorio, con celdas de igual espesor en los niveles superiores (el espesor de las capas se conserva) y con celdas de espesor variable en el nivel inferior, como se indica en la figura 7. US HST TST LST

Figura 7. Malla, que muestra la estratigrafía del reservorio

Así se evitará que al poblar la malla con datos petrofísicos se interpole entre capas distintas, que no están intercomunicadas y se conseguirá un modelo estático ajustado a interpretación estratigráfica de los cuerpos de arena.

REFERENCIAS Barragan R. Christophoul F. Howard W. Baby P. Rivadeneira M. Rodas J. – Estratigrafía secuencial del cretácico de la cuenca oriente del Ecuador (IEFA IRD Petroamazonas – Quito 2014). Catuneanu O. – Principles of sequence stratigraphy (elsevier – Amsterdam 2006) Duff P.Mc. Hallam A. Walton E. – Cyclic sedimentation (Elsevier – Amsterdam 1967). Einsele G. – Sedimentary Basins, evolution, facies and sediment budget (Springer – Heidelberg 2000). Einsele G. Seilacher A. (Eds) – Cyclic and event stratification (Springer – Heidelberg 1982). Lombard A. – Séries sédimentaires, genèse – évolution (Masson – Paris 1972). Miall A.D. – Principles of sedimentary basin analysis (Springer – New York 1984)

Homewood P.W. Mauriaud P. Lafont P. – Best practices in sequence stratigraphy (Elf – Pau 1996). Krumbein W. Sloss L. – Stratigraphy and sedimentation (Freeman – San Francisco 1963). Moore R.C. – Paleoecological aspects of Kansas Pennsylvanian and Permian cyclothems (Symposium on cyclic sedimentation – Kansas Geol. Surv. Bull. 169 -1964). Schwartzacher W. – Sedimentation models and quantitative stratigraphy (Elsevier – Amsterdam 1975). Walther J. – Einleitung in die geologie als historische wissenschaft (Fischer – Jena 1894) Weller J.M. – Cyclical sedimentation of the Pennsylvanian period and its significance (Journ. Geology 38 – 1930).

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YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Nueva tecnología en perfilaje para zonas de bajo potencial, aplicado en arenisca M2; Campo Edén Yuturi Autores: Jorge Roldán y Nelson Xavier Ramírez, Halliburton Juan Minchala, Petroamazonas EP

l Campo Edén Yuturi se encuentra ubicado en la región oriental ecuatoriana. Inició su producción el 22 de octubre del 2002 con los pozos: EDYC-005 del Reservorio T con 2 800 bppd; el pozo EDYC-006 del Reservorio U Inferior, con 4 800 bppd y el pozo EDYC-008 del Reservorio U Superior, con 4 400 bppd . Los reservorios Arenisca U Superior, U Inferior y en menor cantidad M-1 y T Principal, han sido los que mayor contribución han aportado a la producción del campo. Sin embargo, desde mediados del 2006, la producción de estos reservorios han venido reduciéndose con el tiempo, por lo cual el grupo de Geociencias de Petroamazonas EP vio la necesidad de realizar más estudios en reservorios “marginados” tal como la Arenisca M2. En el sur del Campo Edén Yuturi se tomó un núcleo de corona en el pozo EDYG-170, con el objetivo de evaluar a más detalle las características del reservorio M2. Esto permitió discriminar cuerpos de areniscas con buena saturación de hidrocarburo que los registros convencionales no veían, permitiendo continuar con la campaña de perforación al sur del campo, donde se perforó el pozo EDYD-176 cuyo objetivo primario era la arenisca M2. En este pozo se decidió bajar herramientas de registros especiales. Además de los convencionales, se corrió un registro mineralógico (GEM), presiones de formación (RDT) y un registro de resistividad triaxial (Xaminer). Una mirada diferente del reservorio Esta publicación documenta la experiencia obtenida con las herramientas: mineralógica (GEM) y resistividad triaxial (Xaminer) de Ha-

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lliburton, en el pozo EDYD-176, para develar rasgos texturales de la roca en el reservorio M2, que presenta una marcada heterogeneidad que enmascara la respuesta de las curvas resistivas y nucleares, mediante métodos de perfilaje convencionales. Esto hace que zonas con presencia de hidrocarburo puedan ser mal interpretadas con presencia de agua y por tanto by-paseadas a la hora de seleccionar la zona de producción. Las diferentes unidades de roca ,que forman un reservorio, son consecuencia de su fuente de origen y de particulares condiciones de depósito. Los que determinaron su litología, textura, estructuras sedimentarias y paleontología, formando diferentes facies sedimentarias que varían en su génesis y coexisten en diferentes proporciones en un mismo reservorio. El reservorio M2 de Edén Yuturi es un reservorio, cuyo ambiente de formación (transición entre el shoreface y offshore de playa) produjo una gran heterogeneidad en el depósito de sus facies sedimentarias, con diferentes propiedades petrofísicas, que afectan las lecturas de las herramientas de registros eléctricos. De esa forma proporcionan lecturas que están afectadas debido a la influencia de elementos conductores, diferencia de densidad de matriz y tiempo de decaimiento transversal de los diferentes agregados minerales presentes en la roca (ver figura 1). Esto hace que la interpretación petrofísica convencional esté afectada y proporcione datos erróneos que pueden contribuir a bypasear zonas con potencial hidrocarburífero. Entre los parámetros petrofísicos, afectados por la mineralogía del reservorio se destacan dos:

Jorge Roldán. Ingeniero Geólogo de la Universidad Central del Ecuador. Con 16 años de experiencia en la industria del petróleo, de ellos 10 años los ha desempeñado en el área de Petrofísica. En la actualidad se desempeña como Consultor en Halliburton Ecuador.

LA RESISTIVIDAD La respuesta de las herramientas de resistividad es un promedio ponderado de varias lectu-

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Figura 1. Litofacies de la arenisca M2, pozo EDYC005. A) Arenisca glauconítica de grano medio, con estratificación cruzada, facies de shoreface superior (7243 pies). B) Intercalaciones de arenisca con riples simétricos (olas) y lutitas negras, facies de shoreface inferior (7238 pies). C) Areniscas de shoreface superior saturadas de petróleo, bioturbación de tipo ophiomorfa (7218 pies)

ras registradas, durante el viaje de la sonda a través de la zona de interés. Los valores de resistividad son lecturas de corriente que viajan de manera paralela a los estratos de los reservorios, que pueden estar afectadas por la presencia de minerales conductivos como glauconitas, pirita y láminas arcillosas con valores resistivos bajos. Una vez que entren en los ponderados, afectan la respuesta o resistividad real de la arenisca con hidrocarburo y su impacto directo sobre la saturación de los fluidos presentes en el medio poroso. Con el objeto de determinar la resistividad verdadera del reservorio libre del efecto de conductividad de minerales accesorios, Halliburton desarrolló la herramienta de resistividad triaxial Xaminer (figura 2), que emite corrientes en los tres planos X, Y y Z, que luego de su procesamiento permite obtener la resistividad verdadera de los intervalos de arenisca con hidrocarburo libre del efecto mineralógico. LA DENSIDAD DE MATRIZ La densidad de matriz es una variable que interviene en el cálculo de la porosidad, que frecuentemente se asume un valor de 2.65 gr/ cc para cuarzo en caso de no tener datos de corona variable que se utiliza para evaluar todo el reservorio.

Figura 2. Herramienta triaxial Xaminer de Halliburton

Sin embargo, esta suposición deja de ser acertada, dado a la variación de facies que está directamente relacionada a la variación de la densidad de matriz. El reto es definir el valor de densidad de matriz verdadero cuando se carece de información de núcleos, esto se lo puede solventar con el uso de la herramienta de bombardeo de neutrones de espectroscopia de Halliburton (GEM) para determinar la densidad de matriz para cada una de las facies sedimentarias. Caso de aplicación en el Pozo Edén Yuturi D-176 El pozo EDYD-176 es un pozo que alcanzó 8 290 ft MD de profundidad, en el que se adquirieron registros eléctricos convencionales (triple combo) y especiales (mineralógico y resistividad triaxial), registrándose los reservorios M2, U superior, U inferior, T superior y T inferior. Sin embargo, este artículo focalizará su análisis sólo al reservorio M2, que es muy heterogéneo, constituido de arenisca masiva con intervalos de cemento y/o nódulos, areniscas con estratificación cruzada y concreciones, intercalados con lutitas de tipo masivas, laminares, bioturbadas, limos, lutitas con niveles cementados e inclusiones de glauconita. Esta variación litológica hace que la respuesta de las curvas resistivas estén siendo afectadas. La interpretación petrofísica inicial evaluó el reservorio M2 del pozo de Edén Yuturi-176, utilizando la resistividad leída por la herramien-

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ajustada a núcleos. Esto dio como resultado 37 pies de reservorio de arenisca, de los cuales 32 pies se encontraban saturados con hidrocarburo (figura 4). La figura 4 exhibe una alta correlación entre las dos evaluaciones petrofísicas, lo que evidencia el aporte de utilizar tecnología de avanzada en la adquisición de registros eléctricos. Con los resultados de las interpretaciones de los registros especiales GEM y Xaminer, se confirmó el potencial de la Arenisca M2 esto abrió las expectativas para perforar otros pozos. Posteriormente, se perforaron pozos donde el objetivo primario era la Arenisca M2. Actualmente, el campo Edén Yuturi es objeto de optimización por parte del Consorcio Kamana, donde se intensifica la explotación del Reservorio Arenisca M2, mediante fracturamiento hidráulico. Este análisis abrió el debate técnico en el verdadero potencial del POES y reservas de un campo de petróleo en el Ecuador.

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

ta inductiva del triple combo y una densidad de matriz de arenisca de 2.65 gr/cc, arrojando como resultado un reservorio de 24 pies, de los cuales 18 pies estaban saturados con crudo. Luego se evaluó utilizando la curva de densidad de matriz leídos directamente de la herramienta mineralógica GEM, dando como resultado 33 pies de reservorio con 26 pies de saturación de petróleo y finalmente se evaluó integrando la resistividad verdadera procesada de la herramienta triaxial Xaminer. El resultado fueron 38 pies de reservorio con 36 pies de arenisca saturada con crudo. La tercera evaluación petrofísica aumentó en un 100% el espesor de la zona de pago (figura 3). Posteriormente, Petroamazonas EP adquirió el núcleo del reservorio M2 que permitió calibrar la petrofísica inicial, consiguiéndose una alta correlación entre la evaluación petrofísica con datos de registros especiales (mineralógico GEM y triaxial Xaminer) y con la petrofísica

Figura 3. Evaluación petrofísica Edén Yuturi-176 considerando: Una densidad de matriz por defecto, la densidad de matriz de la herramienta mineralógica y la resistividad triaxial

Figura 4. Comparación entre: Evaluación petrofísica generada por Halliburton con el uso de datos de las herramientas mineralógicas y triaxial

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Reducción de costos y diluciones en el proceso de floculamiento selectivo en el campo AUCA1 Autores: Sergio Costa, Klever Maiquiza y Mario Serrano, Halliburton; Alejandro Bastidas y José Enríquez, Petroamazonas EP

PERFORACIÓN

ebido a la creciente preocupación para reducir el consumo de los recursos naturales y generar más conciencia ambiental en la industria del petróleo, es necesario diseñar estrategias para aumentar la eficiencia de la perforación, con el objetivo de reducir el impacto ambiental de los procesos involucrados. Es bien conocido que la eliminación de los sólidos de perforación de manera eficiente es una operación crucial, que aumenta la eficiencia de la perforación y el éxito de toda la operación. La estrategia de floculación selectiva ayuda a aumentar la eficacia de la eliminación de sólidos perforados, especialmente las partículas más pequeñas o de tamaño coloidal, lo que resulta un aumento del rendimiento de los productos para fluidos de perforación, debido a que hay mayor disponibilidad para interactuar con la formación, que es donde se prefiere. Un alto contenido de sólidos coloidales provoca problemas de estabilidad en los recortes, tales como embolamiento de broca, baja tasa de penetración (ROP) y la pérdida de productos químicos de fluidos al adherirse la gran área de superficie de los sólidos coloidales, haciéndolos menos eficientes. También puede afectar a la capacidad de lograr la estabilidad química-formación. El proceso de floculación es selectivo porque se centra en la eliminación de los sólidos coloidales. Tiene un impacto mínimo en los polímeros, que componen los sistemas a base de agua y no impacta sobre los productos disueltos, tales como los inhibidores de arcilla. Se tiene beneficios adicionales como menor consumo de agua, reducción de las necesidades de volúmenes adicionales que deben mezclarse

para dilución y una reducción en el consumo de productos necesarios para mantenimiento de la reología, control de filtración y la inhibición. Cuando se tienen sólidos deseables para el fluido, como la barita, el proceso puede ser adaptado para recuperar estos sólidos en una etapa anterior y recuperarlos en una corriente paralela. Se han desarrollado varios estudios para la optimización en equipos y métodos de control de sólidos con el fin de mejorar el proceso. Se dispone hoy en día de matrices de evaluación con varias variables (Rengifo et al, 2005) y se han creado estudios de optimización. En otros estudios, se observó un proceso de dewatering como un enfoque real para reducir el costo y volúmenes en el tratamiento de fluido de perforación (Sinanan 2003). Sin embargo, se requería una solución personalizada para estas operaciones. Métodos y procedimientos En un equipo de perforación en el campo Auca, Ecuador, se realizó una evaluación y un análisis exhaustivo de los equipos disponibles de control de sólidos. El sistema de control de sólidos consistía en cuatro zarandas, un limpia lodo y dos centrífugas. Luego, tras un cálculo de eficiencias se determinó que trabajaban con un margen de 85%. La tabla 1 muestra una configuración típica de los pozos. Durante la perforación, el sistema de control de sólidos trabajó adecuadamente desde las zarandas hasta las centrífugas. En un pequeño tanque separado, se preparó una solución de claygrabber, polímero floculante de alto peso molecular que no es destructivo para el fluido y se inyecta en la succión de las centrifugadoras,

1.- Este artículo es un extracto del Paper SPE-178892, presentado en 2016 IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition (16 DC), Marzo 2016.

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Diámetro de hueco (in.)

Revestimiento (in.)

13.375

Terciario indiferenciado (claystone)

6,400

Spud mud

8.9 a 9.7

12.25

9.625

Orteguaza, Tiyuyacu, Tena (Arcillas, areniscas, lutitas y conglomerados)

9,900

Base Agua Polímero con Inhibidor

9.6 a 10.7

8.5

Napo, hollín (Lititas y Areniscas)

10,800

Base Agua tipo Drill-N

8.9 a 9.1

Formaciones

Profundidad (ft)

Tipo de fluido

Ventana de densidad de fluido (lbm/gal)

Tabla 1. Configuración típica de los pozos

de filtración y contenido de sólidos de baja gravedad específica (LGS). Cuando el contenido de sólidos aumenta, se activa el proceso hasta que los parámetros alcanzan los valores deseados. El número de horas por día, requerido dependerá del valor de MBT deseado. Se determinó que el sistema pierde eficacia cuando el contenido LGS es menor a 2% y MBT es inferior a 5 libras por barril equivalente (lpbeq), ya que se requieren los sólidos para la operación. Como resultado de la aplicación de la floculación selectiva, se observó una reducción en el volumen total de fluido generado vs. programado. En los pozos previos en el campo, en el que no se utilizó el proceso, el planeado y las cantidades reales fueron similares. El planeado vs. volumen real se muestra en la figura 2 para la primera sección de 16 pulgadas. Los pozos Auca Sur 19D y Auca Sur 18D no utilizaron el proceso. En Auca P 178D, el volumen real generado se redujo en aproximadamente 26%. Se encontró también ahorro en dinero proporcional al costo de dewatering y la disposición final de fluidos. Desde la perspectiva de la perforación, las secciones de 16 pulgadas normalmente requiere alrededor de 72 horas para perforarse, con un viaje intermedio de 40 horas. Mediante la modificación de algunos parámetros de perforación y el uso de un fluido más limpio, obtenido

PERFORACIÓN

utilizando un acople a 90 °. Los sólidos resultantes se desecharon y el fluido producido fue devuelto al sistema de circulación, con un pequeño flujo para reponer el nivel en el tanque en el que se mezcló el polímero. El proceso se monitoreó, controlando el flujo de inyección del polímero hasta que se observó el resultado deseado. Este proceso básico se aplica cuando el fluido de perforación no contiene barita. En caso de requerirlo, debe ser instalado al principio del proceso una segunda centrífuga de baja velocidad, a modo de recuperación de barita (figura 1). La barita se devuelve al sistema de circulación y el líquido resultante entra en el proceso de floculación selectiva. Se realizó un análisis de las concentraciones de polímero floculante en la inyección para determinar la relación óptima en el proceso. La concentración puede depender del diámetro del hueco perforado y la velocidad de perforación (ROP); en una ROP más alta, se eliminan más sólidos. Se observó que la concentración apropiada puede variar entre 0,5 y 1,0 lbm de polímero por barril de fluido de la solución. Se realiza el monitoreo de las propiedades de los fluidos en el sistema circulatorio, según los procedimientos habituales. El ingeniero de fluidos de perforación supervisa las propiedades, haciendo hincapié en el MBT, reología, control

Figura 1. Ejemplo de proceso de floculación selectiva con recuperación de barita

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mediante la aplicación de floculación selectiva. El tiempo de la sección de perforación se redujo a 55 horas y el viaje intermedio fue eliminado, ahorrando tiempo de equipo. En la sección de 12 1/4 pulgadas (figura 3) se usó el proceso de recuperación de barita. Usualmente se programa una dilución de 500 bbl y se aplica para reducir la LGS y MBT, para restaurar las propiedades reológicas y de control de filtrado. En Auca P 178, no fue necesario utilizar este volumen de dilución una vez aplicado el proceso. El

PLAN VS. ACTUAL VOLUMEn

volumen previsto para un segundo pozo, el Auca P 002I, usando el proceso de floculación selectiva se redujo a un nuevo valor medio restando 400 bbl de dilución, que ya no eran necesarios. Con la aplicación de esta curva de aprendizaje en los siguientes pozos se pudo reducir el volumen real generado. Para perforar esta sección se invierte normalmente un promedio de 150 horas, con dos viajes intermedios. Sin embargo, la aplicación de los nuevos parámetros de perforación y nuevamente el uso de un fluido más limpio permitió reducir el tiempo, en promedio, a 130 horas. Debido a la corta longitud de la sección 8 ½” el proceso de floculación no se aplicó (figura 4).

Depth (ft)

bbl

PERFORACIÓN

12.25 in. Section MBT vs. Depth

Figura 2. Volumen de fluido planeado vs. real para la sección de 16” en varios pozos

MBT(ppbeq)

bbl

VOLUMEn PLAn VS. ACTUAL

Figura 3. Volumen de fluido planeado vs. real para la sección de 12.25” en varios pozos

Figura 4. Comparación de MBT vs. profundidad entre dos pozos con y sin floculación selectiva

Conclusiones En el mercado actual son cada vez más importantes la reducción de los costos de operación de perforación y la mejora del impacto ambiental, al reducir la presión sobre los recursos hídricos. Como tal, el proceso de floculación selectiva puede ser un método alternativo prometedor. La relación costo/beneficio se optimiza, debido a que la inversión inicial no es mayor que la necesaria y normalmente presupuestada para el mantenimiento del equipo de control de sólidos. El beneficio de mantener un fluido de perforación más limpio es de gran importancia para una perforación eficiente. Este artículo es un extracto del Paper SPE-178892.

Rengifo, R., Browning, W. K., Bernal, G., Carruyo, F., Figueroa, V., & Medina, J. (2005, January 1). Evaluation and Optimization of Solids-Control Equipment Systems Reduce Waste Volumes, Improve Safety, and Lower Costs. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/93935-MS Sinanan, B. (2003, January 1). Improved Solids Control Technique For Onshore Drilling Operators In Trinidad. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/81083-MS

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Sistema ZEiTECS Shuttle™ para instalar equipos electrosumergibles sin una torre Autor: Schlumberger del Ecuador S.A.

E COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

l desempeño natural de los yacimientos de hidrocarburos se caracteriza por la pérdida progresiva de presión en fondo durante la etapa de producción del pozo, significando la reducción de energía suficiente para producir fluidos desde el fondo del pozo hasta superficie. Así como el objetivo de la perforación de pozos de hidrocarburos es producir fluidos hasta superficie, instalar Equipos de Bombeo Electrosumergible (BES) en fondo, surge como un método eficiente de levantamiento artificial para campos o pozos de petróleo en particular que se encuentren sin suficiente energía para levantar el fluido hasta superficie; sin embargo, este tipo de levantamiento se instala acoplado a la tubería de producción. El cambio del sistema BES, por cualquier razón inherente al pozo o al sistema mismo hace necesaria la utilización de una torre de reacondicionamiento incurriendo en producción diferida durante extensos períodos de tiempo, incrementos de los costos operacionales e inesperados cortes en las operaciones de producción, ocasionando que dicha actividad pierda rentabilidad. Tomando en consideración la actual situación del mercado petrolero, los costos de las operaciones con Torre suelen ser elevados. Por esa razón, la implementación de una tecnología de última generación que permita reducir notablemente los costos de reacondicionamiento con bombas eléctrosumergibles, se convierte en una necesidad para mantener rentable un mercado que se encuentra actualmente en recesión. Con base a lo mencionado, la búsqueda constante de métodos para mejorar el desempeño de los equipos BES y extender su tiempo de vida útil, se ha convertido en un

objetivo de investigación diario. Varias opciones de implementación en equipos BES se han desarrollado a lo largo de los años, pero por diversas razones válidas, ninguna ha sido fácilmente aceptada por la industria. Actualmente se ha introducido una tecnología de conectores húmedos eléctricos, que permiten al equipo BES ser instalado a través de la tubería de producción utilizando Wireline, Coiled Tubing, Slickline o Sucker Rods hasta llegar a conectarse con un Plug instalado en fondo Docking Station, sin la necesidad de utilizar una torre de reacondicionamiento o perforación (figura 1). Esta tecnología llamada ZEiTECS Shuttle™, la misma que, luego de un estudio de factibilidad, brinda la ventaja de hacer los reacondicionamientos de bombas eléctrosumergibles sin una torre de reacondicionamiento. Esta ventaja permite a las compañías productoras de petróleo del Ecuador la reducción del costo del reacondicionamiento hasta en un 80%, en comparación con la utilización de una torre para realizar el mismo trabajo.

Cable Tubing

Seal Assembly Bypass Valve Expansion Joint Pump Protector Motor Gauges

Docking Station

Motor Connector

Figura 1. Tecnología de conectores húmedos eléctricos

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BENEFICIO DE LA TECNOLOGÍA: • Operaciones más seguras debido a la eliminación de trabajos de reacondicionamiento con torres de Workover incluyendo todos los peligros y la exposición del personal asociado. • Reemplazo económico y rápido de sistemas con falla (minimizando el tiempo de respuesta, el tiempo de la intervención, los costos de intervención, OPEX y la producción diferida). • Sustitución rápida y rentable de los sistemas BES para optimizar el diseño instalado. • Instalación temporal de “Sistemas de sacrificio”, para trabajos de limpieza de pozo. • Instalación temporal de “Sistemas de prueba”, para medir la productividad del pozo y facilitar un diseño óptimo de las condiciones iniciales. • Mantenimiento preventivo para garantizar un buen desempeño del sistema BES hasta contar con un reemplazo programado. • Intervención de pozos por debajo del equipo BES.

Section C-C

700 Series

Figura 2. Sistema diseñado para instalar y luego retirar equipo BES

FUNCIONAMIENTO El sistema ZEiTECS ShuttleTM está compuesto por dos partes principales: El componente semi-permanente, el cual se instala con la

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tubería y queda en fondo durante la producción del pozo. Este componente está integrado principalmente por tubería, cable y la Docking Station. Y los componentes recuperables hacen referencia principalmente al sistema BES con conectores electromecánicos, que pueden ser corridos a través de la tubería hasta conectarse en Plug en la Docking Station. Existen actualmente tres tipos de Shuttle de tecnología ZEiTECS, su diferencia principal radica en las dimensiones (diámetro externo) y las dimensiones del equipo BES que puede ser instalado en su interior. El sistema Shuttle™ serie 700 (figura 2) está diseñado para instalar y posteriormente retirar equipo BES standard serie 562 (o menor) a través de un tubing de 7” utilizando wireline, coil tubing o sucker rods. Por tal razón, el pozo candidato debe tener un casing de 9 5/8” (máx. 53.5 lbs/ft) hasta la profundidad donde quedaría sentada la bomba. El sistema Shuttle™ serie 550 está diseñado para instalar y posteriormente retirar equipo BES standard serie 456/400 (o menor) a través de un tubing de 5½” utilizando wireline, coil tubing o sucker ruds. Por tal razón, el pozo candidato debe tener un casing de 7” hasta la profundidad donde quedaría sentada la bomba. El sistema Shuttle™ serie 450 está diseñado para instalar y posteriormente retirar equipo BES un standard serie 375 a través de un tubing de 4½” utilizando wireline, coil tubing o sucker ruds. Por tal razón, el pozo candidato debe tener un casing de 7” hasta la profundidad donde quedaría sentada la bomba.

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ZEiTECS ha desarrollado un sistema que permite la recuperación de equipos de bombeo electrosumergible sin la necesidad de utilizar una torre de reacondicionamiento. Para nueva condición, todo el sistema BES (bomba, protector y motor) puede ser reemplazado utilizando una unidad de wireline, coiltubing o socker rods sin la necesidad de una torre. Además, la tecnología Zeitecs Shuttle™ es compatible con los componentes estándar de un sistema BES normal.

RESULTADOS El sistema ZEiTECS ShuttleTM fue instalado exitosamente con equipo BES marca Schlumberger en el Ecuador a finales de 2015. Los procedimientos implementados por la compañía operadora y Schlumberger Artificial Lift fueron aplicados de una manera adecuada, lo cual se tradujo en una instalación exitosa sin ningún error humano, mecánico o pérdida de tiempo asociada durante la operación. El sistema ZEiTECS está instalado correctamente y listo para realizar un rediseño de equipo BES en caso de ser necesario, utilizando una unidad de coiled tubing, reduciendo considerablemente los costos de reacondicionamiento para este pozo.

La Refinería Esmeraldas ya cambió Autor: Diego Tapia A.

Diego Tapia A. Ingeniero Químico, Master en Gestión Ambiental. Se desempeña como Gerente de Refinación de EP Petroecuador.

oy, al caminar por la Refinería Esmeraldas, se observa los profundos cambios que se han materializado en tan poco tiempo. La refinería es un lugar más seguro, más confiable operacionalmente y con tecnología de vanguardia para incrementar la producción de gasolina y otros derivados del petróleo. Los logros alcanzados se traducen en una reducción de la dependencia de combustibles internacionales y en ahorro económico para el país. Las bases sólidas de esta transformación, comenzaron con una visión de cambio que era crucial para que EP Petroecuador continúe operando en un mercado cada vez más competitivo. Aunque gran parte del trabajo de modernización se ha completado satisfactoriamente y con resultados tangibles, las mejoras no terminan ahí. La refinería continúa con su proceso de transformación gracias a la inversión y alianzas importantes que la actual administración realizó. Los resultados obtenidos en tan corto tiempo, son prueba de que las mejoras implementadas generaron un gran cambio en lo operacional y en la actitud de los trabajadores.

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Alianzas estratégicas La Gerencia de EP Petroecuador concretó en los últimos años, una serie de alianzas estratégicas que le permitió llevar adelante el proceso de modernización de la Refinería Esmeraldas. Gracias a la asesoría y apoyo de empresas internacionales con vasta experiencia en la industria, se materializó la modernización de la principal planta industrial del país. Empresas de gran trayectoria a nivel mundial como SK Engineering & Construction, Worley Parsons, UOP, KBC Advanced Technologies, Nolimit, Dresser, Honneywell y Eagle Burgmann, han sido aliados estratégicos para EP Petroecuador y son piezas fundamentales que contribuyeron con su experticia a la ejecución del proyecto de rehabilitación de Esmeraldas.

Estos son los principales resultados de la modernización de la refinería Esmeraldas: Petroecuador se ha enfocado en lograr cambios significativos en el área de seguridad física, la comunidad, los equipos y el ambiente. Los resultados hablan por sí solos: la refinería se ha convertido en un lugar que vela por la seguridad de sus empleados y de sus instalaciones. Durante la rehabilitación de la refinería, se trabajaron más de 20 millones de horas hombres sin accidentes graves que lamentar. Un récord extraordinario, al nivel de las mejores empresas internacionales dentro de la industria. Asimismo, se intervinieron los equipos existentes para asegurar su integridad mecánica y se reemplazaron aquellos que no garantizaban una operación segura por nuevos equipos. El enfoque e inversión en seguridad mostrado por EP Petroecuador en este proceso de transformación, tanto hacia sus empleados como hacia la refinería, muestra un profundo compromiso y respeto por sus trabajadores, el país y el ambiente. Mayor producción de gasolina y otros derivados del petróleo Reducir la dependencia de combustibles internacionales ha sido parte de la visión de la actual administración de EP Petroecuador. Al reducir la importación de combustibles, Ecuador da un paso hacia adelante económica y estratégicamente. Gracias a la modernización de la Refinería Esmeraldas, las unidades de destilación atmosférica podrán procesar la máxima capacidad de diseño, es decir, 110 mil barriles por día, la unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC, por sus siglas en inglés), principal unidad productora de gasolina, aumentó su capacidad a 20 mil barriles por día. Este incremento se traduce en una reducción de importación de nafta (gasolina) y contribuye significativamente a la economía del país. Los beneficios cuantificables para el Ecuador son muchos, entre los que se destacan:

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• Reducción de importaciones de nafta (más de 6 000 barriles por día). • Mayor producción de gas licuado de petróleo (+ 260 barriles por día). • Mayor incorporación de nafta de bajo octanaje en el mezclado de gasolinas (+ 3 200 barriles por día). • Mayor producción de diésel #2 y premium (+ 5 600 barriles por día). • Mayor producción total de fuel oil (+ 13 700 barriles por día). Este incremento en varios rubros de la producción de la planta, sumados a los beneficios por la mejora en el API del crudo y a la implementación de las mejores prácticas a efectuarse en todos los procesos de la Refinería Esmeraldas, estima un ahorro para el país de $220 millones al año. Cabe destacar que luego de la culminación de actividades de construcción y rehabilitación de la Unidad de FCC, su puesta en marcha fue un éxito. Los resultados obtenidos son un ejemplo de correcta planificación, experiencia, enfoque por la seguridad y la producción. Al parecer la puesta en marcha de esta unidad fue una actividad sencilla, pero no fue así. Los que hacemos la dirección técnica de la refinería empleamos muchas horas hombre en la planificación y dirección del arranque. Hubo momentos decisivos que, únicamente, por la experiencia y el conocimiento de los técnicos ecuatorianos se superaron los obstáculos y se estabilizó la planta. En menos de 40 horas, la unidad FCC estuvo estable con productos en especificaciones.

Recuperación de la capacidad original de la Refinería Esmeraldas y mejoras ambientales Gracias al proceso de rehabilitación, la refinería recupera el 100% de su capacidad de procesamiento de crudo, lo que equivale a 110 mil barriles por día. Esto se logró mediante el reemplazo de equipos críticos y mejoras en la confiabilidad operacional de la planta. Adicionalmente, se estima que la refinería ha logrado un ahorro de energía equivalente al 10%, gracias al reemplazo de equipos críticos como hornos, quemadores de calderas y, el cambio del aislamiento térmico de las torres de destilación, recipientes e intercambiadores. Otro gran aporte de los nuevos equipos y la rehabilitación, es la reducción de emisiones ambientales. Cambio de cultura y prácticas Los excelentes resultados obtenidos durante el proceso de rehabilitación y modernización de la Refinería Esmeraldas no podrán ser sostenibles en el tiempo, si no se logra un cambio en la cultura de trabajo de la empresa y no se invierte en el componente más importante de cualquier organización: los empleados. Por ello, EP Petroecuador, paralelamente a la inversión en equipos, motivó un cambio de cultura que asegure la excelencia operacional, ofrezca a sus empleados un ambiente de trabajo que asegure su continuo desarrollo y los determine a sentirse orgulloso de trabajar para la planta industrial más grande del país.

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Foto 1. Intercambiadores de calor de la unidad Catalíticas III

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Desde el 2013, la actual administración para sacarle el mayor provecho a las instalaciones rehabilitadas, contrató a la empresa internacional KBC Advanced Technologies, para llevar adelante el Plan de Mejores Prácticas (PMP) para la Refinería Esmeraldas. Este proyecto promueve la excelencia operativa de la refinería gracias a la adopción de metodologías de trabajo, que aseguren que las tareas y procesos en sus diferentes áreas, bajo los mejores estándares internacionales. Dentro de este programa, el personal de la refinería continúa bajo un intenso proceso de capacitación y perfeccionamiento en todas las áreas que abarca la operación de la planta y que permitan incrementar el beneficio técnico y económico de la refinería. Se desarrolla un importante sistema de capacitación, procesos de negocio y desarrollo de competencias del personal. La filosofía es que logremos una transmisión eficiente de conocimientos, donde los empleados de la refinería, trabajen de la mano con consultores internacionales para adoptar nuevas prácticas que contribuyan al cambio de cultura que asegurará la continuidad de las mejoras alcanzadas recientemente. Mediante el Plan de Mejores Prácticas de la Refinería Esmeraldas se logró recaudar desde marzo del 2013, más de $80 millones gracias a la identificación de mejoras operativas que

Foto 2. Panorámica de Unidades Isomerizadora y FCC

resultan en beneficio económico con muy poca inversión de capital. Con miras en el desarrollo del Talento Humano, la Gerencia de EP Petroecuador envió a siete jóvenes ingenieros ecuatorianos a capacitarse por un año en las oficinas de la empresa KBC Advanced Technologies en Houston. Estas pasantías buscan entrenar a estos y otros jóvenes profesionales en la industria petrolera internacional, junto a consultores reconocidos mundialmente, para que a su regreso al Ecuador puedan aplicar los conocimientos adquiridos y así, contribuyan con la modernización y consolidación de la industria hidrocarburífera ecuatoriana. Nueva organización Las mejores refinerías del mundo reconocen la importancia de contar con una estructura organizacional centrada en la producción que permita una gestión del negocio eficiente. Es por ello que EP Petroecuador se encuentra implementado una nueva estructura organizacional en Esmeraldas, diseñada de acuerdo a los mejores estándares internacionales. La antigua organización no contaba con áreas estratégicas que permitieran optimizar la producción para incrementar la ganancia del negocio y carecía de áreas con funcionamiento óptimo para el cuidado de los equipos. Adicionalmente, uno de los cambios más importantes dentro de la nueva estructura organizacional de la Refinería Esmeraldas, es la creación de una Intendencia Técnica, que será clave para promover el mejoramiento de la producción (y beneficio económico) de la Refinería Esmeraldas a corto, medio y largo plazo. Un mejor lugar para trabajar La Gerencia de EP Petroecuador se ha preocupado por ofrecer a sus empleados un espacio físico adecuado para el trabajo de sus colaboradores. Estos, están dotados de los últimos avances tecnológicos y cuentan con una estructura arquitectónica adaptada a los mejores estándares internacionales. Es decir, el proceso de modernización de la refinería también incluye la adquisición de software y la construcción de nuevos edificios para su personal, diseñados de una manera funcional y con cuidado estético. De la misma manera, se han construido nuevas casetas o edificaciones donde labora el personal operativo de la refinería, que brindan a los opera-

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dores y personal de campo un lugar de trabajo funcional, cómodo y nuevo. Mejoras en aspectos ambientales En la refinería, por muchos años, se mantuvo piscinas de hidrocarburos almacenados sin observar las más mínimas normas ambientales. Estas fosas constituían un potencial riesgo para la salud y el ecosistema. Actualmente, mediante acciones oportunas se construyeron vías de acceso a las piscinas, se recuperó alrededor de 200 mil barriles de hidrocarburo depositado en el suelo de la refinería, que fue reprocesado en la planta, obteniendo de esta forma un claro beneficio económico y lo más importante, se recuperó el suelo contaminado y el área en cuestión está lista para la reforestación. En la Refinería de Esmeraldas se instauró la gestión de residuos peligrosos. Mediante el convenio de Basilea se ha exportado a Francia y Holanda cerca de 3 000 toneladas de residuos peligrosos para que se efectúe la correcta disposición final. Hoy en día la Refinería, como reconocimiento a la gestión ya cuenta con un Certificado Internacional “Libre de Plomo”.

raldas, que contempla la construcción de la línea de impulsión, estación de bombeo, planta de tratamiento y redes. Actualmente avanza la construcción de estas obras que incluyen una planta de tratamiento de aguas servidas en la isla La Burrera, lo cual disminuirá en un 80% la contaminación de los ríos Esmeraldas y Teaone. Estas obras beneficiarán a 85 mil habitantes de los barrios del sur de la ciudad. En vialidad, se asfalta al momento 50 kilómetros de calles para los 73 barrios aledaños a la Refinería Esmeraldas.

Inversión social Paralelamente a la ejecución de la rehabilitación y en el marco del programa de Responsabilidad Social en las zonas de influencia de la Refinería Esmeraldas, EP Petroecuador realizó una inversión superior a los $128 millones, e intervino en cinco áreas básicas para el bienestar de la población: educación, salud, agua potable, saneamiento y vialidad. En educación se ejecutó la rehabilitación, reparación y ampliación de 34 centros educativos de enseñanza primaria y se construyó una Unidad Educativa del Milenio, mientras que en salud se edificó un centro de salud en la zona sur para los barrios aledaños a la Refinería Esmeraldas y otro se encuentra en construcción en la zona norte. Refinería Esmeraldas contribuye además para la ampliación y actualización del Estudio del Sistema Regional de Agua Potable de Esmeraldas. Se construyeron dos lagunas de pre sedimentación en la planta de agua potable de San Mateo, así como otras obras emergentes para que entre en funcionamiento el sistema de agua potable de Esmeraldas. Se entregó también la ampliación y actualización del estudio del Sistema de Alcantarillado para la ciudad de Esme-

Conclusión El cambio experimentado en la Refinería Esmeraldas es una transformación integral de gran magnitud, que sin duda revertirá sus frutos en el país. Esta transformación abarca áreas tan fundamentales como la producción, talento humano, seguridad, los equipos y el ambiente. Gracias a este proyecto de modernización, la Refinería ha logrado un incremento significativo en la producción de combustibles como gasolina, diésel, fuel oil y GLP. Este reduce la necesidad de importación de derivados de petróleo, lo que se traduce en beneficios económicos para el país y mayor independencia energética. Pocas veces se tiene la posibilidad de participar en un proyecto de transformación de esta magnitud y cuyos resultados se muestren de una manera tangible en tan corto tiempo. Esto es producto de la visión de la actual administración que se ha esforzado por modernizar la Refinería Esmeraldas. La inversión tan importante realizada por EP Petroecuador, revertirá en mayores beneficios económicos y en una empresa preparada para enfrentar los retos que presente la industria, con empleados más capacitados y con las herramientas adecuadas para hacerlo.

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Foto 3. Panorámica área administrativa

Plataforma Remota Batata 2: Desarrollo sostenible en un área sensible de la Cuenca Amazónica1 Fernando L. Benalcázar2 y Sebastián Valdivieso3, SPE, APDProyectos Cía. Ltda. Mucha agua ha corrido bajo el puente desde entonces y ahora tenemos muchos ejemplos de la aplicación de ciclos de vida. Esta es nuestra contribución a la discusión, especialmente porque creemos que la Evaluación del Ciclo de Vida (LCA) y el Manejo del Ciclo de Vida (LCM) están estrechamente relacionados con el desarrollo sostenible, un viaje que la industria del petróleo y el gas está empezando a caminar. Introducción Cuando EnCanEcuador (Subsidiaria de la Corporación EnCana) se hizo cargo de las operaciones del bloque 14 en el 2003, todos los equipos involucrados fueron convocados para planificar y ejecutar uno de los más ambiciosos proyectos petroleros al interior del Parque Nacional Yasuní. Personal corporativo, los gerentes de las unidades de negocio y los equipos técnicos conformaron un grupo especial de trabajo para definir, diseñar y poner en práctica todos los aspectos críticos del proyecto. Aspectos que incluyeron la selección de contratistas, alcance del Estudio de Impacto Ambiental y Social (ESIA), participación y compromiso con grupos de interés, monitoreo ambiental y social y; finalmente, la campaña de construcción de la plataforma con la respectiva perforación de pozos exploratorios ejecutadas bajo los controles más estrictos. El proyecto fue ejecutado en dos fases. La primera abarcó una campaña sísmica realizada en el 2005 y en el 2006. Esta fase también se ejecutó con los más altos estándares ambientales y sociales (1). La segunda fase fue la perforación de dos pozos exploratorios realizados durante el segundo semestre de 2006 y el primer trimestre de 2007. Muchas de las actividades relacionadas con la gestión del ciclo de

2 Fernando L. Benalcázar. Presidente y Socio Senior de APDProyectos Cía. Ltda. (EC). Por más de 23 años ha apoyado proyectos internacionales de la industria petrolera en diversos países. Desde el 2012 colabora activamente con la SPE.

3 Sebastián Valdivieso. Director de Operaciones y Socio de APD Proyectos Cía. Ltda. (EC). Ha trabajado 18 años en la industria petrolera en posiciones técnicas y gerenciales. Su experiencia se centra en SSA, Sostenibilidad y Asuntos Comunitarios.

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n el Ecuador, en los años 20062007, PetroOriental (Operador de los Bloques 14 y 17), concluyó un proyecto exploratorio de gran escala que incluyó la construcción de la Plataforma Batata 2 y la perforación de dos pozos exploratorios, buscando la confirmación y desarrollo de reservas de petróleo identificadas durante el trabajo de sísmica que EnCanEcuador (Subsidiaria de EnCana) inició en el 2003, en la zona norte del Bloque 14. Todo este desarrollo se realizó dentro del Parque Nacional Yasuní, una de las áreas naturales con mayor biodiversidad en América del Sur y también territorio ancestral de pueblos que viven en aislamiento voluntario (Tagaeri y Taromenane). La planificación temprana y la ejecución de este proyecto incluyeron el desarrollo de una estrategia a largo plazo y un conjunto de altos estándares y prácticas sociales y ambientales, para minimizar la exposición de la compañía a potenciales malos manejos en dichas áreas y garantizar el éxito de este proyecto desafiante. Desafortunadamente, durante el primer semestre del 2007, después de la perforación de los pozos exploratorios antes mencionados, estos prospectos fueron declarados no comerciales, lo que provocó proceder a la restauración y abandono de la Plataforma Batata 2. El proyecto cerró su ciclo de vida aunque su éxito esperado fue atenuado por la falta de resultados. Este artículo resume algunos de los elementos más importantes de la planificación y ejecución del proyecto Plataforma Batata 2. Ahora, años después de su ejecución, hacemos un análisis retrospectivo para identificar algunas de esas prácticas, resaltarlas y presentarlas a nuestros colegas de la industria.

1 Copyright: Revista SPE Oil and Gas Facilities. Octubre 2015, páginas 66-72

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vida de este proyecto se iniciaron durante la planificación de la primera fase y se mantuvieron durante la ejecución de la segunda. Ubicación del proyecto El proyecto de la Plataforma Remota Batata 2 se ubica en el área protegida más importante del territorio continental ecuatoriano, el Parque Nacional Yasuní (PNY), considerado una de las zonas más biodiversas del mundo. Los científicos e instituciones de investigación ambiental consideran al PNY una de las zonas más biodiversas del planeta. Con 2 270 especies de árboles, 204 especies de mamíferos, 610 especies de aves, 121 especies de reptiles, 139 especies de anfibios, más de 268 especies de peces y cientos de miles de especies de insectos (2); ambientalistas y científicos estaban mirando de cerca cualquier actividad que se podía desarrollar dentro de los límites del YNP. El área específica del proyecto se encuentra ubicada en la provincia de Orellana, en la zona nororiental de la Región Amazónica del

Ecuador, entre los ríos Napo y Tiputini (figuras 1 y 2). Desde el punto de vista social, el PNY es el territorio ancestral de varios pueblos indígenas, incluidos dos grupos étnicos que viven en aislamiento voluntario y bajo la protección de la Comisión Interamericana de Derechos Humanos desde el 2006, los Tagaeri y Taromenane (3). La participación de miembros de las comunidades aledañas como parte de la fuerza laboral empleada en el proyecto, así como la identificación de áreas ambientalmente sensibles, o la identificación y atención brindada a rutas utilizadas por indígenas, presuntamente no contactados, fueron algunas de nuestras principales preocupaciones. Planeación temprana Como se mencionó anteriormente, todos los equipos que participaron en la ejecución del Proyecto Batata 2, a nivel corporativo y local, pusieron su conocimiento y experiencia para desarrollar un proyecto de vanguardia. Por

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Figura 1. Ubicación de la Plataforma Batata 2

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Figura 2. Ubicación exacta de la Plataforma Batata 2

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Foto 1. Selección del sitio con el menor impacto ambiental posible sobre la cuenca

• Minimizar la superficie de intervención. Las regulaciones ecuatorianas permitían intervenir un área efectiva de hasta 1,5 hectáreas (3,7 acres) para la plataforma, incluyendo el área del taladro, de alojamiento y aquella para la eliminación de los lodos y cortes de perforación. Esta área permitida excluía zonas afectadas adicionales, tales como áreas para movimiento de suelos o de almacenamiento

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nuestro lado, los equipos de SSA y Asuntos Sociales fueron los responsables del desarrollo, adaptación y aplicación de las mejores prácticas en temas de salud, seguridad industrial, sociales y ambientales. Algunas de las características del proyecto se definieron durante los primeros pasos, después de un riguroso análisis de alternativas, tratando de mantener nuestro proyecto más allá del cumplimiento legal. Este fue nuestro compromiso y parte de todas las decisiones de planificación. Las siguientes son algunas de las características más importantes del proyecto: • Selección del sitio. Ingenieros civiles, el equipo de SSA y nuestro consultor ambiental fueron requeridos para definir la mejor ubicación, empleando las mejores herramientas disponibles. Un equipo de campo comenzó a inspeccionar la zona, proveyendo la información del terreno a nuestro equipo de GIS, para crear modelos en tiempo real de cualquier escenario constructivo e identificar sin dañar la zona, cualquier problema potencial con las cuencas hidrográficas u otro importante componente ambiental. La ubicación final del sitio consideró las mejores condiciones ambientales (foto 1).

de la capa orgánica del suelo. Sin embargo, teniendo en cuenta la sensibilidad del entorno, se restringió el área total efectiva a 1,5 hectáreas incluyendo todo. Se estableció una delimitación física visible y clara; y se estableció medidas disciplinarias fuertes e inflexibles para daños causados más allá del área autorizada (foto 2).

tros equipos trabajaron juntos para establecer instrucciones y expectativas claras para los contratistas. Todo estaba alineado con los objetivos del proyecto, una huella ambiental mínima requería capacitación y entrenamiento especializado para los empleados de los contratistas, antes de comenzar las actividades en sitio y durante la ejecución del proyecto, resaltando y actualizando los exigentes requerimientos de SSA y sociales establecidos para el proyecto (foto 3). Ejecución La ejecución incluyó tres elementos principales: 1) Compromiso y participación de grupos de interés sensibles. 2) Selección de contratistas confiables. 3) Controles de campo.

Foto 2. Delineación clara de límites

• Normas de construcción. Durante la preparación de los términos de referencia para la licitación de servicios de construcción, nues-

1) Compromiso y participación: Este tipo de proyectos no se podría ejecutar sin la amplia participación de diversos grupos de interés. Su participación se inició durante el proceso de consulta de la campaña sísmica y se mantuvo durante la fase de perforación exploratoria subsiguiente. Una de las iniciativas más importantes fue la creación de un Comité Asesor Científico (SAC) conformada por profesionales altamente respetados y reconocidos de las principales universidades locales: Universidad San Francisco de Quito (USFQ) y Pontificia Universidad Católica del

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Foto 3. Entrenamiento a contratistas y prácticas constructivas

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2) Selección de contratistas confiables: En la industria petrolera los contratistas realizan la mayor parte de nuestro trabajo de campo. Para el equipo del proyecto la única manera de ejecutarlo con éxito era a través de la selección de los mejores proveedores de servicios. El proceso de selección ponderaba el valor más alto a SSA y al componente social, incluyendo el desempeño histórico del contratista, informes de auditoría, proactividad en SSA, políticas de SSA y sistemas de gestión, el compromiso comprobado en SSA, entre otros aspectos. Este criterio se aplicó para todos los contratistas involucrados, sin importar su tamaño, desde servicios de catering hasta servicios de transporte aéreo y de perforación, especialmente teniendo en cuenta la experiencia previa en disposición final de lodos, cortes de perforación o cualquier otro material producto de las pruebas de producción mediante su re-inyección en pozos. 3) Controles de campo: La característica más importante adoptada para el control continuo de SSA y del desempeño social fue la Auditoría Permanente en Sitio. Esta herramienta implementada desde la campaña sísmica permitió, en las oficinas de campo y centrales, identificar oportuna y directamente cualquier no-conformidad y establecer medidas correctivas de acuerdo a su sensibilidad y naturaleza. Esto permitió que el personal de campo se sienta facultado (tanto al de operaciones como al de SSA) a adoptar de manera inmediata, medidas correctivas adecuadas de acuerdo a una matriz de responsabilidades claramente definida. En el peor de los casos, ninguna no-conformidad podía permanecer abierta durante más de una semana. La aplicación de esta herramienta resultó en la reducción a cero de no-conformidades pendientes o abiertas al final del proyecto. Desde

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el punto de vista administrativo, también ayudó a preparar con antelación todo el trabajo administrativo necesario para la auditoría final. Al final de la ejecución del proyecto, cuando se realizó la auditoría final o de cierre, la mayoría de las no-conformidades (99%) estaban resueltas y documentadas, lo que redujo el tiempo de la auditoría y proyectó hacia las autoridades una señal muy positiva de nuestro compromiso y diligencia en este tipo de proyectos. Para los grupos de interés esto fue muy importante y contribuyó al objetivo de crear mejores relaciones de confianza fundadas en transparencia y credibilidad. Monitoreo e involucramiento comunitario 1) La regulación ambiental del Ecuador requería la ejecución de un monitoreo riguroso de tres aspectos principales. El primero está relacionado con la calidad ambiental de los proyectos. Agua, aire, ruido y suelo deberán ser monitoreados con el fin de identificar a tiempo posibles problemas. 2) Un segundo elemento era monitorear permanentemente el cumplimiento del Plan de Manejo Ambiental (PMA). Una auditoría minuciosa permanente fue establecida durante la construcción de la plataforma y luego durante la perforación exploratoria. Al final del proyecto, toda la documentación relacionada funcionó como prueba contundente de su pleno cumplimiento. 3) El tercer elemento a monitorearse está relacionado con el cumplimiento de todos los compromisos sociales, incluido el de acuerdos con la comunidad, la atención brindada a quejas y reclamos y cualquier otra cuestión social, que pudo haber surgido durante la ejecución del proyecto. Esto no era nuevo para nosotros. Todas las operaciones regulares estaban obligadas por ley a completar este programa específico de control social. Pero, lo que innovamos, en ese momento, fue la forma de hacerlo. Se decidió incorporar un importante equipo de representantes de las comunidades indígenas locales para ser parte de este proceso como Monitores Comunitarios. Para el equipo del proyecto y la empresa, la inclusión de los miembros de las comunidades indígenas locales como componente clave del plan de monitoreo era fundamental para contrarrestar con la verdad a cualquier acusación

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Ecuador (PUCE). Ambas instituciones operaban estaciones de investigación y conservación cercanas a la zona del proyecto. El SAC asignó sus propios monitores ambientales y sociales como parte de los equipos de monitoreo ambiental y social del proyecto. El SAC también mantuvo una comunicación directa con el Gerente de SSA y Asuntos Comunitarios y los Superintendentes de SSA, con el fin de actuar oportunamente en caso de presentarse cualquier no conformidad.

o queja sin fundamento, con respecto al desempeño real del proyecto. En cada cuadrilla/ turno se incluyeron dos miembros de las comunidades indígenas locales. Nuestros representantes en el campo siempre trabajaron en conjunto con un monitor comunitario. Todos los monitores comunitarios mantuvieron una comunicación directa con el SAC en caso de requerirse información de campo o la confirmación acerca de cualquier problema. Asimismo, las autoridades locales establecieron contacto directo con ellos para obtener información de primera mano. Al final del proyecto, como parte de la documentación auditada, se incluyó un conjunto de actas y registros en los cuales los Monitores Comunitarios firmaron como testigos o declaraban su conformidad con cualquier proceso u otro problema ambiental y social. Administración del ciclo de vida La Evaluación del Ciclo de Vida (LCA) y la Administración del Ciclo de Vida (LCM) son instrumentos de gestión ambiental que están siendo utilizados cada vez más por los operadores petroleros, sobre todo cuando se habla de proyectos nuevos que deben mantener el impacto ambiental más bajo posible desde su inicio. Hace ocho años, en el momento en que este proyecto fue ejecutado, el concepto de LCA/ LCM era nuevo para las operaciones petroleras en nuestra región. Solo pocas organizaciones solían hablar de ello como una mejor práctica por venir, pero casi ninguna las había implementado como parte de su estrategia de gestión de proyectos. Además de eso, pocos consultores ambientales sabían de estas herramientas de gestión y se las hacía referencia a productos totalmente ajenos a la industria petrolera. Para la empresa fue un reto incluir este nuevo concepto dentro de un proyecto tan importante.

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Abandono De acuerdo con el Plan de Manejo Ambiental (PMA) existía una disposición claramente definida en el caso de ser necesario el abandono de esta plataforma. Esta posibilidad se consideró exclusivamente para cuando los resultados de perforación exploratoria, mostrasen que este prospecto no era comercialmente viable para su desarrollo. El Proyecto Batata 2 cayó en la necesidad de aplicación del proceso de abandono. Se mantu-

vieron los procesos de monitoreo y las buenas prácticas de construcción hasta el final de la ejecución del proyecto, en la remoción total de equipos, estructuras, accesorios y todo lo que fue introducido en el área. Así como la reconfiguración del paisaje a la morfología original del sitio, la recolocación de la capa orgánica de suelo acumulada desde el inicio de la fase de construcción, el control de la erosión potencial en pendientes y zonas sensibles y la recuperación de las condiciones naturales, para promover el rebrote de la vegetación endémica y de especies dominantes locales de la selva. Todas estas actividades se ejecutaron con éxito y las condiciones generales se restablecieron hasta el punto de que el SAC estuvo de acuerdo y aprobó todas las acciones implementadas. Conclusiones A partir del 2014, el concepto de Evaluación y Administración del Ciclo de Vida se ha convertido en una herramienta muy conocida que se está aplicando a muchos proyectos. Pese a ello, los operadores petroleros continúan buscando medidas de campo eficaces que contribuyan a una ejecución exitosa de sus proyectos y a la aplicación efectiva de las mejores prácticas sociales y de SSA. El concepto de Ciclo de Vida permitió ver un panorama más amplio del proyecto y vincular diferentes fases (exploración - producción - desarrollo) con el fin de identificar proactivamente problemas potenciales y tomar decisiones y correctivos oportunos. En primer lugar, se debe observar el panorama completo desde el inicio del proyecto. No se puede decir: “Si encontramos petróleo vamos a hacer esto o aquello, o mejorar esto o aquello”. Nuestros compromisos tienen que ser demostrados de forma consistente a lo largo del Ciclo de Vida del proyecto. Impactos sociales puedan dañar la reputación de las empresas, afectar el valor de los activos y de sus acciones en la bolsa. Estos podrían ser fácilmente identificados desde el inicio y gestionados adecuadamente para reducir sus efectos negativos. La segunda lección aprendida es la participación e involucramiento, estar abiertos a una participación activa de grupos de interés. La inclusión de grupos de interés internos y externos solo enriquece el proyecto y, por lo tanto, allana el camino para el éxito. Trabajando en silos, sin transparencia y sin la estrecha

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colaboración se conducirá al fracaso. Esto se aplica para los empleados, gerentes, ingenieros, contratistas, comunidades, ONGs, etc. Es nuestra responsabilidad, como industria y empresas, crear una masa crítica de buenos profesionales. Contar con trabajadores capaces y contratistas confiables demuestra a los grupos de interés externos que la industria petrolera no sólo está comprometida con los componentes sociales o ambientales, sino con la sostenibilidad de nuestra industria y del planeta. Las siguientes imágenes muestran algunas etapas de este exitoso proyecto: La construcción de la plataforma (foto 4), justo antes de la llegada del equipo de perforación (foto 5), durante las actividades de perforación (foto 6) y, finalmente, en las fases iniciales de la recuperación (foto 7).

Limitaciones logísticas vinculadas a la lejanía de este proyecto han impedido obtener fotografías recientes, pero se tuvo acceso a algunas imágenes satelitales controladas del sitio y se concluyó que la Plataforma Remota Batata 2 no es fácilmente reconocible/identificable, por lo tanto, el proceso de recuperación natural ha sido en gran medida exitoso. Este es el primer proyecto ejecutado en el PNY que ha completado el Ciclo de Vida, dando plena credibilidad a la habilidad y capacidad que la industria petrolera tiene para innovar y apoyar a su sostenibilidad. Podríamos establecer dos grandes lecciones aprendidas. Primero, que la continuidad proporcionada por PetroOriental al proyecto en términos de gestión ambiental y social fue esencial para su éxito. Todos los grupos de inte-

Foto 4. Construcción de la plataforma

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Foto 5. Casi listo para la entrada del taladro de perforación

Foto 6. Perforación a toda marcha

Foto 7. Durante los primeros pasos de recuperación

rés estuvieron escépticos con respecto a que las empresas chinas recién llegadas podrían mantener los compromisos anteriores. Afortunadamente, los compromisos se respetaron y se ejecutaron los proyectos siguiendo las estrategias inicialmente diseñadas. El apoyo de grupos de interés sensibles se mantuvo, así como los compromisos del Comité Asesor Científico (SAC).

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Referencias 1. Thurber M, Westlund D, Benalcázar F L, Reducing the Footprint of 3D Seismic in the Tropical Rainforest of Ecuador (SPE-95384-PP), SPE Asia Pacific Health, Safety and Environ-

ment Conference and Exhibition held in Kuala Lumpur, Malasya (19-20 September 2005). 2. Bass MS, Finer M, Jenkins CN, Kreft H, Cisneros-Heredia DF, et al. (2010) Global Conservation Significance of Ecuador’s Yasuní National Park. PLoS ONE 5(1): e8767. doi:10.1371/journal.pone.0008767 3. Fernando L. Benalcázar, Peter W. Ayarza and Mark W. Thurber, Peoples in Voluntary Isolation, Hydrocarbon Exploration and Recommended Practices (SPE-127103-PP), SPE International Conference on Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production held in Rio de Janeiro, Brazil, (12–14 April 2010).

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