Revista PGE PETRÓLEO&GAS Septiembre 2015 by AIHE Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador

No. 006- SEPTIEMBRE 2015

IS SN 1 390 - 8 81 2

2 000 ejemplares

cifras

Política petrolera: Reingeniería integral

geología y geofísica

Trampas de petróleo hidrodinámicas en el occidente de la cuenca oriente del Ecuador

UNA VISIÓN A LA SPE

EDITORIAL

SPE: Una ventana de oportunidades para la industria petrolera La Society of Petroleum Engineers (SPE), el mayor ente de individuos en el mundo, que sirve a la industria de petróleo (upstream) y gas, es un ejemplo de organización centralizada en su dirección, pero descentralizada en su estructura y con una clara delegación de decisiones en sus oficinas internacionales principales. La SPE Internacional es una red global dinámica que abarca más de 143 mil miembros en 16 regiones y más de 147 países. Cada año, organiza más de 150 eventos en el mundo. Este 2015, Quito será sede del Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference LACPEC organizado por SPE. El evento que será entre el 18 y el 20 de noviembre busca, entre otras cosas, compartir conocimientos técnicos, para ayudar a obtener las necesidades energéticas globales, de una forma segura y responsable con el ambiente. Los eventos técnicos de la SPE son una ventana de oportunidad para que los profesionales presenten sus trabajos, previamente seleccionados. Con ello se estimula la participación y competitividad. Asimismo, las empresas pueden exhibir sus tecnologías y mejores prácticas a los asistentes. No se puede dejar de lado, que para los profesionales es la oportunidad perfecta para reencontrarse con viejos colegas y amigos, además de potenciar el networking. En definitiva, para sus miembros será la oportunidad idónea para mejorar sus competencias técnicas, profesionales y a la vez, su perfil dentro de la industria.

Contenido

34 Trampas de petróleo hidrodinámicas 34 en el occidentes de la cuenca oriente

Una visión a la SPE

9 9

Política Petrolera: Reingeniería integral

12 12

Una apuesta a los hidrocarburos por la justicia y la equidad

Capacitación y eventos

22 taladros de perforación 22 yReportes: mantenimiento 28 Estadísticas

del Ecuador

39 39

Neo en Campo Sacha – Asegurando la obtención de curvas de hueco abierto con menor riesgo operativo

44 44

Mecanismo FAGO para la interpretación de tres Macrovariables, en el Campo BAV

51 51

Aplicación de pozos horizontales completados con controladores de influjo autónomos en el Campo Limoncocha

59 59

Estado actual de la industria mundial de refinación de petróleo en Latinoamérica

Revista PGE Petróleo & Gas

Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador; Ing. Italo Cedeño, director ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE); e Ing. Paul Barragán, presidente de Latin American Drilling Safety (LADS) Capítulo Ecuador. 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: María Los Ángeles Cardona Diseño: Cinthya Cisneros Fotografía: Cortesía SPE y Baker Hughes Colaboradores de esta edición: Ing. Italo Cedeño, Ing. Carlos Pérez, Ing. Paul Barragán, MSc. Walter Spurrier Baquerizo, Ing. Shura Rosero, Ing. Ivanna Báez, Ing. Fernando Benalcázar, Ing. Marcelo Karolys, Ing. Jorge Rosas, Ing. Félix Ramírez, Ing. José A. Rodas, Ing. Agustín Paladines, Ing. Laura Rodríguez, Ing. Hernán Sánchez, Ing. Gino Hinojosa, Ing. Mónica Guerrero, Ing. Mauricio Herrera, Ing. Elizabeth Vicente, Ing. Bladimir Cerón, Ing. Álvaro

Gallegos, Ing. Víctor Imbaquingo, Ing. Álvaro Izurieta e Ing. Kris Ramanadhan. 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: 006 - septiembre 2015 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

GESTORES

Una visión a la SPE Autor: Carlos Pérez

Carlos Pérez es Ingeniero Eléctrico por la Universidad de Texas, Estados Unidos. Presidente de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) Capítulo Ecuador. Director de Nuevos Negocios, Halliburton Ecuador.

¿Qué es la SPE? La Society of Petroleum Engineers (SPE) es la mayor organización gobal de individuos que sirve a la industria de petróleo y gas. Los eventos técnicos que organiza, sus publicaciones, recursos, secciones locales y capítulos universitarios permiten a sus asociados mejorar sus competencias técnicas, profesionales y a la vez, su perfil dentro de la industria. La SPE Internacional es una red global dinámica de más de 143 mil miembros en 16 regiones y más de 147 países. Cada año, organiza más de 150 eventos en el mundo. Los asociados se agrupan por áreas geográficas denominadas secciones. Participar en estas reuniones locales, es propicio para intercambiar información técnica, interactuar con colegas, apoyar a los capítulos universitarios y comprometerse con otras actividades de beneficio para las comunidades. Las más de 190 secciones de la SPE, permiten a sus asociados: • Intercambiar información técnica. • Tener una red e intercambiar conocimientos con otros asociados. • Obtener conocimientos y destrezas con experiencias que mejoren sus profesiones. • Más de 330 capítulos universitarios globalmente que apoyan a estudiantes asociados. Misión y Visión de la SPE Recolectar, difundir e intercambiar conocimientos técnicos relacionados con la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas, además de tecnologías relacionadas para aportar al bien público, proveyendo oportunidades a los profesionales de E&P, para que mejoren sus competencias técnicas y profesionales. Para conseguir este propósito se brindan opciones para participar en diversas secciones técnicas, lo cual les permite intercambiar ideas, mejorar aptitudes y llevar a cabo proyectos de interés particular. Los asociados a una sección técnica en particular se reúnen

generalmente de manera virtual. La SPE permite a la industria E&P compartir conocimientos técnicos, para ayudar a responder a las necesidades energéticas globales, de una forma segura y responsable con el ambiente. Organización SPE La SPE está organizada en seis áreas de conocimiento técnico: • Perforación y completación. • Salud, seguridad, ambiente y responsabilidad social. • Gerencia e información. • Producción y operaciones. • Proyectos, facilidades y construcción. • Descripción y dinámica de reservorios. ¿Por qué afiliarse a la SPE? Asociarse a la Society of Petroleum Engineers (SPE) es clave para conectarse con las mentes más brillantes de la industria de exploración y producción (E&P) de petróleo y gas. Como protagonistas vitales del pasado, presente y futuro de la tecnología de E&P, los asociados de la SPE han sido responsables de logros significativos en la industria, innovaciones y nuevas perspectivas, a lo largo de seis décadas, aproximadamente. Afiliarse a la SPEpermite: • Desarrollar nuevos conocimientos y habilidades de liderazgo. • Obtener conexiones locales y globales que permitan mejorar sus conocimientos. • Construir una red con líderes que tengan influencias técnicas. • Hacer la diferencia en nuestras comunidades y nuestra industria. ¿Quiénes son asociados de la SPE? Los asociados de la SPE representan una variedad de sectores industriales, posiciones y niveles de influencia dentro de cada organización. Incluye ingenieros, gerentes, ejecutivos, consultores, geofísicos, geólogos y muchas otras funciones.

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

• Profesionales con experiencia. • Profesionales jóvenes. • Estudiantes. Beneficios para los asociados SPE ofrece una variedad de recursos y oportunidades para todos los asociados que varía dependiendo de su calidad. Para asociados profesionales con experiencia: • Anualmente, pueden asistir y participar en más de 200 eventos, incluyendo conferencias, talleres especializados, cursos de capacitación técnica, webminars, comunidades virtuales y otros recursos en línea. • Suscripción a la publicación mensual Journal of Petroleum Technology (JPT), en la que se destacan los últimos avances tecnológicos de la industria de E&P. • Afiliación a la sección local. • Conexión virtual a la red de la SPE. • Oportunidades de voluntariado. • Reconocimiento de su carrera profesional y certificaciones. • Descuentos en los productos y servicios de la SPE. Para profesionales jóvenes, además de los beneficios para profesionales experimentados: • Suscripción mensual a la revista The Way Ahead. • Participación del programa “Ambassador Lecturer”. • Reconocimiento en el comité, el programa y la red “Profesionales Jóvenes”. • Descuento en la membresía incluyendo dos años despues de su graduación. Para estudiantes: • Programa eMentoring a través del cual profesionales en sus primeros años de carrera son conectados con profesionales experimentados. Con más de 330 capítulos universitarios globalmente, la SPE permite a los estudiantes mejorar sus conocimientos y ayuda

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

GESTORES

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a la preparación de sus carreras. Becas. Oportunidad de redes con otros profesionales. Descuentos en libros y publicaciones. Recursos en línea. Concurso de papeles técnicos.

Programas y beneficios adicionales: • Comunidades y secciones técnicas. • Revisión por parte de los colegas de los documentos que se publican en revistas o conferencias. • Participación en el programa de Oradores Distiguidos que consiste en ponencias ofrecidas por reconocidos líderes de la industria. • Programa Energy4me.org • Descuentos en documentos de OnePetro.org, una herramienta en línea muy popular para encontrar soluciones técnicas, la cual congrega recursos técnicos de varias organizaciones de la industria (incluyendo a la SPE) en un solo lugar. Esta herramienta de fácil uso contiene más de 160 mil documentos técnicos escritos por expertos. • Acceso a PetroWiki, el primer wiki de la industria upstream del petróleo y gas, moderada por asociados de la SPE. • Acceso a SPE Connect, una plataforma virtual que facilita la comunicación, la colaboración y la interacción con otros asociados de todo el mundo. • Certificación en Ingeniería de Petróleo, una credencial internacional que reconoce el nivel de conocimiento de los postulantes.

Afíliese en:

http://www.spe.org/join/ 7

PUBLIRREPORTAJE

SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference

LACPE C 15

18–20 November 2015 Quito, Ecuador

Incremente sus habilidades técnicas con la Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe de la SPE (LACPEC) The Society of Petroleum Engineers (SPE) lo invita a usted y a su compañía a LACPEC, al evento técnico de la SPE más importante en la industria de exploración y producción en la región. LACPEC 2015 se desarrollará del 18 al 20 de noviembre, en el Centro de Convenciones Quorum en Quito, Ecuador. ¡Inscríbase antes del 19 de octubre y ahorre USD 100! Este año LACPEC rompió sus records al recibir más de 820 propuestas técnicas y seleccionar 250, lo que garantiza un programa técnico de alta calidad. El tema del programa multidisciplinario técnico es: “Personas, Planeta y Tecnología: soluciones energéticas innovadoras a los entornos más exigentes.” El objetivo es enfatizar las necesidades técnicas existentes, emergentes, futuras y sociales del sector petrolero en upstream. Los artículos técnicos estarán disponibles en OnePetro, la biblioteca virtual de la industria de exploración y producción ingeniería de petróleo. Las secciones técnicas son: Regional Play Assesments Integration of Geoscience Technologies Well Construction and Well Stimulation EOR/IOR/Mature Fields Water and CO2 Management Reservoir Management and Testing • Gas Technologies • Reservoir Characterization and Description • Risk analysis and Evaluation of Oil & Gas Developments • Heavy Oil • Reservoir Planning / Naturally-Fractures Reservoirs • Petroleum Reserves and Resources Estimation • Production and Facilities • Sustainability: HSE and Social Affairs • Emerging and New Technologies: Now and Beyond • Flow Assurance/Production Chemistry • Reservoir Management and Testing • Digital Oilfield • Reservoir Management and Deepwater Develpments

estudiantiles de la SPE de la región y cursos especializados de capacitación. Participe en LACPEC, la conferencia ideal para mostrar los últimos avances técnicos de su compañía a más de 1000 delegados, así como sus más recientes productos y servicios. La exposición con proveedores regionales de petróleo y gas, autoridades regionales de energía y ejecutivos internacionales, le permitirá perfeccionar su estrategia y mejorar sus objetivos comerciales. Para registrarse y obtener más información, visite

www.spe.org/go/PRLACPEC.

¿Está interesado en promover los productos y servicios de su empresa? Comuníquese con Ariela Guardado al +1.713.457.6878 o vía email sales@spe.org para detalles. ¿Preguntas?

• Contáctanos a lac@spe.org

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La conferencia, además, incluirá concursos como el Petrobowl y de artículos técnicos estudiantiles, el taller para profesores de secundaria Energy4Me, una sesión para jóvenes profesionales, la reunión de capítulos

ACERCA DE LA SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS La Society of Petroleum Engineers (SPE), es una asociación profesional sin fines de lucro que cuenta con miembros comprometidos con el desarrollo y producción de recursos energéticos. La SPE sirve a más de 143 mil miembros, en 147 países a escala mundial. Asimismo, la SPE es un recurso clave de conocimiento técnico para la industria de exploración y producción de petróleo y gas, y provee servicios a través de sus publicaciones, eventos, cursos de capacitación y recursos en línea www.spe.org.

CONTACTO DE PRENSA • Society of Petroleum Engineers • Andrea Valencia, +1.972.952.1112, • E-mail avalencia@spe.org

CIFRAS

Política petrolera: Reingeniería integral Autor: Walter Spurrier Baquerizo

Fin a altos precios El período de precios altos y sostenidos para el petróleo ha tocado fin. Entre marzo de 2010 y junio de 2014 el Ecuador vendió su petróleo a $98 el barril. Al cierre de este artículo debe estar por $45, con mayores posibilidades de una caída más pronunciada como consecuencia de la incertidumbre de la economía china luego del colapso de la bolsa de Shanghái, el anuncio de un acuerdo de las potencias con Irán que permitiría a Teherán producir y vender más crudo, y a la reactivación de la explotación de esquistos cuando el WTI se recuperó a $60. Poca inversión Los altos precios son una señal alentadora para el desarrollo de yacimientos de costos más elevados. La elevación de la primera parte de la década favoreció el desarrollo del crudo pesado, alentó a Petrobras en la exploración costa afuera y, de manera más decisiva, dio aliento a la tecnología de extraer petróleo de esquistos.

En nuestro país, las autoridades priorizaron incrementar la participación fiscal por barril de crudo, a expensas de las contratistas. Si bien esto por una parte debe haber incrementado los ingresos petroleros para un mismo nivel de producción, desalentó la inversión exploratoria. La figura 1 ilustra la inversión extranjera neta en minas y petróleos por trimestre. La inversión neta promedia entre $40 y $100 trimestral en los últimos años. La excepción es la notable inversión del último trimestre del año pasado, de capitales canadienses, por lo que presumiblemente tiene que ver con el sector minero y no el petrolero. Cae producción El crecimiento del sector minas y petróleos, tal como se lo mide para cuentas nacionales, se aceleró hacia principios de 2014, pero se ha precipitado desde entonces, tal como lo ilustra la figura 2. Utilizamos ilustrar el crecimiento en períodos de 12 meses móviles, que permite visualizar más claramente las tendencias.

Inversión Extranjera en Explotación de Minas y Canteras por trimestre, en millones de $

Walter Spurrier Baquerizo. Máster en Ciencias Políticas de la Universidad de California, Los Ángeles (UCLA). Amplia experiencia asesorando empresas y dictando seminarios sobre escenarios económicos y políticos. Director del Informe sobre Economía y Política Análisis Semanal y su versión en Inglés ‘Weekly Análisis’. Editorialista de Diario El Universo y El Comercio. Asesor de la Cámara de Industrias de Guayaquil. Presidente del Grupo Spurrier.

300 250 200 150 100 50 0

III

2012-I

III

2013-I

III

2014-I

III

2015-I

Fuente: BCE, “IED por Rama de Actividad Económica” PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CIFRAS

Petróleo y Minas crecimiento por períodos móviles de 12 meses, en relación al mismo período del año anterior 12%

10%

-0,5% -2%

2012-I

III

2013-I

III

2014-I

III

2015-I

III

Fuente: BCE, “Cuentas Nacionales Trimestrales Nº 91” y “Previsiones Macroeconómicas 2015”

Las previsiones oficiales son que el PIB petrolero y minero se contraiga 0,5% en 2015, lo cual concuerda con la tendencia de la producción petrolera, que viene descendiendo desde noviembre de 2014 y para julio de 2015 está en 25 mil bpd menos que en noviembre, descenso de 4,5%. No hay exploración Si con los precios altos no fue atractiva la inversión de riesgo en exploración, lo será menos ahora. Pungarayacu, cuya exploración fue contratada con bombos y platillos a principios del actual régimen, fue devuelto al Estado, en parte, por haber perdido atractivo ante la nueva realidad de precios. Petroamazonas tiene previsto a lo sumo en septiembre de 2016 iniciar la producción en Tiputini, el extremo occidental del ITT. Hace un año el gerente de Petroamazonas de aquel entonces reveló que “hay prestadoras de servicios y contratistas que han mostrado interés en financiar parte de la primera etapa del proyecto pero aún no hay nada definido” (El Comercio 17 de agosto de 2014). No se ha anunciado la contratación de un socio estratégico o proveedor de servicios con riesgo. 10

Difícilmente el Estado está en condiciones de llevar adelante por sus propios medios, la exploración y desarrollo de este campo. Además que la rentabilidad de Tiputini a los actuales precios del petróleo puede no ser atractiva. El costo por barril estaría en al menos $30/b. La gran apertura petrolera del régimen actual es el Suroriente y hasta ahora no se concreta el inicio de trabajos de exploración en ninguno de sus bloques. Los campos tradicionales o bien los operan contratistas privadas o Petroamazonas a través de empresas que prestan servicios con riesgo. En ambos casos son capitales privados los que se invierten y Petroamazonas paga por barril producido. La principal excepción es Auca, en circunstancias que hay grandes expectativas de un incremento en las reservas en el área ubicada entre este campo y Sacha. Sería importante que en esos campos se haga recuperación mejorada que permita incorporar reservas probadas recuperables. La caída en la tasa de producción desde noviembre, que coincide con la baja del precio del crudo, sugiere que con bajos precios, la inversión para mantener o incrementar la producción de crudo no es atractiva para estas empresas, a PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CIFRAS La Repotenciación La principal iniciativa del actual régimen es la repotenciación de la refinería de Esmeraldas, lo que a la fecha ha requerido una inversión de $1 200 millones. A fines de este año sabremos cuánto habrá aumentado y mejorado la producción de combustibles. En 2007-2014 Esmeraldas procesó 86 mil barriles diarios de crudo, un 10% menos de lo que procesó entre 2000 y 2006. Las Cuentas Nacionales del Banco Central muestran una tendencia a la contracción de la actividad de refinación petrolera, con la expectativa que en 2015 cierre al mismo nivel que en 2014, en que cayó a la mitad de lo que fue en 2013 (figura 3). En todo caso, el objetivo de la repotenciación es llevar la refinería a la potencia que estaba supuesta a tener, capacidad de procesar 110 mil bpd de crudo.

pesar de tener garantizado el pago por la empresa estatal de un valor fijo por barril producido. Repensar el aguas arriba Ante estas realidades, y las expectativas que el precio del crudo no mejore significativamente en el futuro próximo, cabe un replanteo de la política petrolera aguas arriba para revertir esta tendencia a la caída de la producción. Ha pasado una larga generación desde la anterior vez que los precios se mantuvieron a niveles extraordinarios. Quizá cuando nuevamente se suscite este fenómeno, ya no estaremos entre los ganadores, habiendo dejado de ser netos exportadores. Esperando a RdP En lo que respecta a aguas abajo, el panorama no es menos incierto. El 16 de julio pasado se cumplieron siete años desde que en Manta, Hugo Chávez anunció que Venezuela aumentaría su producción petrolera, para enviar el nuevo crudo a Manabí para su procesamiento en la Refinería del Pacífico (RdP). De entonces acá, entre estudios, movimientos de tierra y obras complementarias el Estado ha invertido sobre $1 200 millones en RdP sin que se haya conseguido un socio estratégico dispuesto a ejecutar la obra, conseguir financiamiento y compartir el riesgo.

Reingeniería El país necesita una mayor capacidad de refinación para abastecer su mercado interno, que hoy es de 250 mil bpd. Es hora definir si RdP va adelante, si cabe ejecutar un proyecto menos ambicioso, o si ampliar Esmeraldas. A los ocho años y más del presente régimen se torna imprescindible hacer una reingeniería integral de la política petrolera.

Refinación de Petróleo crecimiento por períodos móviles de 12 meses, en relación al mismo período del año anterior 10%

1,0%

0% -10% -20% -30% -40% -50% -60% 2012-I

III

2013-I

III

2014-I

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2015-I

III

Fuente: BCE, “Cuentas Nacionales Trimestrales Nº 91” y “Previsiones Macroeconómicas 2015” PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CIFRAS

Una apuesta a los hidrocarburos por la justicia y la equidad Autores: Shura Rosero / Ivanna Báez: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos

l desarrollo sostenible y soberano del Ecuador es la meta que el Gobierno se ha planteado y para ello, un cambio en la manera del manejo de los recursos naturales era imperativo. Ahora, bajo este nuevo modelo de gobernanza, la alianza público-privada se ha convertido en un pilar importante para el crecimiento de la economía del país. Este es parte de un proceso transformador en el fortalecimiento de operaciones de capital mixto en beneficio de sus ciudadanos. Tiempo atrás, el modelo de gobernanza de los recursos naturales permitía que las empresas transnacionales se llevasen casi todas las ganancias de su extracción, por lo cual desde los inicios del Gobierno Nacional en 2006, el Ecuador ha tomado un cambio de rumbo importante en torno al manejo de los hidrocarburos, como recurso natural de todos los ecuatorianos. Se definieron los Sectores Estratégicos (hidrocarburos, minería, electricidad, telecomunicaciones, recursos hídricos y ambiente), con lo cual el modelo del manejo del petróleo se enrumbó hacia una planificación estratégica de cada sector energético del país, impulsando el proceso de nacionalización y desplazando desde hace ya varios años el tipo de gobernanza neoliberal de los recursos naturales. Esto ha traído beneficios a los ecuatorianos ya que los recursos obtenidos de la explotación del petróleo se revierten en obras. Dentro de este tema, uno de los hitos trascendentales fueron las reformas a la Ley de Hidrocarburos en 2010, en la cual se incorporaron aspectos de responsabilidad ambiental, de inversión tecnológica, sobre la transferencia o cesión de derechos y obligaciones de los contratos de comercialización de combustibles. Y sobre los procesos de participación ciudadana vinculada a los proyectos de extracción de recursos hidro-

carburíferos. De esta manera, los ingresos del Estado por la explotación petrolera han mejorado y se ha incrementado el control estatal en la explotación, transporte y comercialización de hidrocarburos buscando el menor impacto ambiental posible. Como hecho histórico en la política social dentro de este modelo de gobernanza energética, el Ecuador reivindica los derechos de la población, determinando que los recursos económicos generados por los sectores estratégicos de petróleo, minería, electricidad, telecomunicaciones y agua se inviertan de manera prioritaria en las comunidades amazónicas en las que se realizan los proyectos. Con el fin de impulsar la ejecución de esta política social, se creó la Empresa Pública Ecuador Estratégico, la cual bajo los lineamientos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, desde septiembre de 2011, ejecuta proyectos y obras de desarrollo integral en las zonas de influencia de los proyectos. Esto por la reforma de la Ley de Hidrocarburos, con lo cual ahora el 12% de las utilidades y excedentes de las empresas petroleras y mineras se destinan al desarrollo de las comunidades cercanas de los proyectos estratégicos. De esta manera, la creciente alianza público-privada se integra a las políticas dedicadas al desarrollo que ha implementado el Gobierno a través de sus políticas por la justicia y la equidad. Ejemplos de ello, son las obras de infraestructura, salud, educación y conectividad que se construyen con las regalías de los recursos, con una inversión entre 2011 y 2014 de más de $1 764 millones, mientras que para este año la inversión es de alrededor de $307 millones1. El Gobierno Nacional mediante la Ley 010 subió la renta petrolera de $0,50 a $1 por cada barril del petróleo, para los gobiernos descentra-

1. Ministerio de Hidrocarburos

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CIFRAS

lizados de la región amazónica. Con ello, las localidades amazónicas han percibido desde 2008, anualmente, más de $200 millones adicionales a su presupuesto. Dentro de este nuevo modelo del manejo del petróleo, se creó la empresa pública Petroamazonas, que como parte de la planificación y apuntando al mejoramiento de la producción petrolera, ha emprendido la reactivación de la producción de los campos maduros, con la inversión de ocho consorcios integrados por compañías internacionales y nacionales fortaleciendo las relaciones público-privadas. Esto en el marco de una política de acercamiento del Estado a las empresas por alcanzar la soberanía de los recursos energéticos. Para incentivar la inversión de la empresa privada, el Gobierno Nacional ha repotenciado la inversión y la producción desde el sector público, lo cual ha permitido un crecimiento de este sector. Se ha logrado $2 120 millones de inversión para la recuperación de campos maduros al igual que $182 millones de inversión para la exploración y producción petrolera de los bloques 55 y 28. Estas acciones han permitido que el Ecuador incremente la obtención de petróleo, alcanzando en 2014 un récord histórico en la producción con un promedio de 560 mil barriles por día. Producción nacional de petróleo 2006 hasta 2015 ((Millones de barriles de petróleo – anual)) AÑOS

PRODUCCIÓN EMPRESAS PÚBLICAS

PRODUCCIÓN CÍAS. PRIVADAS

TOTAL DE PRODUCCIÓN NACIONAL

2006

90,9

105,0

195,9

2007

94,3

92,3

186,7

2008

97,1

87,6

184,8

2009

102,8

74,9

177,6

2010

110,3

67,1

177,4

2011

130,6

52,0

182,6

2012

133,7

50,7

184,3

2013

144,9

47,2

192,1

2014

158,0

45,1

203,1

2015 (Hasta abril)

51,3

15,1

66,3

Fuente: Banco Central del Ecuador

Estos logros se han alcanzado bajo el cuidado y respeto a los derechos de la naturaleza como se especifica en la Constitución, lo cual ha de-

jado atrás una idea errónea sobre la actividad hidrocarburífera concebida por su afectación y contaminación al medio ambiente dado el abuso de las transnacionales. Hoy éstas son denunciadas y combatidas por el Gobierno Nacional. Ejemplo de ello es el trabajo de Petroamazonas con respecto a las licencias ambientales, el tratamiento de desechos sólidos en centros especializados y el empleo del gas asociado a la explotación que va a ser utilizado para la generación de electricidad. Acciones como estas hicieron que en marzo de 2011, Petroamazonas, recibiera del World Finance de Londres, un reconocimiento por el mejor Proyecto de Optimización Energética (OGE) en el Mercado de Carbono y pionero en Sudamérica. Al año siguiente, en Londres, recibió el Premio y Certificado a la Excelencia en Reducción de Quema de Gas (Certificate of Excellence in flaring reduction). El trabajo emprendido ha generado ahorro para el Estado al reemplazar la generación eléctrica a diésel, por generación a gas asociado y crudo. Por la consolidación de estas nuevas políticas públicas, es posible plantearse desafíos a largo plazo, contemplando el manejo adecuado de los recursos naturales. Ecuador soberano, eficiente y con servicios de calidad En el contexto geopolítico actual el descubrimiento de grandes reservas de los EEUU ubica al país ante un escenario aún más complicado por ser dependiente del petróleo. Sin embargo, este contexto desafía a invertir en proyectos estratégicos en el sector de hidrocarburos, que permitan dar pasos hacia la soberanía energética y la reducción en la dependencia internacional. Para ello, se han desarrollado Políticas Públicas acordes a las necesidades del país y ha ejecutado una planificación estratégica en el desarrollo de obras dentro de este sector. La inversión ejecutada en proyectos hidrocarburíferos en el período 2007-2014 asciende a $15 225 millones2. El Gobierno Nacional ha invertido en proyectos estratégicos de modernización de producción, almacenamiento, transporte y abastecimiento de combustibles. En el camino hacia una soberanía energética del Ecuador, se ha invertido en proyectos como: Monteverde-Chorrillo, Poliducto Pascuales-Cuenca, la rehabilitación de la Refinería Esmeraldas y la producción de Gasolina Ecopaís.

2. Ministerio de Hidrocarburos, Secretaría de Hidrocarburos, EP Petroecuador y Petroamazonas EP PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CIFRAS 1.- Monteverde-Chorrilos: La demanda aproximada de GLP en el país es de 3200TM/día, por lo que para cubrirla se ha venido abasteciendo aproximadamente con: 2500 TM/día desde el Terminal de El Salitral con GLP importado y almacenamiento en mar (a esto le llaman la “zona sur”). Mediante esta megaconstrucción, que tiene una inversión de $606,7 millones, se asegura el almacenamiento de gas licuado de petróleo en tierra por 20 días con una capacidad nominal de almacenamiento de 64 mil TM y la demanda total país. De esta manera, este proyecto permite atender la demanda nacional, garantizando el normal abastecimiento a las provincias de Santa Elena, Guayas, Manabí, Los Ríos y Azuay, además de eliminar los costos y riesgos del almacenamiento flotante. El costo de la obra representó cerca de $600 millones. Esta obra no solo beneficia a la zona sur del país sino que también en la generación de fuentes de trabajo directo e indirecto en sus diferentes fases del proyecto. Además de una inversión social de $6,23 millones en salud, desarrollo urbano, saneamiento ambiental y educación. 2.- Poliducto Pascuales Cuenca Para el abastecimiento oportuno y eficiente de combustible a la zona centro y sur del país, actualmente los hidrocarburos se transportan mediante auto-tanques desde la Terminal de Pascuales ubicada en la provincia del Guayas hasta Cuenca y Loja. Para ello, se han invertido $541 millones a fin de que a través del poliducto se atienda la demanda de combustibles Gasolinas Súper y Extra, Diésel y GLP a las provincias de Azuay, Cañar, Loja, El Oro, Zamora Chinchipe y Morona Santiago, disminuyendo los impactos ambientales, reduciendo costos de operación y garantizando la seguridad del traslado del combustible. Esta obra está acompañada de una inversión de $22 millones empleados en saneamiento ambiental, apoyo productivo y vialidad. 3.- Rehabilitación de la Refinería Esmeraldas La Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) inició su operación en 1978 con una capacidad de 55 600 barriles diarios, que llegó a alcanzar los 110 mil barriles con su segunda ampliación. Empero, la falta de mantenimiento en la década de 1990 y principios de siglo XXI, hicieron que esta planta disminuya su capacidad de operación a un 85%. Actualmente, se desarrolla un proceso de rehabilitación de la refinería con una inversión de $1 174 millones, ya que garantizará una mayor producción de combustibles 14

(gasolina 20%, diésel 16%, jet 16% y LPG 16%), para cubrir una mayor parte de la demanda nacional. El proyecto genera alrededor de 3 000 fuentes de trabajo en su fase de construcción y reparación, y ha procurado el desarrollo de convenios para las vías aledañas a la refinería, además de contribuir en la seguridad, educación y salud con una inversión social de $137 millones. Por otro lado, se debe destacar el compromiso de este proyecto por contribuir con el medio ambiente a través de un proceso responsable en el tratamiento de residuos de la refinería. El país dispone hoy de una plataforma de Almacenamiento de Residuos Industriales Peligrosos que permite llevar los desechos industriales (toneladas de di etanol amina y sosa gastadas, además de plástico triturado contaminado) hacia plantas procesadoras en Europa. 4.- Producción de gasolina Ecopaís Promover políticas claras sobre el desarrollo de los bio-combustibles es parte de una estrategia nacional de los sectores estratégicos por generar una alternativa viable tanto económicamente como sostenible para el desarrollo de la industria, la reactivación del campo y la generación de empleo. Los biocombustibles son parte de una visión más amplia del Estado, en la cual se integra la generación de energía limpia a través de las hidroeléctricas, un correcto manejo ambiental y la explotación e industrialización de los recursos naturales de manera responsable. Se estima que este proyecto atraerá inversión privada en un 470 M USD, con una generación de 9 000 empleos, además de una reducción de CO2 y la disminución de hasta un 10% de las importaciones de combustibles. Además se debe destacar que permitirá alcanzar una balanza comercial positiva con un ahorro de 1 000 MM USD en cinco años. Inversión para el futuro De acuerdo a información del Energy Information Administration (EIA), el Ecuador registra una fuente de reservas del orden de los 8,24 billones de barriles, por lo cual es importante ampliar los horizontes petroleros no solo en la búsqueda de nuevos proyectos y bloques de explotación, sino también del fortalecimiento de la alianza público-privada. El compromiso del Gobierno Nacional parte de una planificación específica en 17 proyectos del sector petrolero dirigidos a la explotación y desarrollo de nuevos bloques con una alta inversión tanto para el procedimiento técnico que será de $15 354 millones como el social en las áreas cercanas a los proyectos con un aproximado de 183 M dólares. PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CIFRAS

PROYECTO exploración y desarrollo

INVERSIÓN ESTIMADA (millones de dólares)

Bloque 20

6 260

Bloque 43

5 600

Bloque 86

1 720

Bloque 31

668

Bloque 78

190

Bloque 87

190

Bloque 84

130

Bloque 76

Bloque 77

Bloque 80

Bloque 81

Bloque 29

Bloque 22

Bloque 70

Bloque 71

Bloque 72

Bloque 73

Total:

15 354 MM

Los proyectos señalados tendrán además una inversión social importante en la generación de proyectos de agua potable y alcantarillado, programas de acceso a tecnologías de información, la construcción de unidades del milenio, la dotación de equipos de computación, salud, construcción de redes de distribución y alumbrado público; que beneficiarán a alrededor de 100 mil personas. Desde 2006 los Gobiernos Autónomos Descentralizados de esta región han recibido más de $4 200 millones por transferencias de recursos, sin mencionar las inversiones directas que ha hecho el Gobierno central, es decir; cinco veces más de lo que percibieron entre 2000-2006 que fueron $927 millones. Los esfuerzos del Gobierno han permitido reducir en 16 puntos porcentuales la pobreza en la región. Por el compromiso de la región con el proyecto y su respaldo al crecimiento del país es que el Banco del Estado (BDE) desembolsó $11,9 millones, para los Gobiernos Autónomos Descentralizados Parroquiales Rurales de las provincias amazónicas. Un aporte no reembolsable que impulsa el crecimiento regional.

Figura 1. Explotación y desarrollo de nuevos bloques en el país

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CAPACITACIÓN Y EVENTOS

Visita de campo al taladro de perforación

Organiza: LADS Lugar: Oriente- Ecuador Fecha: 15 de septiembre de 2015 Información: administrador@ladsecuador.org

The Value of Assessing Uncertainty (What You Don’t Know Can Hurt You)

Organiza: SPE Distinguished Lecture Lugar: Quito - Ecuador Fecha: 23 de septiembre de 2015 Información: http://www.spe-ecuador.org

Completion Scorecard: The Importance of Scoring High

Organiza: SPE Distinguished Lecture Lugar: Quito - Ecuador Fecha: 15 de octubre de 2015 Información: http://www.spe-ecuador.org

Reunión mensual de LADS

Organiza: LADS Lugar: Quito -Ecuador Fecha: 22 de octubre de 2015 Información: administrador@ladsecuador.org

LACPEC: Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe

Organiza: SPE Ecuador Lugar: Quito- Ecuador Fecha: 10 al 20 de noviembre de 2015 Información: www.spe.org/training

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

Organiza: SPE Distinguished Lecture Lugar: Quito - Ecuador Fecha: 14 de marzo de 2016 Información: http://www.spe-ecuador.org

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CAPACITACIÓN Y EVENTOS

SPE promueve sostenibilidad en la industria Autor: Fernando L. Benalcázar

E Fernando L. Benalcázar. Presidente y Senior Partner de APD Proyectos Cia. Ltda. Por más de 23 años ha apoyado proyectos internacionales de la industria petrolera en diversos países. Se ha desempeñado en el Grupo de Trabajo de Sostenibilidad de la SPE Internacional desde el 2012. Maestría en Ingeniería Civil de la U. Federal de Río de Janeiro, Brasil y CSP (Profesional Certificado en Seguridad Industrial en los EUA.)

n julio de 2015 la SPE celebró en Bogotá – Colombia, la Conferencia Latinoamericana y del Caribe de Salud, Seguridad Industrial, Ambiente y Sostenibilidad. Se desarrolló bajo el lema: “Compartiendo las mejores prácticas en SSA y Sostenibilidad para el crecimiento económico, equilibrando el desarrollo social y la protección ambiental”. Se ofrecieron tecnologías de última generación y sus efectos sobre sostenibilidad, frente a los grandes retos y experiencias en SSA, Responsabilidad Corporativa e Innovación, que existen en la ejecución de proyectos de petróleo y gas, en ambientes y condiciones actuales de trabajo cada vez más demandantes. La Conferencia fue inaugurada oficialmente por Nathan Meehan, Presidente SPE 2016. Meehan resaltó la misión de la SPE: Recopilar, difundir e intercambiar conocimientos técnicos relacionados con la exploración, desarrollo y producción de petróleo, gas y tecnologías afines, para el beneficio público y proveer oportunidades, para que los profesionales mejoren su competencia técnica y profesional. Hizo hincapié en el propósito de Baker Hughes que es el de facilitar energía segura y asequible, mejorando la vida de las personas. Destacó su práctica de negocios: Perfect HSE Day reiterando que la sostenibilidad es la única forma de hacer negocios para las actividades de petróleo y gas, en la actualidad y el futuro. La reunión, a la que asistieron 147 profesionales, de 15 países y cuatro continentes, relacionados con Operaciones, SSA, Responsabilidad Corporativa y Sostenibilidad, exploró y analizó lo que ha funcionado, lo que no y lo que se ha aprendido con respecto a acciones y prácticas, en las cuales se requerirán futuras innovaciones tecnológicas, para fortalecer bajo principios de sostenibilidad, la Licencia Social de Operar. La conferencia brindó una oportunidad de networking, compartiendo y aprendiendo de actores exitosos de la industria en estos temas. Hubo dos sesiones plenarias. La primera: “Marco Regulatorio en la Región de América La-

tina y el Caribe”, marcó el tono de la conferencia. Representantes de alto nivel de los organismos reguladores de energía de Ecuador, Colombia y México compartieron y discutieron sus esfuerzos por crear un entorno empresarial adecuado, para el desarrollo productivo y socialmente responsable. Los panelistas que participaron en el evento fueron Ulises Neri, titular de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México; Edgar E. Rodríguez, Jefe Ambiental de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia e Yvonne Fabara, titular de la Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador. La segunda: “Retos Sociales en E&P en la Región de América Latina y el Caribe”, puso sobre la mesa los retos de la industria, junto con las mejores prácticas que garanticen el desarrollo eficiente y sostenible de actividades de exploración y producción (E&P), equilibrando temas ambientales en las regiones en las que las operaciones se ejecutarían. El sector petrolero es conocido por la alta demanda de compromiso social efectivo que prevenga o mitigue los impactos a largo plazo en el tramado social, a lo largo de la cadena de suministro. Asimismo, por la generación de valor compartido para las partes involucradas y su contribución al desarrollo del territorio en el que opera. Los panelistas invitados, de nacionalidad colombiana fueron: David Arce de Arce Rojas Consultores; Weildler Guerra, antropólogo wayuu y Gustavo Bernal, representante del Ministerio de Energía y Minas. En el marco del evento se planificó que por primera vez la SPE se asociase con la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL). El objetivo fue organizar una mesa redonda relacionada con los Retos de Sostenibilidad para el Desarrollo Upstream en Colombia. Este panel fue bien recibido por los profesionales porque brindó una discusión abierta y detallada sobre temas de actualidad e importancia en Colombia. Entre ellos están la distribución de los ingresos petroleros y cómo afecta en la relación operadores-comunidades, además de las intePGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CAPACITACIÓN Y EVENTOS

racciones sociales complejas, entre las minorías étnicas y pescadores. Otro punto a destacar de la Conferencia fue el tema escogido para el Keynote Luncheon: “Fracturamiento (Fracking) - historia, tecnología y efectos socio-ambientales en su aplicación y funcionamiento”. El orador fue Luis A. Anaya de Fenix Oilfield Services (quien también estará presente en LACPEC 2015). El enfoque directo presentado por Anaya contribuyó al conocimiento general y subrayó la controversia actual de esta tecnología y su uso durante años. En esta conferencia SPE ofreció por segunda ocasión un curso formal en sostenibilidad - The Sustainability Imperative: Making the Case and Driving Change. Acciones como la presentación de este curso demuestran el compromiso actual de la SPE con este tema. También son de suma importancia para mejorar el entendimiento y conocimiento respecto a equilibrar el crecimiento económico y las cuestiones sociales

y ambientales en los proyectos petroleros. Los asistentes partieron de la conferencia con el entendimiento de que la industria debe asumir una responsabilidad que va más allá de la regulación actual y que, de forma proactiva, debe promover y proporcionar información oportuna sobre tecnologías y prácticas aplicadas directamente a operaciones exitosas. Eventos futuros similares de la SPE en la región son la 2015 LACPEC - Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference a realizarse del 18 al 20 de noviembre en Quito, Ecuador y el 2016 Mexico Health, Safety, Environment and Sustainability Symposium, que se desarrollará el 30 y 31 de marzo, ofrecerán insight y oportunidades de aprendizaje. En una encuesta realizada durante esta conferencia, los participantes calificaron el contenido técnico de los trabajos presentados, sesiones técnicas y material entregado de la siguiente forma:

Trabajos presentados

SESIONES TÉCNICAS

Bueno 20%

Bueno 20% Excelente 10% Excelente 25%

Muy bueno 20%

Muy bueno 55%

material entregado

Bueno 26%

Excelente 21% Muy bueno 53%

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CAPACITACIÓN Y EVENTOS

La AIHE presenta su Plan de trabajo junio 2015-2017 Autor: Italo Cedeño

Italo Cedeño. Ingeniero de Petróleos por la Escuela Superior Politécnica del Litoral. Postgrados en LUZ y Harvard. Actual Director Ejecutivo de la AIHE.

La Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) realizó el miércoles 24 de junio de 2015, la inauguración de su nueva Dirección Ejecutiva y la presentación oficial de su Proyecto de Plan de Trabajo para el período junio 2015 - junio 2017. Italo Cedeño, Director Ejecutivo de la AIHE, dio la bienvenida a los invitados y expuso los principales puntos del plan. Entre ellos se encuentran: el aumento del número de empresas afiliadas a la AIHE, así como el establecimiento de relaciones con organizaciones internacionales afines a la industria hidrocarburífera. Otro de los objetivos será crear la Cámara Petrolera Ecuatoriana para integrar

a todas las empresas y personas relacionadas con el sector. El evento contó con la participación de Pedro Merizalde, Ministro de Hidrocarburos; Ernesto Grijalva, Viceministro de Hidrocarburos; Oswaldo Madrid, Gerente de Petroamazonas; Yvonne Fabara, Secretaria de Hidrocarburos; representantes de EP Petroecuador, Operaciones Río Napo y de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. A ellos se sumaron altos directivos de las principales empresas del sector petrolero. Al finalizar la reunión, Italo Cedeño invitó a las empresas a formar parte de la AIHE y trabajar juntos por el desarrollo de su industria hidrocarburífera.

Encuentro de LADS en Colombia Autor: Paul Barragán

Paul Barragán. Ingeniero de Petróleos de la Escuela Superior Politécnica del Litoral. Inició su carrera en Schlumberger en 1996 y desde el 2003 trabaja en Baker Hughes. Actual Presidente de LADS.

LADS GLOBAL organizó un encuentro face-to-face en Bogotá, a inicios de julio de este año, para consolidar y fortalecer las asociaciones de cada uno de los capítulos. LADS tiene presencia en: Ecuador, Colombia, Bolivia, Perú, Argentina y Chile. La importancia de estos encuentros es que al compartir las experiencias y las buenas prácticas, se logra el compromiso y el trabajo en equipo, parte fundamental de los valores de LADS. En el encuentro de LADS Global en Colombia, se ratificaron sus nuevos valores, que fueron actualizados para lograr una mejor implementación de manera homologada de cada uno de los capítulos. El capítulo de LADS Ecuador ha sido públicamente reconocido por tener proyectos insignias como el MEDEVAC, un sistema estructurado, confiable, eficiente y disponible todo el tiempo (24/7), que cuenta con tres ambulancias equipadas. Utiliza la infraestructura y equipos existentes para salvar la vida del paciente, mientras es evacuado de una manera segura. Permite su estabilización durante la evacuación

médica a un lugar con todas las facilidades para su intervención. Este sistema de evacuación médica tiene un esquema público-privado, que cuenta con el apoyo de la Universidad San Francisco de Quito (USFQ) y del Ministerio de Salud Pública. Este a su vez, aporta con sus instalaciones y facilidades del Hospital Público Francisco de Orellana (El Coca) y del sistema (terrestre y aéreo) ECU-911. Las tres ambulancias exceden el equipamiento requerido para ambulancias Tipo 2 (stand-by & permanent), las que se encuentran localizadas estratégicamente en el nororiente ecuatoriano (Palo Azul, Lago Agrio y El Coca). En estas unidades atienden cuatro doctores emergenciólogos. En julio de 2015, Chile inauguró el capítulo bajo la presidencia del Ing. Jorge Quijada en una ceremonia realizada en Punta Arena con la presencia del Presidente de LADS Global, Ricardo Sarmiento, y los nuevos miembros, quienes trabajarán en Magallanes dado que la actividad está principalmente enfocada en esa zona. Para iniciar el capítulo en Chile hay 12 miembros fundadores. PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CAPACITACIÓN Y EVENTOS

Foro de la industria y la petroquímica Autor: Marcelo Karolys

l cumplirse cinco años de los convenios entre el College of the Mainland y varias instituciones educativas del Ecuador, se realizó el Primer Foro Internacional: “La Industria y la Petroquímica”, como acto final de la Expo Conferencia Petroquímica 2015, realizado en Quito el 29 y en Latacunga el 30 y 31 de julio de 2015. El evento fue organizado por la Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE, Extensión Latacunga y el Instituto de Ciencia y Tecnología de Houston Texas; con la participación de delegaciones y representantes de universidades y empresas industriales relacionadas con la Petroquímica. Conclusiones En el foro se reafirmaron los principios de participación, cooperación, solidaridad, equidad, enseñanzas mutuas, desarrollo y progreso. Y se subrayó que los grandes desafíos del inicio de la Petroquímica en el Ecuador está basado en la participación tecnológica que aporten los países de la región, con base en su experiencia y a los éxitos alcanzados en su desarrollo. Asimismo, se destacó la participación y buena voluntad del Ministerio de Hidrocarburos, las instituciones y empresas nacionales e internacionales para apoyar y contribuir a desarrollar la Petroquímica en el Ecuador. Otra de las conclusiones es que el Foro Internacional: La Industria y la Petroquímica es parte de un proceso importante en el inicio del desa-

rrollo de una actividad tan importante como es la Petroquímica, que podría convertirse en una base técnica y económica de vital importancia para el país. El Foro es un proceso de trabajo para avanzar en el diálogo global para el desarrollo de la Petroquímica en el Ecuador, gracias a la participación de experiencias y visiones de los participantes en este evento. Se insta, en este sentido, a todos los participantes e instituciones involucradas, especialmente al Ministerio de Hidrocarburos, a seguir trabajando conjuntamente para traer con fuerza la voz y experiencias de América Latina y ser presentada en una nueva oportunidad, en la Expo Conferencia 2016 que se desarrollará el 22, 23 y 24 de junio de ese año. Para los organizadores, la relevancia del Foro y sus resultados determinan la necesidad de establecer un mecanismo dinámico de trabajo colaborativo y de convergencia. Para lograrlo se designó una comisión permanente que hará el seguimiento para que las conclusiones acordadas se cumplan. La conforman: el Ing. Juan José Silva, Ing. Romel Arboleda, PhD. Hebert Molero, Ing. Marcelo Karolys y el Dr. Bladimir Bernys. El Foro agradece y felicita a todas las instituciones anfitrionas del Ecuador por el éxito organizativo y de participación, así como a todas las delegaciones que han demostrado la riqueza de sus experiencias, de los debates y reflexiones producidos, que permitirán avanzar en el debate global sobre el desarrollo de la Petroquímica en el Ecuador.

Marcelo Karolys. Ingeniero en Medio Ambiente con especialización en varias tecnologías petroleras: Perforación, producción, oleoductos y refinación en universidades e institutos de Estados Unidos, Canadá y México. Representante del College of the Mainland de Texas City y promotor para Latin América del programa PTEC (tm); Tecnología de Procesos (operación de refinerías y plantas petroquímicas).

Organizadores y participantes del Foro Internacional: La Industria y la Petroquímica

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

REPORTES

Torres de perforación en el Ecuador Septiembre 1, 2015 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

No. RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

MARIANN 54

CCDC

CCDC25

2000 HP

LOGGING IN OPEN HOLE

ANDES PETROLEUM

FANNY 18B169

HILONG

ZJ70D 2000 HP

DRILLING

PETROAMAZONAS EP

YNOA 013 R1

CCDC

CCDC036

BAOJI 2000 HP

RUNNING 7" LINER

PETROAMAZONAS EP

CYBH 069

CCDC

CCDC39

1600 HP

COMPLETION

PETROAMAZONAS EP

ACAM 145

CCDC

CCDC066

2000 HP

DRILLING 8 1/2" HOLE

PETROAMAZONAS EP

ACAL 139

CCDC

CCDC68

2000 HP

COMPLETION

PETROAMAZONAS EP

ACSD 021

CCDC

CCDC69

2000 HP

COMPLETION

PETROAMAZONAS EP

PYMG 030

HILONG

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

PETROAMAZONAS EP

NNKB 05

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

SKIDDING & RIG TESTING

PETROAMAZONAS EP

CNOI 055

SINOPEC

119

2000 HP

PRODUCTION EVALUATION

PETROAMAZONAS EP

OSO A021R1

SINOPEC

127

2000 HP

DRILLING 6 1/8" HOLE

PETROAMAZONAS EP

CHEA 004

SINOPEC

128

OILWELL 840

TESTING

PETROAMAZONAS EP

CNOC 059

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

DRILLING CEMENT IN TOL 7"

PETROAMAZONAS EP

OSO I146

SINOPEC

191

2000 HP

CEMENTING 13 3/8" CASING

PETROAMAZONAS EP

OSO G106

SINOPEC

220

2000 HP

RIG MOVE

PETROAMAZONAS EP1

AGUARICO 042D

HILONG

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI 217D

HELMERICH & PAYNE

176

2000 HP / LEE C. MOORE

RUNNING 20" CASING

PETROAMAZONAS EP2

PLAN 050HR

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

PERFORM DRILL OUT 5" CASING

PETROAMAZONAS EP3

EDYJ 186

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

RIG MOVE

PETROAMAZONAS EP4

SHUARA 5

PETREX

2000 HP

STD. BY

PETROAMAZONAS EP5

JVNE 022

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

MOBILIZING RIG FROM COCA BASE

PETROAMAZONAS EP5

LMNH-062

SINOPEC

183

2000 HP

STARTING TO DRILL

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 488H

CCDC

CCDC028

2000 HP

COMPLETION

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, , IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 3. Para proveer servicios en esta área, Consorcio KAMANA firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 4. Para proveer servicios en esta área, Consorcio PARDALIS firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 5. Para proveer servicios en esta área, Consorcio PAÑATURI firmó un contract con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

REPORTES

Torres de reacondicionamiento en el Ecuador OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

No. RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

TAPIR NORTE 8

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

INITIAL COMPLETION

ANDES PETROLEUM

FANNY 18B166

HILONG

XJ 650

INITIAL COMPLETION

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVAS

PALANDA 05

PETROTECH

550 HP

W.O.

ENAP SIPEC

PARAISO 7ST

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

AUCA 121

CCDC

650 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

CONONACO 06

GEOPETSA

UPET 550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

APKA 011

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

PKNA 011

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

OSO H116

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O.

PETROAMAZONAS EP

AUCA 85

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

W.O.

PETROAMAZONAS EP

ATACAPI 17

TRIBOILGAS

COOPER 550

W.O.

PETROAMAZONAS EP

COCA 030

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

PARAHUACU 18D

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

LGA 09B

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

PETROAMAZONAS EP

DRAGO 55

TRIBOILGAS

105

550 DD

W.O.

PETROAMAZONAS EP

CUYABENO 30

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI 205D

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POr DYGOIL)

SSFD01

KING SERVICES 750HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI L225

DYGOIL

CAMERON 600

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SHUSHUFINDI 292D

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP

AGUARICO 04

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SHUSHUFINDI 118D

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SHUSHUQUI B025

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP

PACAYACU A006

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

PETROAMAZONAS EP

EDYG 046

SAXON

WILSON 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP3

EDYT 184

SINOPEC

905

750 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

LAGO AGRIO 36

GEOPETSA

LTO-550-VIN-26606

W.O.

PETROAMAZONAS EP4

PUCUNA 05

GEOPETSA

ZPEC 650

W.O.

PETROAMAZONAS EP5

YNEB-012

SINOPEC

932

XJ 650

STDBY WITHOUT CREW

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 87

DYGOIL

FRANKS 600

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 425D

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 262D

CCDC

650 HP

W.O.

REPSOL

CAPIRON A14

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETR贸LEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

REPORTES

Torres de perforaci贸n disponibles CONTRATISTA

No.RING

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

CCDC

CCDC037

ZJ70DB (2000 HP)

TAPIR NORTE (RIG MAINTENANCE)

CCDC

CCDC038

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

DEMOBILIZING TO LAGO AGRIO BASE

HELMERICH & PAYNE

117

MID CONTINENTAL U1220EB

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

121

IDECO E1700

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

132

OILWELL 840

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1220

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

190

2000 HP

COCA BASE

HILONG

ZJ70DB VFD 2000 HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

SHUSHUFINDI BASE

PDVSA

PDV-79

ZJ70DB 2000 HP

DEMOB. FROM RIO NAPO & PREPARRING TO MOBILIZE TO VENEZUELA

PETREX

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

AGIP CPF STDBY

PETREX

5899

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

SINOPEC

129

70B

OSO A PAD

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

248

2000 HP

CNOF 054

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

COCA BASE

Torres de reacondicionamiento disponibles CONTRATISTA AGIP OIL ECUADOR

No.RING AOE 1

TIPO DE EQUIPO OIME 750SL

STACKED STBY. VILLANO "A"

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO "B"

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

ESPINEL & ASOCIADOS

EA 12

XJ 650

COCA BASE

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

NABORS DRILLING SERVICES

813

IRI 1287W / FRANKS 500

SHUSHUFINDI BASE SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

SAXON ENERGY SERVICES

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

904

750 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

907

XJ 550

COCA BASE

TRIBOILGAS

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

WILSON 42 B

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

COOPER 550DD

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

103

550 HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

108

650 HP HELI PORTABLE RIG

COCA BASE

PETROAMAZONAS EP (BLOQUE 1)

WILSON 42 B DD

PENINSULA STA. ELENA

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETR贸LEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

REPORTES

Torres de perforación en el mundo ÁREA

FECHA REGISTRO ACTUAL

NÚMERO DE TORRES DE PERFORACIÓN

DIFERENCIA CON REGISTRO ANTERIOR

FECHA DE REGISTRO PREVIO

DIFERENCIA CON REGISTRO DEL AÑO PASADO

FECHA DE REGISTRO DEL AÑO PASADO

Estados Unidos

4 September 2015

864

-13

28 August 2015

-1061

4 September 2015

Canada

4 September 2015

187

-9

28 August 2015

-227

4 September 2015

Internacional

jul-15

1118

-28

June 2015

-264

July 2014

2015

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan

351

128

132

415

232

1258

368

1683

3309

Feb

355

133

132

415

240

1275

363

1348

2986

Mar

351

135

125

407

233

1251

196

1110

2557

Apr

325

119

120

410

228

1202

976

2268

May

327

116

100

398

217

1158

889

2127

Jun

314

113

103

401

215

1146

129

861

2136

Jul

313

108

391

212

1118

183

866

2167

Avg.

334

122

115

405

225

1201

201

1105

2507

2014

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan

401

126

139

403

256

1325

504

1769

3598

Feb

400

132

154

396

259

1341

626

1769

3736

Mar

406

148

132

401

258

1345

449

1803

3597

Apr

403

151

136

407

252

1349

204

1835

3388

May

404

149

140

414

243

1350

162

1859

3371

Jun

398

147

123

425

251

1344

240

1861

3445

Jul

407

153

137

432

253

1382

350

1876

3608

Aug

410

143

125

406

255

1339

399

1904

3642 3659

Sep

402

148

117

396

260

1323

406

1930

Oct

393

148

125

390

252

1308

424

1925

3657

Nov

375

149

142

403

255

1324

421

1925

3670

Dec

369

148

138

403

255

1313

375

1882

3570

Avg.

397

145

134

406

254

1337

380

1862

3578

2013

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan

414

134

115

379

237

1279

503

1757

3539

Feb

427

135

113

350

250

1275

642

1762

3679

Mar

437

133

115

336

247

1268

464

1756

3488

Apr

429

136

125

354

257

1301

153

1755

3209

May

424

124

362

249

1283

128

1767

3178

Jun

423

138

133

389

250

1333

183

1761

3277 3362

Jul

418

139

128

379

241

1305

291

1766

Aug

399

143

125

362

238

1267

368

1781

3416

Sep

404

139

119

379

243

1284

387

1760

3431

Oct

420

136

131

383

245

1315

378

1744

3437

Nov

411

137

135

388

240

1311

385

1756

3452

Dec

417

126

138

405

249

1335

372

1771

3478

Avg.

419

135

125

372

246

1296

355

1761

3412

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count Jul 2015 PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

REPORTES

Torres de perforación en el mundo 2012

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan

420

108

311

254

1171

577

2003

3751

Feb

439

120

311

253

1204

706

1990

3900

Mar

438

109

312

244

1192

492

1979

3663

Apr

423

118

312

245

1178

158

1962

3298

May

457

118

318

249

1225

133

1977

3335

Jun

435

115

106

400

229

1285

227

1972

3484

Jul

415

110

105

401

233

1264

307

1945

3516

Aug

417

118

111

388

227

1261

316

1913

3490

Sep

411

124

108

381

230

1254

355

1859

3468

Oct

412

124

104

377

242

1259

365

1834

3458

Nov

398

127

102

394

246

1267

385

1809

3461

Dec

414

136

102

363

238

1253

353

1784

3390

Avg.

423

119

356

241

1234

365

1919

3518

2011

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

Jan

403

117

269

286

1161

564

1711

3436

Feb

412

118

292

273

1189

629

1718

3536 3434

TOTAL MUNDIAL

Mar

415

118

288

261

1147

567

1720

Apr

402

112

289

254

1129

184

1790

3103

May

410

110

294

255

1151

143

1836

3130

Jun

438

113

290

244

1158

236

1863

3257

Jul

438

120

287

244

1150

347

1900

3397

Aug

441

128

287

252

1183

473

1957

3613 3662

Sep

432

120

292

252

1174

510

1978

Oct

438

122

297

259

1197

508

2017

3722

Nov

422

122

308

247

1185

487

2011

3683

Dec

438

112

304

247

1180

429

2003

3612

Avg.

424

118

291

256

1167

423

1875

3465

2010

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan

374

260

253

1047

459

1267

2773

Feb

382

258

259

1068

564

1350

2982

Mar

378

261

259

1074

386

1419

2879

Apr

370

103

254

262

1074

123

1479

2676

May

395

254

268

1090

147

1513

2750

Jun

388

259

271

1099

229

1531

2859

Jul

387

273

272

1109

350

1573

3032

Aug

388

271

275

1102

387

1638

3127

Sep

381

276

281

1120

347

1655

3122

Oct

377

270

274

1099

398

1668

3165

Nov

393

100

274

276

1130

420

1683

3233

Dec

385

105

267

282

1118

398

1711

3227

Avg.

383

265

269

1094

351

1541

2985

2009

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Avg.

381 374 358 349 357 343 351 344 355 351 361 353 356

93 81 95 86 82 77 73 78 83 84 86 84 84

58 59 61 62 62 64 57 58 57 62 68 70 62

274 264 262 253 253 247 249 234 245 239 253 251 252

238 242 236 236 239 236 244 233 246 247 257 266 243

1044 1020 1012 986 993 967 974 947 986 983 1025 1024 997

377 413 196 74 72 125 175 178 208 244 277 313 221

1553 1320 1105 995 918 895 931 980 1009 1044 1107 1172 1086

2974 2753 2313 2055 1983 1987 2080 2105 2203 2271 2409 2509 2304

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count Jul 2015

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO Y WTI (1972-2015) Crudo ORIENTE AÑOS

Fuente: EP Petroecuador, BP Statistical Review of World Energy 2014 y EIA Energy Information Administration. *Las cifras del 2015 corresponden al período enero - julio

Valor unitario dólares/barril

WEST TEXAS INTERMEDIATE

Crudo Napo

API Promedio

Valor unitario dólares/barril

API Promedio -

$/bbl

1972

2,50

29,10

1973

4,20

29,90

1974

13,70

30,10

1975

11,50

30,40

1976

11,50

30,30

1977

13,00

29,10

14,22

1978

12,50

30,00

14,55 25,08

12,23

1979

23,50

29,80

1980

35,26

29,80

37,96

1981

34,48

29,40

36,08

1982

32,84

29,40

33,65

1983

28,08

29,40

30,30

1984

27,46

29,20

29,39

1985

25,90

29,60

27,98

1986

12,70

29,80

15,10

1987

16,35

29,50

19,18

1988

12,50

29,10

15,97

1989

16,22

28,90

19,68

1990

20,32

28,80

24,50

1991

16,16

28,70

21,54

1992

16,89

28,70

20,57

1993

14,42

28,40

18,45

1994

13,68

27,80

17,21

1995

14,83

27,00

18,42

1996

18,04

26,10

22,16

1997

15,51

25,20

20,61

1998

9,15

25,20

14,39

1999

15,12

24,60

19,31

2000

24,92

24,20

30,37

2001

18,99

23,90

25,93 26,16

2002

22,06

23,90

2003

26,26

24,20

31,07

2004

32,17

24,10

41,49

56,59

19,00

72,20 100,06

2005

42,84

23,80

2006

51,84

23,50

48,56

2007

62,27

24,30

56,34

66,02

2008

83,96

24,30

82,04

18,20

2009

54,34

23,40

50,87

18,70

61,92

2010

72,97

23,70

69,56

19,30

79,45

2011

98,92

23,90

95,11

19,30

95,04

2012

99,49

24,00

96,44

19,50

94,13

2013

97,36

24,80

92,91

19,70

97,99

2014

86,62

24,70

82,15

20,20

93,26

2015

49,00

25,40

44,42

20,60

52,86

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015 2.877 123.418 557.452

1.221

2.989

11.761

32.601

12.256

2.796

121.860

564.773

PACIFPETROL

PETROBELL

PETRORIENTAL (BLOQUE 14 Y 17)

REPSOL ÁREA BLOQUE 16 + TIVACUNO

ENAP - SIPEC

TECPECUADOR

SUBTOTAL CÍAS PRIVADAS

TOTAL NACIONAL

Fuente: ARCH, Barriles de petróleo neto por día fiscalizados en campo

12.029

31.487

12.345

2.652

1.204

5.100

5.087

CONSORCIO PETROSUD -PETRORIVA

1.871

2.106

869

4.924

905

33.706

CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

848

ORION ENERGY OCANOPB S.A

ORIONOIL ER S.A.

5.064

GENTE OIL ECUADOR

33.763

ANDES PETROLEUM 931

10.438

AGIP OIL

CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO)

434.034

442.913

SUBTOTAL CÍAS ESTATALES

13.448

72.379

72.069

OPERACIONES RÍO NAPO CEM

361.655

370.844

sept-14

PETROAMAZONAS EP

AGO-14

559.819

120.515

2.861

12.114

30.705

12.234

2.782

1.177

5.078

3.285

128

797

5.325

782

33.502

9.744

439.304

73.031

366.272

oct-14

568.668

128.194

2.997

12.008

30.289

12.303

2.867

1.190

4.892

3.703

1.767

1.419

5.933

764

35.362

12.701

440.473

73.662

366.811

nov-14

564.319

124.450

2.796

12.767

29.589

11.769

2.765

1.155

4.520

3.549

1.739

1.575

6.436

809

34.112

10.869

439.869

74.915

364.954

dic-14

557.231

126.810

2.814

13.345

30.133

11.775

2.169

1.314

4.527

3.067

1.721

1.396

7.146

518

34.819

12.066

430.421

73.992

356.428

ene-15

550.919

128.417

2.836

13.869

29.253

12.275

2.621

1.126

4.835

2.860

2.088

1.298

7.550

925

35.652

11.228

422.502

72.794

349.708

feb-15

552.073

125.947

2.429

13.436

29.216

11.594

2.402

1.152

4.800

2.642

2.267

1.231

7.387

953

33.651

12.787

426.125

74.456

351.669

mar-15

546.359

122.770

2.664

13.091

28.720

10.820

2.567

1.101

4.820

2.884

2.745

1.133

6.950

882

32.805

11.588

423.589

75.148

348.441

abr-15

543.193

119.620

2.703

12.677

28.626

10.212

2.470

1.105

4.664

3.011

2.868

1.092

6.566

843

32.016

10.767

423.573

74.934

348.639

may-15

541.037

119.149

2.612

12.163

29.416

9.831

2.497

1.113

4.578

2.814

2.915

815

6.015

826

32.237

11.318

421.888

73.202

348.686

jun-15

537.798

118.279

2.598

12.036

29.164

9.664

2.491

1.108

4.555

2.520

2.568

957

5.636

883

32.367

11.732

419.519

74.757

344.762

jul-15

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO

537.129

117.340

2.651

13.002

27.747

10.470

2.317

1.112

4.476

2.534

1.628

829

5.309

792

32.920

11.552

419.789

74.200

345.589

ago-15

ESTADÍSTICAS

30 340 000

335.000

330 000

OPERACIONES RÍOCNAPO RÍO NAPO EM CEM

1818.000 000

1616.000 000

1414.000 000

10 000

3434.000 000

3333.000 000

3232.000 000

0 0 330.000

AGIP oil OIL agip

1 1.800 800 1 1.600 600 1 1.400 400 1 1.200 200 1 1.000 000 800 800 600 600 400 400 200 200 0 0

ANDES PETROLEUM PETROLEUM ANDES

3636.000 000

3 500

3535.000 000

3 000

3131.000 000

500

3030.000 000

0 jun-‐14 jun-14 jul-‐14 jul-14 ago-‐14 ago-14 sept-‐14 sep-14 oct-‐14 oct-14 nov-‐14 nov-14 dic-‐14 dic-14 ene-‐15 ene-15 feb-‐15 feb-15 mar-‐15 mar-15 abr-‐15 abr-15 may-‐15 may-15 jun-‐15 jun-15 jul-‐15 jul-15 ago-‐15 ago-15

350.000

abr-‐14 abr-14

355.000

345 000

may-‐14 may-14

800 800 360.000

350 000

mar-‐14 mar-14

355 000

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

365 000

feb-‐14 feb-14

370 000

ene-‐14 ene-14

ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 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

375 000

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

PETROAMAZONAS EP

ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 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

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

12.000 10.000 8 000 8.000 6 000 6.000 4 000 4.000 2 000 2.000 00

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

76 000 76.000 75 000 75.000 7474.000 000 7373.000 000 7272.000 000 7171.000 000 7070.000 000 6969.000 000 6868.000 000 6767.000 000

ene-14 ene-‐14

ESTADÍSTICAS i

CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO) campo puma s.a. (consorcio PETROAMAZONAS EP pegaso)

1 200 1.200 375.000

1 1.000 000

370.000

365.000

600 600

400 400 345.000

340.000

335.000

200 200

gente oil ecuador

GENTE OIL ECUADOR

8 8.000 000

7 7.000 000

6 6.000 000

5 5.000 000

4 4.000 000

3 3.000 000

2 2.000 000

1 1.000 000

orion energy ocanopb ORION ENERGY OCANOPB s.a. S.A

orionoil er s.a.

2 500

2 000

1 500

1 000

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

3 3.500 500

3 500 3.500

3 3.000 000

3 000 3.000

2 2.500 500

2 500 2.500

2 2.000 000

2 000 2.000

1 1.500 500

1 500 1.500

1 1.000 000

1.000 1 000

500 500

0 0

5 000 5.000

1 600 1.600

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015 00

PACIFPETROL PACIFPETROL

1 400 1.400 1414.000 000

1 200 1.200 1313.500 500

1 000 1.000 1313.000 000

800 800 1212.500 500

600 600 1212.000 000

400 400 1111.500 500

200 200

1111.000 000

1010.500 500

PETROBELL

PETROBELL abr-15 abr-‐15

ago-15 ago-‐15

jul-15 jul-‐15

jun-15 jun-‐15

may-15 may-‐15

1 1.000 000

feb-15 feb-‐15

2 2.000 000

mar-15 mar-‐15

3 3.000 000

dic-14 dic-‐14

4 4.000 000

ene-15 ene-‐15

5 5.000 000

oct-14 oct-‐14

3535.000 000

nov-14 nov-‐14

4040.000 000

6 6.000 000

sep-14 sept-‐14

7 7.000 000

jul-14 jul-‐14

CONSORCIO PETROSUD CONSORCIO PETROSUD - -‐PETRORIVA PETRORIVA

ago-14 ago-‐14

jun-14 jun-‐14

2 2.000 000

abr-14 abr-‐14

1 500 1.500

may-14 may-‐14

2 000 2.000

mar-14 mar-‐14

2 500 2.500

1212.000 000

feb-14 feb-‐14

3 500 3.500

ene-14 ene-‐14

1 000 1.000

500 500

3 000 3.000

4 000 4.000 1414.000 000

ene-‐14 ene-14

CONSORCIO CONSORCIO PALANDA PALANDA YUCA YUCA SUR SUR

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

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

may-14 may-‐14

abr-14 abr-‐14

mar-14 mar-‐14

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

ene-14 ene-‐14

feb-14 feb-‐14

0 0

ene-14 ene-‐14

ESTADÍSTICAS

PETRORIENTAL PETRORIENTAL (BLOQUE (BLOQUE 114 4 YY 117) 7)

1010.000 000 8 8.000 000

6 6.000 000

4 4.000 000

REPSOL ÁREA BLOQUE 16 + TIVACUNO

3030.000 000

2525.000 000

2020.000 000 1515.000 000

1010.000 000

ENAPSIPEC - SIPEC

1414.500 500

TECPECUADOR TECPECUADOR

PUBLIRREPORTAJE

ManifoLds 2015 Equipos de vital importancia en el proceso de producción

ENERGYPETROL S.A. es una empresa integradora de Tecnología, cuenta con una larga trayectoria en provisión de servicios de ingeniería y productos para el sector petrolero e industrial. El enfoque de la empresa es realizar la comercialización de productos, con la evolución del mercado y las nuevas exigencias que implica el cambio de la matriz de producción del Ecuador.

La compañía inicia dos años atrás la formación del segmento de construcción, basados en equipos y productos para el sector petrolero, entre estos se puede mencionar: Manifold de producción de petróleo. Skid de inyección de químicos, Separadores de petróleo, entre otros. Con este nuevo enfoque, pese a la situación actual del precio del petróleo, se ha logrado mantener los niveles de productividad y desarrollo de nuevos proyectos en el año 2015.

¿QUÉ SON LOS MANIFOLDS? Son equipos paquetizados de vital importancia en el proceso de producción del petróleo. Estos sirven para poder receptar el crudo extraído de varios pozos desde el cabezal y unificarlos en una sola línea de producción. También poseen una línea para realizar pruebas de cada pozo. El diámetro y número de brazos dependerá del flujo máximo de producción, viscosidad y presión del crudo; y el número de pozos, respectivamente. Estos equipos son fabricados sobre un skid de manera paquetizada. Esto permite su facilidad en transporte, optimización de espacio, facilidad de instalación y sobre todo una reducción en el costo del equipo. Energypetrol se encuentra fabricando estos equipos para las principales empresas privadas y públicas, destinadas a proyectos muy importantes para el desarrollo del país, como es el bloque 43.

En el presente año, el principal desarrollo de la empresa son los Manifolds de Prueba y Producción.

Energypetrol S.A. (Ecuador) José Puerta N39-155 y Eloy Alfaro Telf: (593) 22923064 / www.energypetrol.net

En Energypetrol utilizamos equipos con la más alta calidad y tecnología, como es la detección de fuego con Detronics, válvulas de bola, check y aguja con marca KF, instrumentación apoyada con Siemens, Murphy y Wika; y mano de obra 100% calificada, certificada y homologada.

Área Técnica

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Trampas de petróleo hidrodinámicas en el occidente de la Cuenca Oriente del Ecuador Autores: Felix A. Ramirez, Enap Sipec; Jose A. Rodas, Petroamazonas y Agustín Paladines, Schlumberger

n el occidente de la Cuenca Oriente, las trampas hidrodinámicas se han desarrollado como producto de la inclinación del contacto agua-petróleo, lo cual puede ser explicado como el resultado de un acuífero de agua fresca operando en la Arenisca Hollín Principal, que está siendo recargada de manera constante en la Zona Subandina Ecuatoriana, en donde las rocas del reservorio Hollín se encuentran aflorantes. De acuerdo con Hubbert (1953), bajo condiciones hidrodinámicas la fuerza boyante y el agua en movimiento ejercen un mayor control sobre la distribución del agua, petróleo y gas en un reservorio, ocasionando que los contactos agua-petróleo y agua-gas se inclinen. Según Z. Ludwik (2004), para determinar los potenciales sitios de entrampamiento hidrodinámico de los hidrocarburos, en necesario construir mapas potenciométricos de las aguas subterráneas en términos de agua fresca. En la zona occidental de la Cuenca Oriente, a la fecha, se tiene potencialmente siete estructuras con características de trampas hidrodinámicas, ya que sus contactos agua-petróleo en la Formación Hollín se presentan inclinados. Dichos campos han sido descubiertos principalmente en dos áreas geográficas diferentes, cinco de ellos: Villano, Yuralpa, Oso, Huachito y Sacha están localizados a lo largo del valle del Río Napo, relativamente cercanos a la zona del Piedemonte Subandino. Los otros dos campos petroleros: Bermejo y Puerto Colón, están localizados en el Piedemonte Subandino, cercanos a la línea de frontera entre Ecuador y Colombia. El modelo del Campo Sacha ha sido revisado por Rodríguez L. et al (2015) y se lo incluye como parte del presente ensayo.

1. Campo Puerto Colón (Putumayo-Colombia), el contacto agua-petróleo está inclinado al Este (90°). 2. Campo Bermejo, el contacto agua-petróleo está inclinado 1.26° al noreste (30°). Aunque un nuevo modelo ha sido propuesto que plantea fallamiento en bloques, con contactos agua-petróleo diferentes en cada compartimento. 3. Campo Sacha, con un contacto agua-petróleo complejo que se inclina en tres direcciones (hacia el este, norte y sur). 4. Campo Villano, el contacto agua-petróleo está inclinado 1.34° al este (85°). 5. Campo Huachito (al norte del Río Napo), el contacto agua-petróleo estaría inclinado al noreste (60°). 6. Campo Yuralpa, el contacto agua-petróleo está inclinado 0.67° al noreste (65°). 7. Campo Oso, el contacto agua-petróleo está inclinado 0.3° al noreste (65°). Con base en datos disponibles, se presenta un breve resumen de cada una de las trampas hidrodinámicas identificadas a la fecha: El Campo Puerto Colón, fue descubierto en 1960 por Texaco Petroleum Company. Está localizado en la provincia de Putumayo (Colombia), cercano a la frontera con Ecuador y aproximadamente a 30 kms del área Subandina. De acuerdo con Estrada C. and Mantilla C. (2000), el reservorio Caballos (Formación Hollín en la Cuenca Oriente) está en promedio a unos 10 500 pies de profundidad (PM). La presión inicial del reservorio era de 4 705 psia a 9 000 pies de profundidad (subsea). Treinta años después del inicio de la vida productiva del reservorio, se han producido 28 MMBP de 30.5°API y debido al fuerte mecanismo de presión de fondo, la presión estática actual es solo 350 psi menores a la PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Mapa de ubicación de los campos con trampas hidrodinámicas

COLOMBIA

Domo Napo

Dep. Pastaza

Rift Invertido

Mapa de baby P. et al, 1999, 2004

presión original. En el 2003, se habían perforado y probado 18 pozos productores de petróleo en la Formación Caballos. Después de tres intentos en el lapso de seis años de tratar de obtener una caracterización total del reservorio Caballos del Campo Puerto Colón, se tiene diferentes propuestas para explicar la heterogeneidad del reservorio y cada una de ellas presentan variables grados de incertidumbre. Es de importancia, el hecho de que los contactos agua-petróleo han sido encontrados a profundidades variables de pozo a pozo. Dichas variaciones no pueden ser explicadas satisfactoriamente mediante modelos estructurales o estratigráficos. Se han generado dos modelos principales propuestos para caracterizar las propiedades estáticas y dinámicas de la acumulación de petróleo en la Formación Caballos. Una de las características importantes que debe ser considerada es la profundización del contacto de los fluidos de oeste a este. En consecuencia, el modelo de un contacto agua-petróleo inclinado es la propuesta aceptada como la mejor representaPGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

1. Campo Puerto Colón 2. Campo Bermejo 3. Campo Sacha 4. Campo Villano 5. Campo Huachito 6. Campo Yuralpa 7. Campo Oso

Figura 1. Mapa de ubicación de los campos con trampas hidrodinámicas

ción en base a la información disponible y la inclinación de la superficie del agua se la atribuye a deformación tectónica. No se dispone de información acerca del ángulo de inclinación del contacto agua-petróleo. El Campo Bermejo fue descubierto en 1967 por Texaco Petroleum Company. Está localizado en el norte del Piedemonte Andino. En abril de 2011, el campo tenía 27 pozos perforados y producía 3 100 BPPD de 32°API y con una capa de gas CO2. El alto valor de gravedad API a una profundidad relativamente somera, puede ser debido a la presencia de barreras estratigráficas que han prevenido o reducido la biodegradación del petróleo. Se ha planteado que el grado de inclinación depende de la gravedad API y las viscosidades del petróleo, y se ha reportado que los petróleos pesados tiene contactos más inclinados que aquellos con petróleo liviano. Sin embargo, en el caso del Campo Bermejo las facies estratigráficas pudiesen contribuir a controlar la inclinación del contacto aguapetróleo. 35

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Bermejo Field A-A ´Schematic Cross Section

Figura 2. Sección estructural esquemática del Campo Bermejo (Tomado de Kummert P. 1990)

Reservoirs GAS OIL Water

No Reservoirs Hollin Shaley Facies Basement Facies Boundaries

La Formación Hollín en el noroccidente de la Cuenca Oriente está compuesta principalmente de areniscas de canales mareales (tidal). Kummert P. (1990) ha planteado que a través de la perforación de desarrollo del campo, se ha encontrado los contactos agua-petróleo a diferentes profundidades. Estos junto con los datos de presión fueron usados para generar un mapa potenciométrico, el cual indica que el acuífero entra al reservorio del sureste y del noroeste, dando como resultante una componente final con dirección al noreste, lo cual correlaciona con la profundización del contacto agua-petróleo. El actual operador del Campo Bermejo adquirió sísmica 3D y con esa interpretación se ha propuesto que la profundización del contacto agua-petróleo en dirección noreste se debe a fallamiento, las cuales crean compartimentalización con diferentes contactos agua-petróleo en cada bloque fallado. No se dispone de información adicional para reconciliar datos de presión y profundidad de los contactos agua-petróleo. El Campo Sacha fue descubierto en 1969 por Texaco Petroleum Company. Es un anticlinal elongado en dirección general norte-sur, de aproximadamente 30 km de largo y 7 km de ancho en promedio y un cierre estructural de 200 pies al tope de reservorio principal. Con base en información de los registros de pozos de desarrollo iniciales, Canfield R. (1982) reportó que se observaba un ligera inclinación del contacto agua-petróleo en dirección suroeste. En 2015, Rodríguez L. et al, reporta que el reservorio Hollín Principal tendría un contacto agua-petróleo inclinado más complejo de lo 36

señalado por R. Canfield, ya que sería el producto de la combinación de hidrodinamismo, propiedades petrofísicas, facies, fallamiento, entre otras, que darían como resultado un contacto agua-petróleo que se inclina en tres direcciones (hacia el este, norte y sur) teniendo como su área de recarga/entrada el sector central del flanco occidental de la estructura del reservorio. El Campo Villano fue descubierto por Arco Oriente en 1992 y está localizado en el centro occidente de la Cuenca Oriente, aproximadamente a 33 km del Piedemonte Sub-Andino. El campo produce unos 10 mil BPPD de 13 pozos perforados en la Formación Hollín. El modelo del contacto agua-petróleo reportado por el operador del campo indica una inclinación de 1.34° en dirección noreste (85°). En el Plan de Desarrollo original del Campo Villano se tenía el caso pesimista con un volumen de petróleo de 450 MMBO y con un modelo de agua-petróleo inclinado hacia el este. El reservorio tiene un petróleo de 19.0 a 20.1° API y una viscosidad de 13.0 a 16.3 cp a condiciones de presión del yacimiento. El Campo Huachito descubierto por Petroproducción en 1995, está ubicado en el tren estructural de anticlinales controlados por un sistema de fallas inversas, donde se tiene de sur a norte, a los Campos Yuralpa, Oso, Coca-Payamino, Huachito, Paraíso y se continúa al norte con los Campos Palo Azul y Charapa. Sin embargo, Huachito es un pequeño anticlinal con buzamiento en las cuatro direcciones desarrollado por compactación diferencial sobre un paleoalto creado en tiempos Cretácico tardío – Terciario temprano. El campo tiene cuatro pozos produPGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

ciendo de diferentes reservorios, no obstante, el reservorio objetivo inicial era la Arenisca Hollín Principal. El pozo Huachito-4, perforado en el 2014, está en mejor posición estructural que el pozo descubridor, pero presenta el contacto agua-petróleo más somero y una relativamente espesa zona de transición. Los datos de pozos combinados con la interpretación de la sísmica 3D permiten postular que existe un control hidrodinámico de la acumulación de petróleo en el reservorio Hollín Principal, el cual estaría inclinado en dirección noreste, similar a los Campos Yuralpa y Oso.

El Campo Yuralpa, descubierto por Oryx Ecuador Energy Company en 1997, está localizado en la parte centro occidental de la Cuenca Oriente del Ecuador, aproximadamente a 18 kms del área del Frente Subandina. Se considera que es una trampa hidrodinámica con petróleo en la Formación Hollín del Cretácico. El pozo Yuralpa Centro-1A atravesó la Arenisca Hollín Principal y encontró una columna total de petróleo de 139 pies de espesor y en las pruebas de producción inicial se reportó 2350 BPPP de 18°API con bomba jet.

Correlación esquemática de los registros de pozos de la Formación Hollín del Campo Yuralpa YURALPA C-1

YURALPA C-2

INTRUSIVE

SUMINO-1 -6200

INTRUSIVE

CHONTA-1

YURALPA -1

-6300

RESIDUAL OWC o -6355° -6400

Figura 3. Correlación esquemática de los registros de pozos de la Formación Hollín del Campo Yuralpa

-6500

Correlación esquemática de los registros de pozos de la Formación Hollín del Campo Yuralpa Los primeros pozos que perforaron la Arenisca Hollín Principal, presentan contactos agua-petróleo con diferentes profundidades, pero el reservorio tiene una buena porosidad y permeabilidad horizontal y vertical; y no se tienen barreras que pudiesen indicar entrampamiento estratigráfico. En consecuencia, las diferencias observadas en la posición de los contactos agua-petróleo (subsea) se infieren que son causados por el hidrodinamismo del acuífero subyacente. Los datos de MDT de los pozos perforados en el Campo Yuralpa presentan diferencias de presión que son consistentes con una inclinación hidrodinámica. Dichos datos permiten proponer un modelo geológico con un contacto agua-petróleo que se inclina 0.7 grados al N65°E. PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

Los datos de presión obtenidos mediante MDT y pruebas de DST en los pozos Yuralpa Centro-1A, Yuralpa Centro-2, Chonta-1 y Sumino-1 indican diferencias de presión del potencial hidrodinámico entre dichos pozos. Los datos de presión de los pozos exploratorios y áreas vecinas del centro occidental de la Cuenca Oriente fueron analizados para determinar la inclinación potenciométrica regional. Dichos análisis sustentan la conclusión de que las cabezas potenciometricas regionales están orientadas en dirección nor-noreste – sur-suroeste. Con base en la información disponible de los pozos de desarrollo perforados se tiene un estimado del petróleo en sitio de la trampa hidrodinámica Yuralpa en aproximadamente 362 millones de barriles. En el Campo Oso, la acumulación de petróleo en Hollín Principal, fue descubierto por los geocientistas de Perenco Ecuador Energy Com37

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

pany en 2003. El Campo Petrolero Oso está localizado en la parte centro-occidental de la Cuenca Oriente, aproximadamente a 40 kms al este del área del Piedemonte Subandino. El pozo Oso-3, localizado a 2.1 kms al noreste del pozo Oso-1, penetró la Arenisca Hollín Principal y encontró una columna de petróleo total de 70 pies y en la pruebas iniciales produjo 1 400 BPPD de 25.2°API con una bomba Jet. La Compañía BP Petroleum Development Limited perforó el pozo Oso-1 en 1988 hasta el objetivo primario, la Arenisca Hollín Principal. Los datos de indicios de petróleo y análisis de registros eléctricos indican que la Arenisca Hollín Principal tiene 27 pies de espesor de areniscas con saturación de petróleo. En las pruebas iniciales del pozo se reporta 100% de agua de Hollín Principal con una tasa de 222 BAPD. Con base en la evaluación de datos geológicos y geofísicos, se indicó que la mayor parte del cierre estructural del Anticlinal Oso fue creado en tiempos andinos y BP Petroleum concluyó que la Arenisca Hollín Principal tenía una columna de petróleo residual lavada (flushed). Los estudios regionales realizados por los geocientistas de Oryx Ecuador y Kerr-Mcgee Ecuador en relación a trampas hidrodinámicas y a potenciales acumulaciones en las áreas vecinas al Piedemonte Sub-Andino condujeron a la propuesta de perforar a la Formación Hollín en la parte norte de la Estructura Oso. Los Campos análogos Yuralpa y Villano, tienen contactos agua-petróleo inclinados debido al hidrodinamismo Andino. Los flujos hidrodinámicos del Plio-Pleis-

toceno al reciente actuantes generan contactos agua-petróleo inclinados al noreste dentro del reservorio Hollín Principal en los campos petroleros antes mencionados. Se desconoce si aquellos anticlinales, en el tiempo de la migración y entrampamiento petrolero, estuvieron llenos hasta su punto de derrame. La información de pozos claves permitieron verificar que las zonas lavadas dentro del cierre estructural del Campo Yuralpa y, por lo tanto, la columna de petróleo residual en la Arenisca Hollín Principal del pozo Oso-1, fue interpretada como indicador potencial de que el flujo hidrodinámico estaba operando dentro del cierre de la Estructura Oso. Los mapas potenciómetros regionales generados ayudaron a delinear la dirección de flujo principal del acuífero de agua fresca en la Formación Hollín. La Estructura Oso es un anticlinal en el bloque levantado y controlado por una falla reversa que se orienta NE-SW. A nivel de la Arenisca Hollín es de aproximadamente 10 kms de largo por 7.5 kms de ancho y tiene un cierre estructural de más de 150 pies. A fines de abril de 2011, se tenían 40 pozos que habían perforado el reservorio Hollín Principal. El contacto agua-petróleo había sido perforado por 38 pozos, los cuales definen un contacto inclinado al N65°E y un buzamiento de 0.3°. La columna de petróleo varía desde los 27 pies de columna residual en Oso-1 (parte sur) hasta los 120 pies en el pozo Oso-26 (parte norte) y tienen una diferencia en profundidad (en relación al nivel del mar) de 80 pies entre dichos pozos.

REFERENCIAS Arco Oriente (1994) Villano Field, Ecuador, Block 10, Plan of Development. Canfield R. W., Bonilla G. and Robbins K. (1982) Sacha Oil Field of Ecuadorian Oriente. AAPG Bulletin V.66 No8. P. 1076-1090. Canfield R. W. (1988) Sacha Field - Ecuador, Oriente Basin. No additional references. Estrada C. and Mantilla C. (2000) Tilted oil water contact in the Cretaceous Caballos Formation, Puerto Colon Field, Putumayo Basin, Colombia. SPE paper number 59429). Hubbert M. K. (1953) Entrapment of Petroleum Under 38

Hydrodynamic Conditions. AAPG Bulletin. Volume 37. Kummert P. (1990) Modelo Geológico del Campo Bermejo - Formación Hollin, Nororiente Ecuatoriano. Tercer Congreso Andino de la Industria del Petróleo. Memorias Tomo II. Quito - Ecuador. Ludwik Z.. (2004) SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 26-29 September 2004, Houston, Texas. Ramírez F. A. (2006) Hollin Formation Hydrodynamics Oil Traps in the Oriente Basin. Perenco. Internal Memorandum. 12 pages.

Ramirez F. A.; Rodas J. and Paladines A. (2011) Hydrodynamic Oil Traps in the Lower Cretaceous Hollin Formation in the Ecuadorian Western Oriente Basin. 7mas Jornadas en Ciencias de la Tierra, 23 – 25 de noviembre de 2011. EPN. Quito, Ecuador. Rodriguez L.D, Leal J., Sanchez H., Hinojosa G. y Castillo J., (2015) Overcoming a Challenging Characterization of Tilted Oil-Water Contact: Hydrodinamic Effects or Aquifer Heterogeneties? A Case Study of Sacha Field, Oriente Basin of Ecuador. Pan American Mature Fields Congress.

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YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

NEO en Campo Sacha – Emulación de registros a hueco abierto con menor riesgo operativo Autores: Operaciones Río Napo: Laura Rodríguez, Hernán Sanchez, Gino Hinojosa Coautores: Baker Hughes: Mónica Guerrero, Mauricio Herrera, Elizabeth Vicente

a evaluación de los reservorios con curvas obtenidas a partir de los registros a hueco abierto es de suma importancia en la industria del petróleo para la toma apropiada y oportuna de decisiones. Estimaciones de las propiedades petrofísicas tales como saturación de agua y porosidad efectiva son usadas ampliamente como parámetros, para la caracterización de reservorio y también para el cálculo de las reservas. Hoy en día, múltiples herramientas de registros convencionales y de última tecnología son usadas a hueco abierto. Sin embargo, este servicio debe enfrentarse a muchos obstáculos debido, principalmente, a problemas asociados con la geometría del hoyo y problemas operacionales, que ponen en riesgo la bajada y corrida de registros, comprometiendo la integridad del pozo perforado. Operaciones Río Napo CEM ha tenido que buscar alternativas tecnológicas, que suplan la ausencia de información cuando no es posible realizar la corrida de registros convencionales a hueco abierto. La técnica de emulación de curvas de hueco abierto propuesta por Baker Hughes ha sido la respuesta apropiada a las necesidades de información en el Campo Sacha. Esta técnica utiliza datos de un registro de neutrones pulsantes que alimentan una red neuronal en la cual se genera un modelo para la emulación de curvas de resistividad, neutrón y densidad. Para ello, es necesario al menos un pozo de entrenamiento que calibre la red neuronal. En lo posterior, los modelos pueden ser aplicados en aquellos pozos en los que no ha sido posible obtener la data a hueco abierto, teniendo en cuenta que se debe contar con una buena correlación estratigráfica y de fluidos con el pozo de entrenamiento. PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

En el Campo Sacha se ha implementado un proyecto en el cual diferentes pozos son registrados para alimentar una red neural, que en lo posterior constituye un óptimo plan de contingencia de adquisición de información de registros petrofísicos, mediante la técnica de emulación de registros a hueco abierto. Introducción El Campo Sacha está ubicado en la parte central de la Cuenca Oriente del Ecuador y constituye uno de los más grandes de la misma. Es un campo maduro con más 40 años en producción y con una producción acumulada de petróleo de 852 MMBls. Las reservas remanentes se estiman en el orden de 592 MMBls. Desde 2009, el campo ha sido operado por Operaciones Río Napo CEM (ORNCEM). Cuenta con una producción de petróleo promedio de 72,000 BPPD. El petróleo producido tiene una gravedad API de 26.5° en promedio y proviene de 225 pozos activos. Para su producción se usan diferentes sistemas de levantamiento: bombeo electrosumergible (BES) 84%, bombeo hidráulico 14% y bombeo mecánico 2%. Para contrarrestar el efecto de depletación de presión en los reservorios se desarrolló un proyecto de inyección de agua en seis pozos periféricos en el campo. Desafortunadamente, estos pozos no han sido suficientes para mantener la presión. Como resultado, la depletación tiene un impacto enorme sobre las campañas de producción que se han desarrollado y constituye un factor de riesgo en las operaciones de pozo. Bajo este escenario, ORNCEM ha buscado alternativas tecnológicas para sustituir la ausencia de información cuando no ha sido posible correr registros a hueco abierto. La tecnología NEO de 39

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Baker Hughes ofrece una solución óptima para la obtención de este tipo de información acarreando un bajo riesgo operativo. En este artículo se muestra los aspectos básicos de la técnica de emulación para la calibración de una red neuronal, a través de la cual ha sido posible emular los registros a hueco abierto para su posterior uso en una evaluación petrofísica y su respectivo efecto en la selección de las áreas prospectivas para la completación. Técnica de Emulación de registros a Hueco Abierto Para la aplicación de la técnica de emulación de registros a hueco abierto se necesita un pozo conocido como “Pozo de entrenamiento”, para alimentar un modelo de red neuronal artificial. En la fase de entrenamiento se requiere información de registros a hueco abierto del pozo y de un set de registros corrido en hueco entubado. La data a hueco entubado se adquiere con la herramienta Reservoir Performance Monitor de Baker Hughes corrida en modo PNC3D. Las curvas que debe incluir el set de registros a hueco abierto son: densidad, neutrón, resistividad y tamaño de hoyo. La red neuronal para la emulación de registros se alimenta de 18 curvas adquiridas a hueco entubado. Estas curvas contienen la información necesaria para los nodos de entrada. Se crean 36 capas ocultas que constituyen los nodos computacionales de la red neuronal. Una

G1R G2R GR ILSR ISS IXSR LSR RATO13R RATOR RBORR RICSR RIN13R RINR RPORR SCF1 SGFO SSR XSR

Resistivity, Neutron or density Figura1. Arquitectura de la red neuronal para la emulación de registros a hueco abierto 40

sola curva de salida es generada y es el resultado de la curva emulada de resistividad, densidad o neutrón. En la figura 1 se muestra la arquitectura de una red neuronal para la emulación de registros a hueco abierto. Toda la información usada para alimentar la red neuronal contiene datos relacionados con las propiedades de roca y fluidos del reservorio. Por ejemplo, la curva GR que es un indicador de arcillosidad; las curvas SGFC, RATO y RATO13 responden a la salinidad y arcillosidad de la formación; la curva RICS reacciona ante la porosidad y también es afectada por la salinidad y los efectos de pozo. La curva RIN es una respuesta del índice de hidrógeno, la curva RBOR responde a los efectos ambientales de pozo y otras curvas que tienen respuesta de acuerdo a propiedades de roca y fluidos. La combinación de todos estos parámetros en las capas ocultas de la red neuronal permite obtener un modelo para generar el resultado deseado de resistividad, neutrón y densidad. Aplicación de campo Los pozos Sacha - 440V y Sacha - 443D fueron usados como pozos de entrenamiento para alimentar la red neuronal modelada, posteriormente, para la emulación de registros en el pozo de aplicación Sacha - 421D. Los pozos Sacha - 440V y Sacha - 443D están ubicados hacia el norte del campo mientras que el Sacha - 421D se localiza hacia la parte central del mismo. A pesar de la distancia, estos pozos presentan una buena correlación estratigráfica, similares espesores y desarrollo de formaciones permitiendo así, la aplicabilidad de la tecnología NEO. La ubicación de los pozos puede ser observada en la figura 2. En el pozo Sacha - 440V el modelo obtenido abarca las profundidades 8 760 pies - 9 980 pies en MD con un total de 1 220 pies de sección emulada. Para el pozo Sacha - 443D, el modelo incluye las profundidades 9 300 pies -10 512 pies con una total de 1 212 pies de sección emulada. La red neuronal calibrada con estos dos pozos incluye una sección desde la arenisca Basal Tena hasta la base de la Formación Napo. El pozo de aplicación Sacha - 421D fue seleccionado para la emulación después de una operación incompleta de registros a hueco abierto debido, principalmente, a problemas de geometría e inestabilidad del hoyo. Como resultado de la operación, solo fue posible recuperar información en la sección superior desde el tope de la Caliza A hasta Basal Tena.

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BLT/CAL

OPERACIONES RÍO NAPO GERENCIA TÉCNICA DE RESERVORIOS CAMPO SACHA

Sacha - 440V (training well) Sacha - 443D (training well)

Reference (FT) 1:1000

WB1256 Conductive (GRNEO_NOEM) GRNEO_NOEM 0 GAPI 200 GROH 0 GAPI 200 CAL

M2R9_NEO 0.45

V/V

0.45

V/V

ZDEN_NEO G/C3 2.95 ZDENOH G/C3 2.95 -0.15 1.95 -0.15 1.95

9 700

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

9 800

9 900

10000

10100

10200

10300

10400

Sacha - 421D (application well) 10500

10600

10700

10800

10900

11000

Figura 2. Ubicación de los pozos en el Campo Sacha

Figura 3. Resultado de los registros emulados en el Sacha - 421D

La aplicación de la red neuronal en el Sacha - 421D se realizó para el intervalo 9 670 pies 11 052 pies. Se emuló un total de 1 382 pies que comprende la arenisca Basal Tena y todas las unidades de la Formación Napo. Los registros emulados no solo presentaron una buena correlación litológica; además después de la comparación en la sección superior, entre 9 584 pies - 10 440 pies donde se contaba con data real del pozo, se observó la excelente respuesta de la emulación. Estas respuestas se observan en la figura 3. Entre 9 584 pies - 10 440 pies se observa la buena correlación entre los registros emulados (azul - resistividad TRACK3, verde - Neutrón

TRACK4 y roja - densidad TRACK5) y los registros a hueco abierto del pozo (curvas negras resistividad TRACK3, densidad TRACK5 y neutrón TRACK4). A partir de 10 440 pies las curvas corresponden enteramente a la emulación. Adicionalmente a la buena correlación entre los registros emulados y las curvas reales del pozo en la sección superior, los crossplots de las curvas emuladas vs. los datos medidos a hueco abierto presentan un excelente coeficiente de linealidad. La curva de resistividad por ejemplo, cuenta con un coeficiente de linealidad de 0.75 (figura 4). La curva de neutrón es la que mejor respuesta

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

te de linealidad de la curva de densidad es de 0.7 (figura 6).

presenta y cuenta con un coeficiente de linealidad de 0.865 (figura 5). Asimismo, el coeficien-

Emulated Resistivity

100

R2 = 0.75

Emulated Resistivity

M2R9 (OHMM)

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

1 000

SACHA - 421D

1 OH Resistivity

Figura 4. Crossplot Curva de Resistividad. Sacha - 421D

100

1 000

M2R9 (OHMM) 0

200

WBI256 (GR)

Emulated Neutron 0.45 0.35 0.3

CNCF (%)

0.25

R2 = 0.865

Emulated Neutron

0.4

SACHA - 421D

0.2 0.15 0.1 0.05 0 -0.05 -0.1 OH Neutron

-0-15 -0.15

Figura 5. Crossplot Curva de Neutrón. Sacha - 421D

-0.1

-0.05

0.05

0.1

0.05

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45

CNCF (PU)

200

WBI256 (GR)

2.9 2.8 2.7

ZDEN (G/C3)

2.6

Emulated Density

Emulated Density R2 = 0.7

SACHA - 421D

2.5 2.4 2.3 2.2 2.1 2

Figura 6. Crossplot Curva de densidad. Sacha - 421D 42

1.95

OH Density

2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.05 2.15 2.25 2.35 2.45 2.55 2.65 2.75 2.85

ZDEN (G/C3) WBI256 (GR)

200

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WASHOUT

PERM

DEN-CN XOVER

MNOR>MINV

SWA

OIL

SHALE

Netsand

WATER

POROSITY

Netoil

SAND LIME

Interval (ft)

So, %

ɸ, %

Vsh, %

10588 -10598

10602 -10632

Vsh, %

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

U SANDSTONE

Figura 7. Evaluación de formaciones - Arenisca U. Sacha - 421D WASHOUT MNOR>MINV

PERM

DEN-CN XOVER

SWA

OIL

SHALE

Netsand

WATER

POROSITY

Netoil

SAND LIME

T SANDSTONE Interval (ft)

So, %

ɸ, %

10846 - 10875

10894 - 10909

Figura 8. Evaluación de formaciones - Arenisca T. Sacha - 421D

Los registros así emulados se emplearon para una evaluación básica de formaciones que se muestra en las figuras 7 y 8 para las areniscas U y T, respectivamente. En esas figuras también se presenta un resumen de los resultados de la evaluación (saturación de agua, porosidad y volumen de arcilla). Basados en la evaluación petrofísica del pozo, a PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

partir de los registros emulados, ORNCEM decidió completar los intervalos 10 846 pies - 10 875 pies y 10 894 pies - 10 907 pies de T inferior. Cargas de alta penetración y un sistema de cañoneo tipo One Trip fueron empleados en la etapa de completación. La producción estabilizada fue de alrededor de Qf: 890 BFPD x Qo: 516 BPPD x Qw: 374 BAPD con un BSW de 42,02%. 43

Mecanismo (FAGO) para la Interpretación de Tres Macrovariables: Presiones, producción y reservas, en el Campo Bav YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Autores: Bladimir Cerón, Álvaro Gallegos y Víctor Imbaquingo: Escuela Politécnica Nacional

sta opción se plantea para reservorios de isotropía media a alta y continuidad geológica e hidráulica. En este proyecto se estudia las condiciones y capacidades que tiene cualquier reservorio de petróleo, capaz de continuar produciendo fluidos con tasa variable. Las condiciones geológicas y petrofísicas de los reservorios son consideradas información disponible al momento de comenzar el análisis, lo que implica que esta técnica propuesta debe ser aplicada a campos en producción. Los campos en fase de desarrollo, que requieren un estudio más avanzado, demandan políticas más intensas de explotación de petróleo, para lo cual es fundamental revisar nuevas formas de evaluar los reservorios de una forma más global y rápida, para proponer soluciones prácticas que permiten definir oportunidades de Infill Drilling. Cualquier reservorio está caracterizado con variables y funciones de flujo, energía y masa que cambian con el tiempo. Estas tres variables fundamentales que caracterizan a un reservorio, intrínsecamente evalúan el comportamiento de la movilidad (k/u), capacidad de flujo (k*h), transmisibilidad (k*h/u), índice de productividad (dq/ dp), etc. Por tal razón el Mecanismo (FAGO) es de carácter directo de las capacidades, comportamiento y proyecciones futuras de los pozos, lo que permite concluir si existen o no nuevas oportunidades de perforar pozos de relleno dentro del plan de desarrollo. INTRODUCCIÓN Económica y técnicamente se determina que evaluando el sistema de producción presente en el reservorio subsaturado, como son los campos del Ecuador; en esta oportunidad proponemos una nueva herramienta (FAGO) que permite obtener soluciones inmediatas de gerenciamiento del yacimiento. En este paper se evalúan las condiciones dinámicas de los fluidos, tasas de producción y los volúmenes del recurso bajo tierra. 44

El análisis matemático del mecanismo planteado, se fundamenta en el balance de materiales y la solución de la ecuación de la difusibidad para un flujo ligeramente compresible, de lo cual se desprenden conceptos de valoración del estatus actual del reservorio. Cada vez se evidencia más la necesidad de explotar de forma más eficaz los recursos naturales ya descubiertos, e incrementar el factor de recobro actual; más aún cuando los mercados se transforman radicalmente en forma globalizada, como consecuencia de los incesantes cambios tecnológicos y las frecuentes reformas económicas mundiales. La aplicación del Mecanismo (VIMVPPR-FAGO) al CAMPO BAV probó la solución matemática encontrada. Con esta definición, se avanzó con el método inductivo para obtener conclusiones y, a futuro, tomar decisiones importantes como perforación de nuevos pozos, EOR, con criterios preliminares suficientes. DESARROLLO En el cambio de variables del reservorio en un tiempo “ti”, como caudal (Qi), presión (Pi) y reservas (Ni), son integradas en las funciones de declinación y prognosis con parámetros aplicados. Con esta Data se logran funciones en el tiempo. La integración de tasas de producción corresponde al valor acumulativo de la variable a esa fecha y permite realizar un balance de masa. Usando adicionalmente las funciones como: declinación exponencial, hiperbólica y armónica, definidas con parámetros de declinación (Di), para cualquier tiempo, factor de sensibilidad (ni), que termina la tendencia de Di entre 0 y 1. Para cualquier caso se puede ajustar estas funciones a los paramentos de las variables “macro-variables”, es decir eventos que varían linealmente o no, en función del tiempo. En este caso vamos a aplicar la función de declinación hiperbólica ya que nos permite un abanico de posibilidades de ajuste dado una declinación Di, cuando se varía ni, para diferentes casos. PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

DECLINACIÓN HIPERBÓLICA Características básicas

La declinación es proporcional a una potencia fraccional (n) de la tasa de producción de 0< n <1.

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Para las condiciones iniciales de:

Relación de tasa vs tiempo

Sustituir de la ecuación de tasa vs tiempo:

para determinar:

Relación de tasa vs producción acumulada Tabla 1. La función hiperbólica

Si se grafica la data del Campo BAV, se encuentra una sensibilidad (figura 2) donde la función hiperbólica da un ajuste más exacto

con los datos del campo de estudio. En el eje Y está la función Ntp(Bls) y en el eje X está el tiempo (años).

CURVA DECLINACIÓN EXPONENCIAL, HIPERBÓLICA Y ARMÓNICA 1 200

1 000 800

600 400

200

0 0

Figura 1. Sensibilidad de las curvas declinación exponencial, hiperbólica y armónica PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

Definición de las Macro-variables Para la macro variable caudal El análisis de esta macro variable se inicia con el balance de materiales.

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Ecuación 1.

Ecuación 2.

Dividiendo por ∆x y tomando el límite cuando ∆x tiende a cero, se obtiene la ecuación de continuidad:

Ecuación 3.

Cuando el área de la sección transversal es constante, se tiene:

Ecuación 4.

La ecuación de momento viene dada por las ecuaciones de Navier Stokes, pero pueden ser simplificadas para flujo a baja velocidad en materiales porosos por la ecuación de Darcy simplificada para flujo horizontal en una dimensión, se escribe como:

Ecuación 5.

Donde K es la permeabilidad de la roca y μ es la viscosidad del fluido. En el caso de flujo inclinado, entonces la ecuación de Darcy toma en consideración la inclinación, incluyendo la gravedad g de la siguiente forma:

Al asumir la temperatura constante:

Ecuación 9.

Si se asume que la porosidad no varía con la presión, se desprecia el fenómeno de subsidencia que se presenta en ocasiones en campos con producción de petróleo. Por otra parte, para describir el comportamiento de un fluido en el yacimiento, se aplica la definición de compresibilidad de un fluido a una temperatura dada T.

Ecuación 10.

Para describir el comportamiento del petróleo negro convencional (Black oil), se usa el factor volumétrico de formación (ß) y la relación gas petróleo en solución Rs, además de la viscosidad (μ) y la densidad del fluido(Þ). El factor volumétrico de formación del petróleo (ß) se define como la relación entre volumen de petróleo a condiciones de yacimiento (presión y temperatura del yacimiento) y el volumen de petróleo a condiciones de superficie (condiciones estándares). Este factor está asociado con la expansión del gas (inicialmente disuelto en el petróleo) cuando se reduce la presión del fluido. La relación gas petróleo en solución (Rs) se define como la cantidad de gas disuelto en el petróleo por cada barril que se produce en superficie. De esta forma partiendo de la ecuación (4) y combinándola con las ecuaciones de Darcy y de propiedades del fluido, se obtiene una ecuación general para flujo de un fluido, en un sistema unidimensional, horizontal, de área constante y con condiciones adecuadas para aplicar la ley de Darcy.

Ecuación 6.

o en términos del ángulo de inclinación α sería;

Ecuación 7.

Las ecuaciones constitutivas del medio poroso toman en cuenta la dependencia de la porosidad con la presión, de forma que se usa la definición de compresibilidad de la roca.

Ecuación 8. 46

Ecuación 11.

En este trabajo se asume que el petróleo es incompresible (Co = 0), con ß = 1 y Rs = 0, y al despreciar la compresibilidad de la roca, además se asume porosidad constante. En el caso de flujo de más de una fase, por ejemplo, el flujo de petróleo y agua en un yacimiento sometido a un proceso de inyección de agua, considerado en este trabajo, se parte de la ecuación de continuidad para cada fluido, tomando en cuenta sus saturaciones y propiedades (agua y petróleo): PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

Ecuación 12.

Las condiciones de límite están dadas por:

Ecuación 13.

De la ecuación de Darcy se tiene:

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Ecuación 14.

Donde Q es la rata de producción y H es el espesor del reservorio. Para resolver la ecuación 22 usaremos el cambio de variable de Boltzmann.

Ecuación 15.

Se introduce las ecuaciones 14 y 15 en las ecuaciones 12 y 13. Tomando en cuenta las propiedades de los fluidos y la producción en el tiempo se tiene:

Resolvemos:

Ecuación 16.

Ecuación 17.

Despejando:

Sustituyen las anteriores ecuaciones en la ecuación 22 obtenemos:

Ecuación 18. Ecuación 23. Ecuación 19.

Para la macro-variable de presión Partimos de la ecuación de difusividad para un flujo ligeramente comprensible:

Usando el método de separación de variables de la ecuación 23 tenemos:

Ecuación 24. Ecuación 20.

Donde C es una constante. A la ecuación 24 se aplica los límites lo cual permite obtener:

En coordenadas cilíndricas (r,Ø,x1 ) la ecuación anterior tenemos:

Ecuación 21.

Se considera un reservorio infinito que tiene propiedades constantes. Lo cual permite reducir la ecuación 21 en:

Ecuación 22.

Dónde:

Despejando dP.

Ecuación 25.

Ecuación 26.

Determinación FAGO, “Factor de agotamiento del reservorio (Fg)” Al tener las macro-variable definidas se calcularán las variables que conforman el FAGO, (Fg) que son la IP y FR. Cálculo del IP

Para la solución de la anterior ecuación asumimos: Ecuación 27. PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

En la ecuación 27 remplazaremos las ecuaciones 18 y la 19 y nos queda:

Ecuación 28.

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Y para el factor de recobro se define:

Ecuación 29.

Remplazando en la ecuación 29 las ecuaciones 18 y 19.

Ecuación 30.

Ahora definimos FAGO:

Ecuación 31.

Remplazando en la ecuación 31 las ecuaciones 28 y 30 obtenemos:

Considerando que:

Entonces FAGO queda definido:

Para reducir la ecuación se define:

Lo cual nos permite simplificar la ecuación:

Ecuación 32.

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

El FAGO del campo, se define como una ecuación matemática cuyos valores satisfacen la función hiperbólica, que muestra el comportamiento de capacidad dinámica del reservorio, toda vez que al incrementar el tiempo se aumenta el volumen acumulado de petróleo y

la energía decrece sistemáticamente en el sistema de producción. La función FAGO (Fg), se define como el producto del Índice de Productividad por el Índice Factor de Recobro. En el eje Y está la función Fg(BPPD/PSI) y en el eje X está el tiempo (años).

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA VARIABLE FAGO Figura 2a.: FAGO 2,0

1,5

1,0

0,5

0,0 1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

Figura 2a. FAGO

CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA VARIABLE FAGO

Figura 2a.: FAGO 2,0

1,5

1,0

0,5

0,0 1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

Figura 2b. FAGO PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

NOMENCLATURA

CONCLUSIONES: Figura 2a: Se determinó que para Reservorios de Isotropía Media a Alta similar al Campo BAV de estudio, con un sistema de producción activo y crudo mediano, se encontró la función FAGO (Fg), para un dIP/dt y dFR/dt, se da los siguientes resultados: X) Representa la tendencia de la función FAGO para el campo maduro y con agotamiento energético importante, dFg 0. Es fundamental tomar acción inmediata en ejecución de proyectos EOR y no existe posibilidad cierta de pozos de perforación exitoso, Y) Representa la tendencia de FAGO para en campo maduro que requiere iniciar proyectos EOR de forma prioritaria y existe posibilidad real de encontrar algunas zonas de aplicación de Infill Drilling, 0< dFg< 0,4. Z) Representa la tendencia de FAGO del campo en desarrollo que puede acelerar la producción o no, dependiendo de las políticas de explotación e inversión y la

disponibilidad de facilidades en superficie 0,4≤dFg≤1 Figura 2b: El estudio concluye con los resultados obtenidos matemáticamente y de sensibilidades de tendencias de la función FAGO para Reservorios de Isotropía Media a Alta, en el período de desarrollo del campo. En la figura 2b. FAGO se encuentran tres rectas: A) Comportamiento de un reservorio black oil de crudo liviano y con un sistema de producción activo, pendiente, m en el intervalo 1 >m>0,7; B) Comportamiento de un reservorio black oil de crudo mediano y con un sistema de producción activo, similar a las condiciones del campo BAV, pendiente en el intervalo, 0,7≥m>0,45, C) Comportamiento de reservorio black oil de crudo pesado y con un sistema de producción activo. La pendiente está en el intervalo de 0,45≥m>0.

BIBLIOGRAFÍA Chen Z. (2007). Reservoir Simulation: Mathematical Techniques in Oil Recovery”. Ciudad Calgary. González R. P., Kindelan M., Moscoso M., Dorn O. (2005). History matching problem in reservoir engineering using the propagation back-propagation method. 50

Villegas R. (2007). Caracterización de Yacimientos Usando el Método de Conjuntos de Nivel”. Tesis doctoral de Petróleos. Universidad Carlos III De Madrid. Leganés. Aanonsen S.I. and Eydinov D. (2005). A multiscale method for distributed parameter estimation with application to

reservoir history matching, Computational Geosciences, Kolehmainen V., Arridge S. R., Lionheart W. R. B., Vauhkonen M., and Kaipio J. P. (1999). Recovery of region boundaries of piecewise constant coefficients of an elliptic PDE from boundary data.

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Aplicación de pozos horizontales completados con controladores de influjo autónomos en el Campo Limoncocha Autor: Álvaro Izurieta, Petroamazonas EP

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

técnico muestra los resultados obtenidos luego de la perforación exitosa de tres pozos horizontales y uno en el cual solo se logró completar 200 ft de sección horizontal debido a problemas de estabilidad de agujero. Descripción del reservorio U inferior El reservorio U inferior posee un mecanismo de empuje de acuífero lateral activo, figura 1, el cual ha permitido que la presión no disminuya rápidamente a pesar del tiempo de producción del campo. Al momento de la perforación de los pozos, la presión de reservorio era, Pr = 3100 psia, aproximadamente, como lo muestra la figura 2. La viscosidad del petróleo, Uo = 22 cp, Bo = 1.12 RB/STB, Rs = 101 Scf/STB a condiciones de reservorio y 17°API, figura 3.

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

l constante desafío de drenar reservas más eficientemente ha generado la necesidad de implementar nuevas tecnologías en campos maduros (Mazouzi, 2005) así como un gerenciamiento integrado del reservorio (Satter, 1994). Como respuesta a este desafío en el Bloque 15 se han perforado varios pozos horizontales los cuales han contribuido -además de un incremento puntual de producción-, a un recobro más eficiente de reservas. Los pozos horizontales perforados previamente en el Bloque 15, todos ellos en la arena U Inferior, (Dávila, 2009; Vela, 2010 y 2011) se muestran en la tabla 1. La completación de los pozos horizontales ha evolucionado acorde con la etapa de producción en la que se implementaron. Inicialmente aquellos pozos perforados al iniciar el desarrollo de un campo fueron completados con tubería ranurada, luego, conforme avanzó la producción, la implementación de controladores de influjo o ICD, por sus siglas en inglés se hizo necesaria (Dávila, 2009). El Campo Limoncocha lleva 22 años en producción por lo que, hoy en día, se deben considerar nuevas alternativas para continuar con su desarrollo. Dados los resultados favorables en las experiencias previas y por tratarse de un campo con una estrategia de producción más agresiva, así como la presencia de un contacto agua petróleo presente en todo el campo, se consideró que perforar pozos horizontales y completarlos con controladores de influjo autónomos o AICD (por sus siglas en inglés), era el procedimiento adecuado dada la relación de viscosidad de petróleo-agua en el reservorio U Inferior (Least, 2012). El presente artículo

ÁLVARO IZURIETA. Ingeniero de Petróleos por la Escuela Politécnica Nacional, es Ingeniero de Reservorios del Campo Limoncocha en Petroamazonas EP.

POZO

RESERVORIO

COMPLETACIÓN

AÑO

ITYA-001HS

U Inferior

Liner Ranurado

1998

ITYA-004HS1

U Inferior

Liner Ranurado

1999

ITYA-005HS2

U Inferior

Liner Ranurado

2000

ITYA-003HS1

U Inferior

Liner Ranurado

2000

PKS-A006HS1

U Inferior

Liner Ranurado+ICD

2008

LMNG-051H

U Inferior

AICD

2013

LMNG-053HS1

U Inferior

AICD

2013

LMNG-054H

U Inferior

AICD

2013

LMNB-058H*

U Inferior

AICD+open hole

2014

PKNA-016H

U Inferior

AICD

2015

* Solo se completan 200 ft de sección horizontal debido a derrumbe de la misma

Tabla 1. Pozos horizontales perforados en el Bloque 15

Mecanismo de empujE, Campo Limoncocha Arena “U“ Inferior Presión de reservorio actual presión de Reservorio original

Figura 1. Mecanismo de producción, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

100 EXPANSIÓN DE ROCA Y FLUIDO EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN

EMPUJE HIDRÁULICO EMPUJE POR CAPA DE GAS

DRENAJE GRAVITACIONAL 70 60 50 40 30 20 10 0

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

EFICIENCIA DE RECOBRO, (Np/N)

Historial de presión de Reservorio, Campo Limoncocha Arena “U“ Inferior 4500 4000

Figura 2. Historial de presiones de reservorio, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

Presión de reservoriO, Pr (psi)

3500 3000 2500 2000 1500 1000 Presión de Reservorio, (psi) Presión inicial, Pi = 4136 psi Presión de Burbuja, Pb = 886 psi Exponencial (Presión de Reservorio, Pr (psi))

500

19 9

2 19 93 1/ 1 1/ 99 1/ 4 1 1/ 99 1/ 5 1 1/ 99 1/ 6 1 1/ 99 1/ 7 1 1/ 99 1/ 8 1 1/ 99 1/ 9 2 1/ 00 1/ 0 2 1/ 00 1/ 1 2 1/ 00 1/ 2 2 1/ 00 1/ 3 2 1/ 00 1/ 4 2 1/ 00 1/ 5 2 1/ 00 1/ 6 2 1/ 00 1/ 7 2 1/ 00 1/ 8 2 1/ 00 1/ 9 2 1/ 01 1/ 0 20 1/ 1 1/ 1 2 1/ 01 1/ 2 2 1/ 01 1/ 3 2 1/ 01 1/ 4 20 15

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

varios aspectos que van desde la sedimentología, geofísica y simulación de reservorios para determinar las zonas de mejores condiciones para ubicación de los pozos horizontales como se muestra en la figura 4 (Nakajima, 2003). Adicionalmente, la toma de puntos de presión en los pozos direccionales perforados en zonas aledañas a las ubicaciones preliminares confirmó si las mismas se encontraban afectadas por la producción de pozos cercanos, o eran áreas en equilibrio hidrostático, lo cual mejoraba las expectativas de producción (Stewart, 1982).

Metodología de ubicación Con el fin de asegurar la mejor calidad de arena y maximizar la producción se combinaron

1.25

1.20

1.15

1.10

1.05

LMNG007 - Bo Separator Corrected (bbl/STB) Bubble Point Pressure, Pb=844,7 psla LMNG007 - Bo Separator Corrected (bbl/STB)

1.00 0

1000

2000

3000

4000

5000

Figura 3. Propiedades PVT, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

viscocidad del petróleo, (cp)

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (RB/STB)

Campo Limoncocha, factor volumétrico y viscosidad del Petróleo LMNG-007 Arena U INFERIOR - T=220ºF

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

Geológicamente la arena U Inferior se describe como: arenisca, café clara, translúcida a transparente, friable a suelta, grano medio a fino, cuarzosa, subangular a subredondeada, cuarzosa, moderada selección, matriz caolinítica, cemento no visible, porosidad no visible con regular manifestación de hidrocarburos. La misma posee un espesor promedio de, h = 60 ft y porosidad promedio de, phi = 26%.

15 6000

Pressure, (psia)

Acumulado de petróleo vs mapa sedimentológico Acumulado de Petróleo vs MAPA DE BURBUJAS - CAMPO LIMONCOCHA ACUMULADO DE PETROLEO - T PRINCIPAL

310500 9965500

311000

Date:2/1/2015 Mapa Sedimentológico 312000 312500 313000 313500 314000 314500

311500

315000

9965000

Máxima producción de MAPAvs DE BURBUJAS - CAMPO LIMONCOCHA petróleo relación de Poisson Máxima Producción Petróleo vs ACUMULADO DE PETROLEOde - T PRINCIPAL 315500 310500 311000 99655009965500

311500

Date:4/6/2015 Relación de Poisson 312000 312500 313000 313500 314000

99650009965000

LMND-012TP

LMNL-026UI LMND-015UI

9964500

LMNL-056UI

LMNK-025UI

LMNL-029UI

LMNL-027UI LMNL-055UI

9964000

LMNK-046UI

LMNK-031UI LMNK-041UI

LMNH-040UI

LMNH-016UI LMNK-021UI

9964500

LMNK-041TP

Hidrocarburo Remanente

Figura 4. Modelo Sedimentológico, inversión sísmica y mapa de hidrocarburo remanente, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

9964000

LMNH-020TP

LMNL-030TP LMNH-042TP LMNH-016TP LMNK-021TP LMNK-031TP LMNK-022TP

LMNH-039UI

9965000 LMNL-026TP

LMNK-025TP

LMNK-046TP LMNK-032TP LMNL-035TP

9963500

LMND-004TP

LMNK-038S1TPLMNH-034TP LMNK-048TP

99630009963000

LMNH-017UI

315500 9965500

LMNL-027TP LMNL-055TP LMNK-023TP LMNL-023ATP

99635009963500

LMNK-038S1UI LMNH-034UI

LMNK-045UI

9963000

LMNL-029TP

99640009964000

LMNH-020UI LMND-013UI

315000

LMND-011TP

LMNL-028UI LMNL-023AUI LMNH-020R1UI

LMNL-030UI

9963500

LMND-015TP

99645009964500

LMND-011UI

314500

Mapa esctructural vs índice de hidrocarburo Mapa Estructural vsremanente Índice de

9963000

LMNH-017TP

LMNH-039TP

LMNG-051HUI LMNK-019UI

9962500

LMNI-009UI LMNI-009S1UI

LMNH-033UI

LMNH-018UI

LMNB-002AUI LMNG-053HS1UI LMNG-043UI LMNH-008UI LMNH-061UI LMNB-002AR1UI

9962000

LMNG-054HUI LMNH-037AUI

LMNG-052UI

9961500

LMNF-006UI

LMNI-009TP

LMNK-019TP LMNH-018TP

99625009962500

LMND-014UI

LMND-014TP

LMNG-044UI

LMNB-002TP

99620009962000

LMNF-006TPLMNG-007TP

LMNG-036UI 99615009961500

LMNH-060HR1UI LMNB-057UI LMNB-058HUI

LMNJ-010TP

99610009961000 LMNC-003UI

9960500 LMNE-005S1UI LMNE-005UI

9960000

9959000

99590009959000

311000

525.0

311500

LMNE-005TP

LMNA-001TP

312500

313000

313500

314000

314500

315000

100.0 1050.0 99585009958500 315500 310500 311000 311500

2000.0

312000

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

9960000

9959500

9959000

VC.Max_Oil_Production Máxima Producción de Petróleo

1000.0

312000

9960500 LMNE-005S1TP

99600009960000

99595009959500

50.0

9961000

LMNC-003TP

99605009960500

9959500

ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )

9962000

9961500

LMNJ-010UI

9961000

9958500 310500

9962500

LMNB-002ATP

LMNG-043TPLMNH-008TP

LMNG-007UI

312500

313000

313500

314000

314500

315000

9958500 315500

Resultados de la navegación Los pozos se perforaron en sección de 6 1/8 pulgadas, usando herramientas RSS así como motores de fondo. La metodología para la ubicación de los mismos se concluyó como exitosa LMNB-058HUI    LMNB-058HUI: LMNB-058HUI:  LMNB-058HUI: LMNB-058HUI:

dado que el porcentaje de arena neta en sección horizontal es alta y se encuentra dentro de los valores esperados. La trayectoria resultante y los parámetros petrofísicos estimados se muestran en la figura 5 y la tabla 2.

LMNG-054HUI:    LMNG-054HUI: LMNG-054HUI:  LMNG-054HUI: LMNG-054HUI:

 LMNG-053ST1HUI: LMNG-053ST1HUI: LMNG-053ST1HUI:  LMNG-053ST1HUI:  LMNG-053ST1HUI: COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

 LMNG-051SHUI: LMNG-051HUI:  LMNG-051HUI:  LMNG-051HUI:  LMNG-051HUI:

Figura 5. Trayectoria pozos horizontales, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

Tabla 2 - Parámetros Petrofísicos promedio POZO

HEEL, ft

Toe, ft

Net, ft

Phi, %

Sw, ft

Vcl, ft

K, md

Limoncocha G-051H

11,588

12,586

785

493

Limoncocha G-053HS1

10,985

11,945

584

667

Limoncocha G-054H

11,274

12,152

777

775

Limoncocha G-058H*

11,114

12,442

1037

555

Tabla 2. Parámetros petrofísicos, pozos horizontales, Campo Limoncocha, Arena U Inferior 54

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

segmentos. Estos son separados por empacaduras hinchables tanto al agua como al petróleo según el caso y en los cuales se colocarán un número definido de AICD, con ello se busca balancear el influjo de cada zona a fin de lograr un barrido vertical homogéneo (Moen, 2008), figura 6. Las pruebas de producción estabilizadas así como el índice de productividad respectivo se muestran en la figura 7.

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

Estimación de la productividad Con el fin de determinar analíticamente la expectativa de producción se evaluaron varios modelos de índices de productividad para pozos horizontales (Economides, 2013). Sobre el índice de productividad estimado mediante este método se trabajó en un modelo gridless en la aplicación NETool, para definir una completación que permita dividir el pozo en varios

Figura 6. Diseño de completación sección horizontal con controladores de influjo autónomos, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

LMNG-054HUI:

3500

Bottom Hole Flowing Pressure, Pwf (psia)

LMNB-058HUI: 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

2000 4000 6000 Fluid Rate, qf, (STB/D)

8000

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

10000

3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

2000

5000 10000 14000 Fluid Rate, qf, (STB/D)

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

18000

LMNG-051HUI:

3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

4000 12000 8000 Fluid Rate, qf, (STB/D)

16000

20000

Bottom Hole Flowing Pressure, Pwf (psia)

LMNG-053T1HUI:

3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0

4000

10000 16000 22000 26000 30000 Fluid Rate, qf, (STB/D)

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

Figura 7. Índice de productividad, pozos horizontales, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

Figura 8. Esquema mecánico de pozo horizontal con controladores de influjo autónomos, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

Completación y producción Con el fin de minimizar el daño de formación durante la completación del pozo, se diseñó una píldora removedora de costra de lodo acorde a las condiciones encontradas en cada pozo

(Moen, 2008). Esta píldora logró remover el carbonato presente en la costra de lodo permitiendo un mejor flujo entre el reservorio y el pozo. A pesar de que la arena U Inferior es una arenisca consolidada, se diseñó la completación acompañada por mallas con un mesh menor al tamaño de grano de esta arena, con el fin de evitar posible migración de finos. Para todos los casos, los pozos fueron completados con una bomba electrosumergible, práctica estándar del Bloque 15, esto en conjunto con el sistema SCADA permite un monitoreo constante de los parámetros de producción, el diagrama de completación tipo se muestra en la figura 8. Se debe indicar que ninguno de los pozos horizontales fue evaluado previamente para diseñar el equipo electrosumergible, lo cual muestra que las estimaciones realizadas en base a la presente metodología son muy cercanas a los valores reales. La estrategia inicial de producción fue la de producir cada pozo con un diferencial de presión de 300 psia como máximo e incrementar la frecuencia de operación conforme incremente el corte de agua, con este fin se diseñaron equipos que operen a frecuencias bajas al arrancar el pozo y permitan un manejo de fluido alto al llegar al uptrust. Análisis de resultados Mediante la perforación de pozos horizontales y posterior completación con controladores de influjo autónomos se logró tener el pico histórico de producción de 10,657 BPPD en septiembre de 2013, para la arena U Inferior en el Campo Limoncocha, los perfiles de producción de

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

los pozos horizontales vs tiempo se muestran en la figura 9. El uso de controladores de influjo autónomos ha permitido demorar el incremento prematuro del corte de agua lo que se refleja en altos acumulados de producción, figura 10. El acumulado de producción de los pozos horizontales a la fecha es de, Np = 2,081 MBls. Se

debe notar que el tiempo de producción de estos pozos, en comparación a los pozos de similar acumulado, es muy corto por lo que se estima logren recuperar altos volúmenes de crudo como el pozo Limoncocha G-051HUI el cual tiene un acumulado actual de, Np = 1,076 MBls, el mismo solo es superado por los pozos más antiguos del campo, como muestra la figura 11. Figura 9. Historial de producción pozos horizontales, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

CAUDAL DE PETRÓLEO VS TIEMPO, CAMPO LIMONCOCHA - ARENA U INFERIOR 10000

Producción de petróleo (bbl/d)

1000

100

1 2013

Figura 10. Corte de agua vs producción acumulada de petróleo, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

CORTE DE AGUA VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO, Campo Limoncocha - Arena U Inferior 100 90 80

Corte de agua BSW (%)

70 60 50 40 30 20 10 0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

Producción acumulada de petróleo, Np (MSTB)

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COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

ACUMULADO PETRÓLEO por pozo - campo limoncocha u inferior 10000

100

7278 4797 3173 2841 2017 1804 1675 1644 1441 1179 1076 854 828 695 683 662 561 531 460 448 408 404 363 359 358 349 347 302 233 213 173 158 156 137 137 126 104 98 97 90 72 67 62 50 49 34 33 24

1000

Acumulado petróleo, Np Mbbl

LMNI-009UI LMNI-006UI LMNI-013UI LMNI-007UI LMNI-015UI LMNI-010UI LMNI-011UI LMNI-003UI LMNI-009UI LMNI-009S1UI LMNG-051HUI LMNH-037AUI LMNH-020UI LMNK-025UI LMNK-031UI LMNE-005UI LMNK-021UI LMNG-044UI LMNG-053HS1UI LMNK-041UI LMNG-054HUI LMNG-052UI LMNB-002AUI LMNK-045UI LMNL-056UI LMNL-028UI LMNL-023AUI LMNB-057UI LMNG-036UI LMNL-026UI LMNL-055UI LMNK-046UI LMNB-002AR1UI LMNH-034UI LMNB-058HUI LMNH-020R1UI LMNH-039UI LMNL-029UI LMNH-061UI LMNG-043UI LMNL-030UI LMNK-038S1UI LMND-014UI LMNH-040UI LMNE-005S1UI LMNH-018UI LMNK-019UI LMNH-060HR1UI LMNH-016UI LMNH-033UI LMNL-027UI 1 LMNH-017UI 1

Figura 11. Acumulados de producción por pozo, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

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Estado actual de la industria de refinación de petróleo en el mundo y en Latinoamérica Autor: Kris Ramanadhan

bstracto de la presentación preparada por el distinguido conferencista de la SPE, el Dr. Kris Ramandhan, Presidente de Petro Biz Solutions y Consultor Ejecutivo de IHRDC Corporation, Boston, Estados Unidos. El negocio global de refinación de petróleo ha experimentado cambios fundamentales en años recientes debido a la revolución del petróleo de esquisto (shale oil) en los Estados Unidos, así como a otros eventos geopolíticos y macro-económicos. Este artículo aborda la perspectiva a largo plazo de la energía a nivel mundial, el rol del combustible para transporte en el panorama energético, el rol de la industria de refinación a nivel mundial para atender la demanda de combustible para el transporte y, finalmente, los de-

safíos y oportunidades que enfrenta la industria de refinación de petróleo en Latinoamérica. Panorama de la Energética Global Antes de abordar la industria mundial de refinación de petróleo, resulta importante poner al negocio de refinación de petróleo en el contexto de la demanda energética global. La figura 1 muestra la demanda energética a largo plazo (según las predicciones de la Agencia Internacional de la Energía, IEA) en el 2035, así como la proporción del crecimiento de la demanda energética global por regiones. Tal y como se ve en el gráfico de pastel de la figura 1.1, casi dos tercios del crecimiento es atribuible a países asiáticos y que no forman parte de la OCDE, principalmente India y China, quienes cuentan con una población

Primary energy demand, 2035 (Mtoe)

Eurasia 1370

Europe 1710

China 4060

2240 Middle East Brazil 480

Japan

1050

440

1540

1000

Southeast Asia

1030 Africa

India

Figura 1. Países No-miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) dominan el crecimiento energético a largo plazo (Fuente: ©OECD/IEA World Energy Outlook 2013) PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

DOWNSTREAM

United States

Kris Ramanadhan. Es actualmente Presidente de Petro Biz Solutions, una compañía independiente de consultoría de gestión en el sector del petróleo y gas, con un enfoque en refinación de petróleo y petroquímicos. El Dr. Ramanadhan se retiró de ExxonMobil después de más de 35 años en la compañía, en la cual ocupó distintas posiciones ejecutivas en los Estados Unidos y en el exterior. Es Consultor Ejecutivo de IHRDC Corporation. Recibió su Ph.D. en Ingeniería Química de la Universidad de Purdue.

El gráfico de pastel a la derecha, evidencia que, mientras existe un crecimiento en la demanda de petróleo, el incremento en la demanda de gas y energía eléctrica es mucho más significativo, comparado a la del petróleo. Se espera que la demanda mundial de carbón disminuya con el tiempo, debido al aumento del uso de gas en el sector eléctrico.

Share of global growth 2012 - 2035 OECD Eurasia Latin America

Africa

4% 5% 8% 65%

8% 10%

Middle East Non-OECD

Figura 1.1.

grande y una tasa significativa de crecimiento del PIB. La figura 1 muestra a China como el mayor consumidor de energía a escala mundial. La figura 2 presenta un mayor desglose del incremento de la demanda energética por regiones, así como el crecimiento por tipo de combustible y fuente de energía. De acuerdo con lo demostrado en el gráfico de área a la izquierda, mientras que los países no-miembros de la OCDE (China, India y Latinoamérica) dominan el incremento de la demanda energética, la demanda en los países que forman parte de la OCDE es entre fija y decreciente.

Crecimiento de la demanda de petróleo por sector Se espera que la demanda de combustible líquido, actualmente alrededor de 90 millones de barriles por día, aumente a más de 100 millones de barriles por día, en 2035. Conforme a lo evidenciado en la figura 3, gran parte del incremento se debe al crecimiento de la demanda de combustible para el transporte, especialmente en los países en desarrollo. El crecimiento de las poblaciones, en conjunto con el crecimiento de las economías, resulta en un incremento de la demanda de combustibles para transporte como, gasolina, diésel y combustible para aviones. La figura 3 también demuestra el incremento en la utilización de petróleo para la elaboración de petroquímicos para mantener a las economías en crecimiento, especialmente en los mercados emergentes. La industria de refinación de petróleo es la columna vertebral del proceso que busca cubrir esta demanda creciente de combustibles para el transporte y de petroquímicos.

By region Quadrilion BTUs 800

Other

700

600

Rest of Non-OECD

Naphtha

Electricity NGLs

500 Latin America

Percent Share

India

400

China

300

Other oil

Coal

200

DOWNSTREAM

OECD 100

Gas

0 2000

2010

2025

2040

Figura 2. Petróleo y gas, principales impulsadores del crecimiento energético (Fuente: ExxonMobil – The Outlook for Energy, A View to 2040, 2014 edition) 60

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

Oil demand by sector

Global oil demand, refining capacity and crude runs, 1980-2016

105

mb/d 100

million bpd

100 Other Gasoline

Diesel

2012

Transport

Crude runs Oil demand Distillation capacity*

Petrochemicals Other Sectors

2035

50 1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

Figura 3. Crecimiento de la demanda de combustible de petróleo en el sector del transporte (Fuente: ©OECD/IEA World Energy Outlook 2013)

Figura 4. Capacidad global de refinación de petróleo ha incrementado para afrontar la creciente demanda. (Fuente: Reporte OPEC)

CRECIMIENTO de la capacidad de refinación en el tiempo En conformidad con lo mostrado en la figura 4, la capacidad de refinación de petróleo se ha incrementado sustancialmente en las décadas pasadas y habrá la necesidad de un incremento aún mayor, para cubrir el crecimiento de la demanda de combustible para el transporte y de petroquímicos. Nótese que la línea del medio (demanda de petróleo) es más alta que la de procesamiento de crudo, debido a que los derivados no provenientes de petróleo (como líquidos de gas natural, biocombustibles) están siendo utilizados cada vez más para cubrir la creciente demanda.

cambiado a través del tiempo. Se esperan aún más cambios, producto de la potencial producción de petróleo no-convencional en los Estados Unidos. Históricamente, los refinadores procesaban el petróleo crudo convencional obtenido con la perforación en tierra (on-shore) y costa afuera (off-shore). La llegada de la perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico en los yacimientos de petróleo de esquistos (shale oil) de los Estados Unidos, ha tenido un impacto fundamental en los volúmenes y la calidad de la producción, lo cual ha influido de manera importante en los balances de la oferta y demanda de petróleo a nivel mundial, y por ende, en sus precios. Dado que las inversiones para la refinación de petróleo son significativas y se espera que los bienes operen por 30 o más años, ha sido un gran desafío para los refinadores adaptarse a los cambios en lo que se refiere a volúmenes y calidad del petróleo crudo.

MATERIA PRIMA PARA LAS REFINERÍAS La figura 5 muestra cómo las características del petróleo crudo que alimenta a las refinerías han 100% 80% 60% 40% 20% 1980 1990

2000 2012 2020 2030

2035

Other unconvenctional oil

Natural gas liquids

Light tigh oil

Convenctional crude oil

Extra-heavy oil and bitumen

Figura 5. El origen del petróleo crudo que alimenta a las refinerías ha cambiado en el tiempo. (Fuente: ©OECD/IEA World Energy Outlook 2013)

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

CAMBIOS EN LA CALIDAD DEL PETRÓLEO CRUDO DEBIDO A LA PRODUCCIÓN DE ESQUISTOS (SHALE OIL) El Petróleo de formaciones compactas (Light Tight Oil) proveniente de los yacimientos de esquisto (shale plays) es, generalmente, más ligero (es decir, hace a los productos limpios más deseables) y tiene un nivel más bajo de azufre. Como resultado, la clasificación de la gravedad API del petróleo crudo ha aumentado y los niveles de azufre se han visto reducidos (conforme lo demostrado en la figura 6). Estos avances son muy positivos para los refinadores, ya que reducen los costos de inver61

DOWNSTREAM

*Accounted for capacity additions and closures

1.4

1.2

0.8

0.6

0.4

31 2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Sulfur Content, weight %

API Gravity

revolución del shale oil

0.2

Figura 6. La revolución del petróleo de esquistos (shale oil) ha mejorado la calidad del crudo

sión y operación para la elaboración de productos limpios, con respecto al costo de extracción de los crudos más pesados. Debido a que la capacidad de manejo de productos livianos en las refinerías puede ser limitada para este tipo de crudos muy livianos, la industria ha respondido agregando fraccionamiento incremental, capacidad de manejo de productos livianos, capacidad de separación, etc.

Suministro bruto y tasas de utilización en la refinación de petróleo en los Estados Unidos El impacto neto de estos avances es un incremento significativo en el rendimiento de las refinerías estadounidenses y un incremento en la utilización de la capacidad. Tal como se muestra en la figura 7, la rata de utilización de la capacidad en el 2014 excede el 90%.

Gross Input and Operable Utilization Rates U.S.A Refineries million bpb

DOWNSTREAM

80 2009

2010

2011

Gross Inputs (mmbpb)

2012

2013

2014

Operable Utilization Rates %

Figura 7. Apalancamiento de refinadores estadounidenses en shale (esquisto) para incrementar el procesamiento y utilización. (Fuente: EIA data) 62

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

U.S. shale is a game changer Crude Imports

30% Oil Production

+70% 4 2

+100%

09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14

Refined Product Exports

Million Barrels Per Day (MMbbl/d)

Refinerías en Latinoamérica La figura 9 muestra la capacidad de refinación de petróleo en Latinoamérica y México. Existen alrededor de 66 refinerías, con una capacidad combinada de 6.97 millones por día (bpd). Tal y como se puede apreciar, Brasil, México y Venezuela constituyen los centros más grandes de refinación de petróleo. Algunas refinerías han cerrado, debido a un coyuntura económica desfavorable, y muchas otras están empleando apenas una fracción de su capacidad, debido a un sinnúmero de limitaciones, que incluyen el pobre rendimiento de las facilidades, las configuraciones no-óptimas para producir la variedad de productos deseados y otras propias de cada región.

largo de la pasada década. La capacidad de refinación, en realidad, ha disminuido, en parte debido a la racionalización de algunas refinerías y al pobre rendimiento de muchas refine-

Cambios en los Estados Unidos de la producción de crudo, importaciones y exportaciones de productos Conforme se evidencia en la figura 8, los Estados Unidos, históricamente, ha importado más crudo del que ha producido localmente. Sin embargo, desde el año 2013 la situación ha cambiado debido a la revolución del petróleo de esquisto (shale oil), y desde entonces la producción de petróleo en los Estados Unidos supera los niveles de importación. La producción nacional de los Estados Unidos de petróleo crudo continúa aumentando, reemplazando a crudos importados.

Figura 8. La Revolución del Petróleo de Esquistos (Shale Oil) ha cambiado dramáticamente las importaciones y exportaciones de los Estados Unidos

BALANCES DE LA OFERTA Y DEMANDA DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO EN LATINOAMÉRICA La figura 11 muestra la demanda de productos en Latinoamérica, la capacidad de refinación y el índice de utilización de la capacidad a lo PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

Figura 9. Centros de Refinación de Petróleo en Latinoamérica (Fuente: OGJ 2014 Worldwide Refinery Survey) 63

DOWNSTREAM

Proyecciones de la demanda de petróelo en Latinoamérica En conformidad con lo demostrado en la figura 10, el crecimiento de la demanda de productos derivados de petróleo en Latinoamérica, según previsiones, se incrementará de 8.9 millones de bpd en el 2013 a casi 11.7 millones bpd en el 2040. Al igual que en la mayoría de países desarrollados, diesel y gasolina son los productos cuyo consumo tendrá mayor crecimiento, aunque el jet/keroseno y la nafta también muestran una tasa de crecimiento significativo; en el caso de la nafta, el crecimiento es impulsado por los petroquímicos. El etano y GLP también continúan siendo una porción relevante de la demanda de energía.

Demanda de petróleo en Latinoamérica million bpd 14 12 10

Other Products** Residual Fuel*

Gasoil/Diesel 6

Jet/Kerosene Gasoline

Naphtha

Ethanel/LPG 0 2013

2015

2020

2025

2030

2035

2040

*Includes Refinery Fuel Oil **Includes bitumens, lubricants, petroleum coke, waxes, still gas, sulphur, direct use of crude oil, etc.

Figura 10. La demanda de petróleo en Latinoamérica se espera que incremente (Fuente: World Oil Outlook 2014 OPEC)

rías. La utilización de la capacidad también ha disminuido y es relativamente baja en comparación con países como los Estados Unidos. En conclusión, Latinoamérica necesitará añadir

una significativa capacidad local de refinación de petróleo o, de no ser así, continuar dependiendo de las importaciones para satisfacer la demanda nacional.

Balances de Oferta y Demanda de Refinación de Petróleo 9.0

90%

8.5 85%

7.5

80%

7.0 75%

6.5

Refinery Utilization

million bpd

8.0

6.0 70% 5.5 65%

DOWNSTREAM

5.0 2003 2004

2005

Product Demand

2006 2007

2008 2009

Fefining Capacity

2010 2011

2012 2013

Refinery Utilization (%)

Figura 11. Los Balances de oferta y demanda de refinación de petróleo evidencian la necesidad de importaciones. (Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014) 64

PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

latin American Announced Refinery Project Capacities Country

# of Projects

Capacity (MBPD)

Argentina

530

Bolivia

Brazil

1800

Colombia

Costa Rica

Cuba

260

Ecuador

300

El Salvador

Jamaica

Nicaragua

150

Panamá

300

Perú

Suriname

Venezuela

1000

Total

4555

Figura 12. Proyectos de refinación de petróleo anunciados en Latinoamérica

Tendencias de los precios del petróleo crudo El 2014 será recordado como el año en el cual los precios del petróleo crudo cayeron dramáticamente en casi el 50%, como resultado de la combinación de grandes suministros provenientes de reservas de petróleo de esquistos (shale oil) de los Estados Unidos, un crecimiento débil de la demanda global y la posición tomada por Arabia Saudita de no reducir la oferta de crudo. Estos eventos resultaron en una caída precipitada de los PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

indicadores de precios de crudo Brent y WTI (West Texas Intermediate), conforme se evidencia en la figura 13. La prohibición sobre las exportaciones de petróleo provenientes de los Estados Unidos y el rápido incremento de suministros provenientes de shale plays siguen contribuyendo a que los precios se mantengan bajos. Indicadores de precios de crudo Brent y WTI US$/bbl 120 110 100 90 80 70 60 50 40 May-14

Jul-14 Sep-14 Nov-14 Jan-15 Mar-15 May-15 WTI

BRENT

Figura 13: Reducción dramática de los precios del petróleo crudo en el 2014. (Fuente: EIA)

Las exportaciones de los Estados Unidos juegan un rol cada vez más importante en atender la demanda Latinoamericana Los precios locales más bajos del crudo en los Estados Unidos junto con la mejor calidad del petróleo de esquistos (shale oil) y el gas más barato han dado como resultado menores costos de aprovisionamiento de las refinerías en los Estados Unidos, especialmente las que están ubicadas en la costa del Golfo. Dado que la demanda nacional de los Estados Unidos es estable, el incremento en la producción de productos de los Estados Unidos se refleja como exportaciones a países importadores, como los de Latinoamérica. El rápido aumento de las exportaciones de los Estados Unidos a Latinoamérica se demuestra en la figura 14. Los Estados Unidos se ha convertido en un importante proveedor, equilibrando la oferta y demanda global La figura 15 muestra los flujos de comercio desde los Estados Unidos. Los productos limpios, además de fluir a Latinoamérica desde los Estados Unidos también fluyen hacia Europa, África y Asia. Resumen Ejecutivo La capacidad de refinación de petróleo a nivel mundial continuará en ascenso a largo plazo, especialmente, en los países en desarrollo, como reflejo 65

DOWNSTREAM

Proyectos de refinación de petróleo propuestos en Latinoamérica Según se evidencia en la figura 12, un gran número de proyectos han sido propuestos para incrementar la capacidad nacional en Latinoamérica. Aunque el incremento de la capacidad total propuesta es de 4.6 millones de barriles por día es adecuada, para cubrir la demanda nacional creciente, la probabilidad de que todos estos proyectos avancen es muy baja. La gran inversión requerida, la dificultad de financiamiento, los obstáculos políticos y muchos otros obstáculos regulatorios hacen que la postergación de muchos de estos proyectos sea altamente probable. Adicionalmente, con la caída reciente de los precios del petróleo y la industria de refinación del Golfo de los Estados Unidos convirtiéndose en una fuente de suministro de bajo costo, la economía de estas inversiones nacionales será aún más desafiante.

Figura 14. Exportaciones de los Estados Unidos 19932014 (Fuente: EIA)

U.S.A Export of products by region Thousand bpd

Canada

3500 Latin America 3000 Africa

2500 2000

Asia

1500

Middle East

1000

Aurope

500

Figura 15: Flujos de exportación de destilado, gasolina y propano de los Estados Unidos (Fuente: EIA)

Mexico

2014

2013

2012

2010

2011

2009

2007

2008

2006

2005

2004

2003

2001

2002

1999

2000

1997

1998

1996

1994

1995

1993

Tight oil boom

Flujos de Exportación U.S. distillate, gasoline, and propane export flows distillate and propane to Europe

DOWNSTREAM

Propane to Asia

del aumento de la población y del crecimiento del PIB. Se han producido cambios fundamentales en los balances de la oferta y la demanda del petróleo crudo como resultado de la revolución del petróleo de esquisto (shale oil) en los Estados Unidos, lo que ha producido impactos a nivel mundial. A corto plazo, los Estados Unidos continuarán siendo uno de los centros de refinación de petróleo más grandes y con exportación a los países de Latinoamérica (incluyendo México), Europa y África. Se espera un incremento en la demanda de productos de Latinoamérica, como resultado del crecimiento en varios países. A pesar de que se han propuesto un gran número de proyectos, la implementación de las inversiones será un desafío, dado las grandes inversiones, los factores políticos y las continuas incertidumbres con respecto 66

Gasoline to Africa

a la rentabilidad de los proyectos. La reciente caída dramática en los precios del petróleo ha deteriorado aún más la habilidad de los países productores de progresar en las inversiones de capital. A corto plazo, se espera que los Estados Unidos continúe siendo un importante proveedor de productos derivados de petróleo en Latinoamérica. La maximización de la utilización de la capacidad de las refinerías existentes en Latinoamérica será un importante impulso para el incremento de la producción nacional, sin incurrir en gastos de capital en nueva capacidad. Esto requerirá la óptima utilización de los procesos de las instalaciones, maximizando la producción de los productos deseados, reduciendo los costos de mantenimiento y operación, y aumentando la fiabilidad de los equipos. PGE PETRóLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2015

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