Revista PGE PETRÓLEO&GAS Septiembre 2017 by AIHE Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador

ENAEP 2017

Inversiones y negocios para el sector petrolero y minero

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

Éxito exploratorio en el área Tarapoa Oeste en el Bloque 62

TRANSPORTE

Nuevos avances en la integración hidrocarburífera entre Ecuador y Colombia

No. 014 - SEPTIEMBRE 2017

IS SN 1390 - 8 81 2

2 000 EJEMPLARES

SERTECPET ® LÍDER EN INNOVACIÓN Y DESARROLLO

PRESENTACIÓN

La Revista PGE PETRÓLEO&GAS Septiembre 2017, comparte con sus lectores estudios técnicos, estadísticas de la industria petrolera y reportes de las torres de perforación y reacondicionamiento en el Ecuador. Se detalla información del XII Encuentro Anual de Minería, Energía y Petróleo ENAEP Octubre 2017 que busca promover al Ecuador como destino de inversiones en el sector petrolero y minero. La sección técnica presenta el estudio de factibilidad para selección de pozos candidatos a fracturamiento hidráulico en el Campo Pacoa. La empresa Sertecpet expone un caso de estudio sobre restauración de la producción en un pozo con una fuga en el tapón de la Y-TOOL. También, publica un trabajo técnico sobre el desarrollo de elastómeros de nitrilo hidrogenado para aplicaciones en la industria petrolera. Andes Petroleum Ecuador Ltd. comparte su experiencia de éxito exploratorio en el área Tarapoa Oeste del Bloque 62 y Halliburton exhibe un trabajo técnico sobre la primera instalación en Ecuador del sistema de monitoreo permanente Smartlog™. Para finalizar, OCP Ecuador detalla los nuevos avances en la integración hidrocarburífera entre Ecuador y Colombia. Esperamos que esta nueva edición de la Revista PGE PETRÓLEO&GAS sea de su interés. 4

P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

CONSEJO EDITORIAL Ing. Ernesto Grijalva Director Ejecutivo Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) Ing. José Luis Ziritt Director de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador

CONTENIDO

ENAEP 2017: Inversiones y negocios para el sector petrolero y minero

Presidente de SPE Internacional visita Ecuador

Reportes

Coordinación: Mayra Revelo Redacción y Edición: Globalcorp Diseño: Globalcorp / Juan Centeno Fotografía: Wikipedia Colaboradores: Mauricio Bustos, José Luis Ziritt, Marco Loaiza, Félix Ramírez, Jaime Rocha, Alexis González, Carlos Santana, Ignacio Bladimir Cerón Guerra, Diana Stefannía Chávez Quintana, Jhon Franklin Umaquiza Biscarra, Jorge Luis Hidalgo Ruiz, Andrea Soraya Chamba Pambi, Eirik Renlie, Thomas Jorgensen, Francisco Porturas, Hu Quan, Lin Jincheng, Douglas Good, Byron López, Freddy Córdova, Leonardo Mena, César Llori, Jorge Soria,, Antonio Bonfim, Erith Valbuena, Gustavo Cosios, Robgly Urdaneta, Alonso Colina y Wagner Carrera. Nota Editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio. Foto de portada: Sistema de soporte de carga de collar (CLS™) de Frank’s International y el brazo manipulador de línea de control COBRA™ Sheaveless en una operación costa afuera de completación de pozo. Impresión: Globalcorp Tiraje: 2000 Número: 014 - Septiembre 2017 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com

Revise esta edición en su tablet o smartphone escaneando el código QR

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Estadísticas

Estudio de factibilidad para la selección de pozos candidatos a fracturamiento hidráulico en el Campo Pacoa

Maximización de la eficiencia de perforación en los Campos Inchi y MDC en base a la integración de soluciones colaborativas

Estudio de Factibilidad de EOR por Estimulación Vibracional en el Campo Paraíso

Fishbones – Técnica de Estimulación que Incrementa la Productividad Reduciendo Costos y Complejidad

Éxito exploratorio en el área Tarapoa Oeste en el Bloque 62

Caso de estudio: Restauración de la producción en un pozo con una fuga en el tapón de la Y-tool

Desarrollo de Elastómeros de Nitrilo Hidrogenado para Aplicaciones en la Industria Petrolera

Primera instalación en Ecuador del Sistema de Monitoreo Permanente SmartLog™ de Halliburton

Nuevos avances en la integración hidrocarburífera entre Ecuador y Colombia

EVENTOS

ENAEP 2017: Inversiones y negocios para el sector petrolero y minero Autor: Ernesto Grijalva H.

l 26 de octubre de 2017 tendrá lugar el XII Encuentro Anual de Minería, Energía y Petróleo ENAEP 2017 que busca promover al Ecuador como destino de inversiones en el sector petrolero y minero, organizado por Seminarium y la Asociación de la Industria Hidrocarburífera

En el área de Hidrocarburos, participarán como expositores:

del Ecuador (AIHE). Se espera la asistencia de las más altas autoridades del Ministro de Hidrocarburos de Ecuador, Carlos Pérez y el Ministro de Minería, Javier Córdova. Mediante ponencias magistrales se presentarán las opciones de inversiones, proyecciones y negocios en el Ecuador.

Y en el sector Minero, se contará con ponencias de:

Jaime Brito, Vicepresidente para América Latina de Desarrollo de Negocios de Argus Media.

Chris Mayo, Head of Primary Markets Americas The London Stock Exchange Group.

Ramiro Páez, Director E&P, Apoderado General Repsol.

Keith Barron, Fundador, Director Ejecutivo y Director de Aurania Resources Ltd.

Alex Galárraga, Gerente General de Petroamazonas EP.

Jason Ward, Gerente de Exploración Solgold y Presidente ENSA Exploraciones Novomining S. A.

Javier Robalino, Socio Director de Ferrere Ecuador Nathan Monash, Vicepresidente de Sostenibilidad y Miembro del Comité Ejecutivo Global de la firma. de Negocios Lundin Gold. Santiago Yépez, Presidente de la Cámara de Minería del Ecuador. Henry Troya, Subsecretario de Minería Industrial.

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EVENTOS

Presidenta de SPE Internacional visita Ecuador

aneen Judah, Presidenta de SPE Internacional 2017, visitó Ecuador el pasado mes de julio por motivos personales. Sin embargo, el 24 de julio compartió con la Sección SPE Ecuador una presentación muy interesante titulada: “The View 2017: Challenges and Opportunities” donde expuso sus puntos de vista relacionados con la industria petrolera, la gente y negocios, destacando que esta proporciona y continuará suministrando energía para la humanidad. Su exposición ofreció una nueva perspectiva y motivación hacia la sostenibilidad de nuestra industria, llamando a respetar y agregar valor con nuestro trabajo y compromiso. Fernando L. Benalcazar, 2017-18 SPE Distinguished Lecturer presentó el tema: “Oil and Gas Operations – Integrating the Realities of the Social License”. Sus ideas reforzaron que la sostenibilidad dentro de la industria del petróleo y el gas es la piedra angular para un futuro exitoso y el desarrollo continuo de las operaciones; alentó a los asistentes a seguir las mejores prácticas en temas de Seguridad, Salud y Ambiente (SSA) y Sostenibilidad como condiciones intrínsecas de diseño para cualquier proyecto. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Finalmente, cinco Capítulos de Estudiantes de SPE Ecuador compartieron sus inquietudes con Janeen como Presidenta de SPE International, quien directamente abordó todas las preguntas y preocupaciones presentadas por ellos. Esta interacción directa con Janeen Judah, en una rara oportunidad cara a cara, consolidó el compromiso de la Sección SPE Ecuador con la excelencia y expandió su rol en Ecuador y la región de América Latina y el Caribe.

REPORTES

Torres de perforación en operación en el Ecuador Septiembre 01, 2017 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 32

CCDC

CCDC25

2000 HP

DRILLING 16" HOLE

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA

PINDO P18D

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

RUNNING 13 3/8" CASING

EP PETROAMAZONAS

TPTD 048

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

STDBY. WITH CREW WAITING INSTRUCTIONS DRILLING 12 1/4" HOLE @ 9410´

EP PETROAMAZONAS1

CHSA 014

SINOPEC

119

2000 HP

EP PETROAMAZONAS1

ACAG 224

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

RUNNING 13 3/8" CASING

EP PETROAMAZONAS2

ARMADILLO B4

CCDC

CCDC69

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS3

SECOYA 50

CCDC

CCDC39

1600 HP

MOBILIZING RIG FROM

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

Torres de perforación en stand by en el Ecuador Septiembre 01, 2017 CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

CCDC

CCDC028

200O HP

SACHA 460 PAD. RIG MAINTENANCE

CCDC

CCDC036

BAOJI 2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

CCDC

CCDC037

ZJ70DB (2000 HP)

TAPIR NORTE 17 (RIG MAINTENANCE)

CCDC

CCDC038

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC066

2000 HP

DEMOBILIZATION FROM TIGÜINO 21 (PETROBELL FIELD)

CCDC

CCDC068

2000 HP

COCA. BASE

HELMERICH & PAYNE

117

MID CONTINENTAL U1220EB

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

121

IDECO E1700

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

132

OILWELL 840

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1220

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

176

2000 HP / LEE C. MOORE

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

190

2000 HP

COCA BASE

HILONG

ZJ70D 2000 HP

ANDES PETROLEUM PAD

HILONG

2000 HP

COCA BASE

HILONG

ZJ70DB VFD 2000 HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

SHUSHUFINDI BASE

PETREX

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

PETREX

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

DEMOBILIZATION FROM VILLANO FIELD (AGIP, BLOCK 10) TO "EL PROYECTO" BASE

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

COCA BASE

PETREX

5899

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

SINOPEC

127

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

128

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

129

70B

OSO A PAD

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

JIVINO

SINOPEC

183

2000 HP

YANAQUINCHA PAD

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

191

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

220

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

248

2000 HP

STDBY IN TIPUTINI "C" (PETROAMAZONAS LOCATION) WAITING INSTRUCTIONS

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

COCA BASE. PREPARRING TO MOBILIZE TO MDC FIELD (ENAP SIPEC)

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com 8

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REPORTES

Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador Septiembre 01, 2017

OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 15

CCDC

CCDC51

650 HP

W.O.

ANDES PETROLEUM

GABY 1

HILONG

XJ 650

W.O.

ANDES PETROLEUM

NANTU 14

HILONG

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

ENAP SIPEC

MDC 28

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

OSO A57

CCDC

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRRC 027

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

W.O.

EP PETROAMAZONAS

COCA K49

GEOPETSA

WILSON 42B 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SACHA 188

GEOPETSA

ZPEC 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PLNA - 07

HILONG

HL-28

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

TIPUTINI 33

PETROTECH

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SECOYA 30

TRIBOILGAS

COOPER 550DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRAGO ESTE 12

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SACHA 108

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SACHA 453

TRIBOILGAS

103

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

GUANTA 20

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

TPTC 34

TRIBOILGAS

105

CROWN 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CUYABENO 71

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDYF 156

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHSL 220

DYGOIL

CAMERON 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHS 045

SLR

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS2

EDYD 012

SINOPEC

905

750 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

SHUARA 14

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

CNOF 056

SLR

SLR 34

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

CLBA-010HS1

SLR

SLR 55

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

CON 033

SLR

SLR 56

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

AUCA 11

TUSCANY DRILLING

111

665 HP

W.O

EP PETROAMAZONAS5

LAGO AGRIO 4

GEOPETSA

UPET 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS5

LAGO AGRIO 27

GEOPETSA

LTO-550-VIN-26606

W.O.

REPSOL

DAIMI A14

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Kamana firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 3.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 4.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP 5.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de campos Maduros)

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REPORTES

Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador Septiembre 01, 2017

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE QUIPO

STACKED

AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

OIME 750SL

STBY. VILLANO "A"

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO "B"

CCDC

CCDC 40

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

COCA BASE

CCDC

CCDC 41

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO BASE

DYGOIL

FRANKS 600

SHUSSHUFINDI BASE

ESPINEL & ASOCIADOS

EA - 12

XJ 650

COCA BASE

GEOPETSA

COOPER LTO 550

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

SHUSHUFINDI BASE

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERATED BY SLR)

CSSFD 01

KING SERVICES 750HP

SHUSHUFINDI BASE (CERTIFICATION)

SLR

SLR 7

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 32

WILSON MOGUL 42B

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 53

WILSON MOGUL 42B

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

904

750 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

907

XJ 550

LAGO AGRIO

SINOPEC

932

XJ 650

LIMONCOCHA

TRIBOILGAS

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

TRIBOILGAS

COOPER 550

COCA BASE

TRIBOILGAS

WILSON 42 B

COCA BASE

TRIBOILGAS

107

550 HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

COCA BASE

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com

P G E P E T R Ã&#x201C; L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Alkhorayef Petroleum Co Ecuador Nuestra misión es ofrecer las soluciones más rentables, confiables y beneficiosas a través de nuestra experiencia y la amplia gama de nuestros productos que incluyen el desensamble, ensamble, mantenimiento, pruebas, instalación, extracción, monitoreo de equipos electrosumergibles y sistemas de control de superficie para el máximo beneficio de nuestros clientes, apoyados en la constante investigación y desarrollo continuo de nuevas tecnologías e ideas para satisfacer las necesidades y requerimientos del exigente mercado local y mundial.

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ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006 - 2017 (Dólares por barril)

Fuente: EP Petroecuador y EIA Energy Information Administration

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS AGOSTO 2015 - AGOSTO 2017 (BPPD)

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 12

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ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP

AGIP OIL

CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO)

ORION ENERGY OCANOPB S.A.

OPERACIONES RÍO NAPO CEM

ANDES PETROLEUM

GENTE OIL ECUADOR

ORIONOIL ER S.A.

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

ESTADÍSTICAS

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

CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA

PACIFPETROL

PETROBELL

PETROORIENTAL (BLOQUE 14 y 17)

REPSOL ÁREA BLOQUE 16 Y 67

ENAP SIPEC

TECPECUADOR

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 14

P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Empresa ecuatoriana que satisface la necesidad del cliente con equipos que se ajusten a sus necesidades y cumplan con estรกndares de calidad y seguridad operacional.

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P G E P E T R Ã&#x201C; L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Estudio de factibilidad para la selección de pozos candidatos a fracturamiento hidráulico en el Campo Pacoa Autores: Mauricio Bustos y José Luis Ziritt. INTRODUCCIÓN

El Fracturamiento Hidráulico es una conocida técnica de estimulación de pozos. Con la finalidad de incrementar la producción de los pozos, se ha aplicado en distintas áreas del Campo Gustavo Galindo Velasco en las principales formaciones productoras de los Grupos Ancón y Azúcar. Con estos antecedentes, se planteó la posibilidad de realizar punzados y estimulaciones (Fracturamiento Hidráulico) en las formaciones productoras del Grupo Ancón del Campo Pacoa, con la finalidad de incrementar el índice de productividad de los pozos. Este trabajo resume el procedimiento que debería ser empleado para la selección de pozos candidatos a punzamiento de intervalos adicionales y fracturamiento hidráulico en el Campo Pacoa, debido a su cercanía y similitud geológica del Grupo Ancón con el Campo Gustavo Galindo Velasco, en el cual, ya se ha aplicado esta técnica de estimulación con muy buenos resultados (Figura 1).

ANTECEDENTES

En el Campo Pacoa se encuentran perforados pozos relativamente profundos (Aprox. 7.000 ft) cuyo objetivo ha sido producir de las formaciones Socorro (SO) y Clay Pebble Beds (CPB) del Grupo Ancón. Para la selección de los pozos candidatos es necesario considerar la producción acumulada de los pozos cercanos que hayan producido de estas formaciones (ver Tabla 1): POZO

TD (PIES)

FORMACIONES PRODUCTORAS

Q inicial (BPPD)

BPPD

PETRÓLEO ACUMULADO (BLS)

POZO 1

4682

SO/CPB

145

164230

POZO 2

4506

SO/CPB

42320

POZO 3

4476

SO/CPB

21554

POZO 4

4689

SO/CPB

112

145110

POZO 5

4572

SO/CPB

138402

POZO 6

4720

SO/CPB

160

PROMEDIO

4608

170186 113634

Tabla 1. Pozos Productores de las Formaciones SO y CPB cercanos a los Pozos Candidatos. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

El valor de la producción acumulada de estos pozos se lo ha graficado en la Figura 2 donde se tiene un promedio de 113.634 Bls de petróleo de 6 pozos.

Mauricio Bustos Estudiante del último año de la Carrera de Ingeniería en Petróleo de la Universidad Estatal Península de Santa Elena. Realizó sus Estudios de Investigación en la Cuenca Progreso.

Figura 1. Mapa de Ubicación. Fuente: SECRETARÍA DE HIDROCARBUROS (SHE). José Luis Ziritt Gerente de Frank’s Internacional Ecuador y Profesor en la Universidad Estatal de la Península de Santa Elena

Figura 2. Producciones Acumuladas de los Pozos. Fuente: OIL FIELD MANAGER (OFM).

UBICACIÓN Y ÁREA DE ESTUDIO

Es necesario dar a conocer las respectivas coordenadas de los pozos candidatos para determinar su ubicación considerando que 17

formaciones productoras del Grupo Ancón se encuentran presentes, ya que, los pozos cercanos deben ser productores de las formaciones de interés (SO y CPB) donde se realizará el trabajo de fracturamiento. La Formación Socorro está compuesta por secuencias de lutitas grises oscuras, limonitas interestratigráficas con delgadas capas de areniscas grises finas. La Formación Clay Pebble Beds está formada por paquetes espesos, gris verdosos, tiene en su interior areniscas, calizas y lutitas. Al realizar la correlación de los registros eléctricos entre los pozos candidatos y cercanos, se debe apreciar que exista continuidad en la formación de interés del área de estudio (Figura 3).

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN Y REACONDICIONAMIENTOS

Los pozos perforados en el Campo Pacoa cuentan con su propio diseño de completación utilizan-

do diferentes tamaños de casing. Originalmente son punzados en las zonas productoras de mayor interés, a medida que continúa su producción con el tiempo esta tiende a disminuir, por lo cual se plantea realizar trabajos de estimulación (fracturamiento hidráulico) en las mismas formaciones productoras originalmente abiertas o en nuevas zonas de interés para aumentar su producción (Figura 4). Se debe considerar que al realizar esta técnica de estimulación es necesario conocer el tope del cemento (TOC), si este se encuentra por debajo de las zonas de interés no se podrá efectuar el trabajo de fracturamiento y será necesario realizar una cementación secundaria (Squeeze) . Para estimar las reservas remanentes de los pozos candidatos se debe analizar la curva de declinación, como se puede observar en la Figura 5. Los pozos perforados generalmente cuentan con determinados registros eléctricos: Gamma Ray, Resistividad, Sónico, Caliper entre otros (Figura 6).

Figura 3. Sección Geológica entre Pozos. Fuente: GEOGRAPHIX.

Figura 4. Historial de Producción Pozo Candidato PC1. Fuente: OIL FIELD MANAGER (OFM). 18

Figura 5. Declinación de Producción Pozo Candidato PC1. Fuente: OIL FIELD MANAGER (OFM). P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Estos registros nos permiten definir con exactitud los intervalos a ser punzados y visualizar de mejor manera las distintas zonas de interés que pueden ser zonas nuevas o anteriormente punzadas.

Una vez determinado el intervalo a fracturar correspondiente a la formación de interés, se procede a realizar el diseño de la fractura, calculando el volumen estimado de barriles de gel de fractura y gel lineal. Dependiendo de las características de cada formación, se recomienda inyectar arena natural como material apuntalante (Figura 7).

Figura 7. Diseño de Fractura Pozo Candidato PC1. Fuente: CPVEN.

Figura 6. Registro Pozo Candidato PC1. Fuente: GEOGRAPHIX

Es importante mencionar que se recomienda correr un registro CBL/VDL a fin de verificar el tope del cemento y la adherencia cemento-formación-casing en la sección donde se realizará la fractura, si se llegará a encontrar el tope de cemento por debajo de la zona de interés se debe realizar trabajos de cementación secundaria.

PUNZADO Y FRACTURAMIENTO

Del análisis de los registros eléctricos de los pozos, sus reservas, comportamiento de producción y reacción a las estimulaciones correspondientes para cada formación, se pueden determinar los intervalos para ser punzados con cañones de diferente tamaño a 4 dpp, correspondientes a la formación donde se va a realizar el trabajo de fracturamiento (ver Tabla 2): TOPE (ft)

BASE (ft)

INTERVALO (ft)

CARGAS

1943

1956

1988

1999

2010

2021

140

TOTAL

Tabla 2. Intervalos a Punzar Pozo Candidato PC1. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Para realizar un adecuado seguimiento e interpretación de los resultados del plan de estimulación, se recomienda medir antes y después de la operación, el nivel de líquido en el pozo, el caudal de gas con las respectivas cromatografías de composición de gases, y la producción de petróleo y agua, con sus respectivos análisis de caracterización.

FACTIBILIDAD ECONÓMICA

Para la evaluación económica de los proyectos de Fracturamiento Hidráulico, hay que evaluar los costos, ingresos y calcular el VAN y TIR, tomando en cuenta las siguientes consideraciones: • El perfil de producción corresponde al incremental de producción debido a las fracturas realizadas en los pozos candidatos, a partir de la ejecución del proyecto (Figura 8). • Se debe considerar una declinación que se ajuste al histórico de producción del mismo pozo candidato si la zona propuesta a fracturar es la misma formación o realizar un ajuste con algún pozo cercano que haya producido de la formación de interés. • El ingreso disponible corresponde a cierto porcentaje del precio WTI, mismo que es pagado por cada barril producido. • Para el presente modelo económico se consideró un precio WTI de US$ 50.33 por barril para el año 2017. 19

Figura 8. Perfil de Producción.

• Los pozos fracturados producirán por bombeo mecánico, considerando un costo de levantamiento de US$ 2 por barril producido. Este costo está actualizado anualmente a una tasa de inflación del 4%. La inversión estimada requerida para el trabajo de fracturamiento se puede observar en la Tabla 3, que presenta los costos desglosados.

Del análisis económico realizado para los pozos candidatos, se obtuvo un VAN de $ 418.188,11, con una proyección realizada a 10 años, un TIR de 152% y un periodo de recuperación de 7 meses. (ver Tabla 4) De acuerdo con los resultados obtenidos, se determinará si el proyecto cumple con los criterios de rentabilidad exigida para su implementación en el Campo Pacoa.

COSTOS ESTIMADOS FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO TRABAJO A REALIZAR

POZO PC1

POZO PC2

Toma de Registro GR-CCL-CBL-VDL

$11.000

Cementación Forzada

$30.000

Cañonero Selectivo

$45.000

Tapón CIBP + Asentamiento

$6.000

Packer y Tapones Recuperables

$5.000

1 Etapa de Fractura

$50.000

10% Imprevistos

$14.000

$11.700

$161.700

$128.700

TOTAL

Tabla 3. Costos Estimados. RESULTADOS

POZO PC1

POZO PC2

PROYECTO

INVERSIÓN

$161.700,00

$128.700,00

$290.400,00

VAN

$228.918,80

$189.269,31

$418.188,11

TIR

135%

178%

152%

RBC

10,21

12,52

11,11

PERÍODO DE RECUPERACIÓN (MESES)

Tabla 4. Resultados Evaluación Económica.

BIBLIOGRAFÍA 1. Baca, G. (2001). Evaluación de Proyectos (Cuarta ed.). McGraw-Hill. 2. Escobar Macualo, F. H. (2000). Fundamentos de Ingeniería en Yacimientos (Primera ed.). Colombia: Universidad Surcolombiana. 3. Gillard, M., Johnson, J., Medvedev, O., Rhein, T., 20

& Willberg, D. (2011). Fracturamiento con Canales de Flujo Abierto: Una Vía Rápida para la Producción. Oilfield Review, XXIII(3). 4. Vázquez Cárdenas, J. (2009). Mejoramiento de la Conductividad en el Fracturamiento Hidráulico. México: UNAM. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Maximización de la eficiencia de perforación en los Campos Inchi y MDC en base a la integración de soluciones colaborativas Autores: Marco Loaiza y Félix Ramírez – ENAP SIPEC; Jaime Rocha, Alexis González y Carlos Santana - Halliburton

a optimización de los tiempos de perforación en los Campos Inchi y MDC de ENAP SIPEC no es tarea fácil debido a la configuración del estado mecánico de los pozos en dos secciones. En el caso de los pozos de desarrollo se perfora una sección de 16” la cual es revestida por un casing de 13 3/8”, posteriormente se perfora una sección con una longitud mayor a 4000 ft en un diámetro de 12 1/4” que es revestido con casing de 9 5/8” hasta la profundidad final del pozo. Debido a las condiciones de la industria para ENAP SIPEC era prioritario realizar optimizaciones en tiempo y costo en su campaña de perforación 2016 – 2017.

IDENTIFICACIÓN DEL RETO

Para la reducción de al menos un 5% del tiempo total de perforación y un 10% del costo de perforación comparado con el AFE ajustado y aprobado en esta campaña, se realizó un exhaustivo análisis de la información de los pozos vecinos con el fin de identificar las áreas de oportunidad que permitieran optimizar los tiempos de perforación en los Campos MDC e Inchi, algunos de estos análisis fueron: Análisis de tiempos productivos de perforación (ROP, tiempos de repasos, tiempos de conexiones, etc). Análisis de tiempos productivos planos (Tiempos de armado de BHA´s, velocidades de viaje de tubería, velocidades de corrida de revestidores, tiempos de armado de equipos de cementación, tiempos de instalación y pruebas de cabezal, tiempos de armado y pruebas de BOP´s, etc). Análisis de los tiempos improductivos visibles y ocultos en las fases de perforación y tiempos planos. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Propiedades de fluidos para garantizar la estabilidad del agujero sin dañar los reservorios en las zonas productoras. Parámetros de perforación óptimos de cada una de las formaciones a perforar a fin de evitar inestabilidad mecánica en secciones heterogéneas (Registros de calibre). Diseños de las lechadas de cementación y sus resultados con los registros de calidad de cemento (CBL-VDL-CAST V).

DISEÑO DE LA SOLUCIÓN

Una de las frases célebres del autor Alan Lakein dice que “No planear es planificar el fracaso”. Basado en este principio se realizó la planificación exhaustiva de cada una de las áreas identificadas con oportunidad de optimización que conllevarían a la reducción de los tiempos de perforación y/o los costos sin poner en riesgo a las personas ni a la integridad operacional. La primera área identificada fue el diseño de una solución colaborativa capaz de realizar la construcción, tangente y tumbado hasta la vertical de la trayectoria en pozos direccionales con perfiles tipo “S” en los cuales se alcanzan ángulos de +/- 35° sin necesidad de utilizar un sistema RSS porque en principio tiene un buen desempeño pero los costos se elevan significativamente, para ello se planteó el uso de motores de alto desempeño SperryDrill combinados con una broca de acero tipo SF56CH (IADC S123) con la durabilidad necesaria a perforar inclusive las lutitas de Formación Orteguaza y un BHA balanceado para finalizar la sección de acuerdo al plan direccional con el mismo desempeño visto en los pozos vecinos los cuales fueron perforados con sistema RSS a un mayor costo.

Marco Loaiza Ingeniero en Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional de la ciudad de Quito, posee un MBA de la Universidad Francisco de Victoria de Madrid y un Master en Ciencias en Petróleo y Gas por la Swiss Business School, adicional un Master en Política y Estrategia Empresarial por el Tecnológico de Monterrey. Actualmente se desempeña como Líder Senior de Perforación y Completación para la empresa ENAP SIPEC, también es Profesor Docente de la Maestría en Gestión para la Exploración y Producción del Petróleo de la Escuela Politécnica Nacional. Tiene 13 años en la industria nacional e internacional.

Jaime Rocha Senior Drilling Engineer & Well Construction BD Lead, de nacionalidad mexicano, cuenta con más de 9 años en Halliburton y 13 años en la industria en países como: México, Noruega, Argentina y Ecuador, ocupando diversas posiciones como Drilling Technical Advisor, Drilling Engineer y Senior Drilling Engineer para IOC´s y NOC´s en pozos exploratorios, de desarrollo y HPHT. Ingeniero del Instituto Tecnológico de Veracruz en México, posee un MBA por el Instituto de Estudios Universitarios de la misma ciudad, adicional cuenta con un Diplomado en Alta Gerencia de la Universidad San Francisco de Quito y un Diplomado en Planificación y Diseño de Pozos de Halliburton.

Figura 1. Ficha técnica del motor de alto desempeño SperryDrill y broca de acero SF56CH

Figura 2. Análisis de comportamiento de BHA

P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Figura 3. Estadística de indicadores direccional en pozos vecinos

Otra área identificada fue el fluido de perforación, este se diseñó a la medida de las necesidades de los Campos MDC e Inchi, el cual debería mantener la estabilidad en las paredes del agujero y a su vez tener un correcto puenteo basado en análisis de núcleos de los reservorios para evitar el daño de las zonas productoras y minimizar los eventos de pega de tubería por

efectos del diferencial de presiones. El beneficio tangible buscado con este diseño a la medida del fluido era el de optimizar tiempos de viaje de tubería / revestidor y a su vez tener agujeros en calibre minimizando la generación de ripios de perforación que a su vez representara una reducción de costos en gestión ambiental.

Figura 4. Criterios de selección del fluido de perforación

Tamaño de Garganta Poral Pozo

Inchi A5

Inchi A4

Inchi B6

Inchi B7

Reservorio

“U”

“T”

“U”

“T”

Tipo

Arenisca

Limolita

Arenisca

D 10 ( m)

8.05

0.59

15.08

10.98

D50 ( m)

19.17

1.27

28.07

18.43

D90 ( m)

39.3

2.85

42.93

31,2

P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Figura 5. Análisis de núcleos – Tamaño de Garganta Poral 23

Dentro de la fase de diseño y planificación fue de gran ayuda el uso de las metodologías “Bow Tie” y “Perforación del Pozo en Papel” (DWOP por sus siglas en inglés) mismas que dieron la pauta para que en estas fases de diseño y planificación se pudieran identificar todos los factores de escalamiento capaces de ocasionar un impacto que conlleve a generar una pérdida de control con afectaciones a las personas, medio ambiente, comunidades o el área de operación y a su vez poder definir las barreras de control necesarias que coadyuven a que no se materialicen los eventos no deseados o eventos tope.

FASE DE EJECUCIÓN

Sección de 16” – Revestidor de 13 3/8” Para la perforación de las secciones superficiales de los pozos perforados en la campaña se utilizó un fluido de perforación base agua tipo “SPUD MUD” diseñado a las necesidades del campo y estado mecánico del pozo, dividiendo toda la etapa en tres secciones importantes: en la primera, de superficie a +/- 1000 ft, el fluido de perforación fue tratado como viscoso en un circuito corto con material anti-pérdida y control de parámetros de perforación para evitar fracturamientos superficiales; la segunda, de +/- 1000 ft hasta el tope de la Formación Orteguaza, se utilizó un fluido disperso y relajado con valores Tau0 en rangos de 3 a 4 lbs/100 ft2 con parámetros completos de perforación y estrategias de limpieza con el uso de píldoras viscosas y tratamiento en superficie con el fin de evitar taponamientos de “flowline” debido a

las altas tasas de penetración observadas; en la tercera, desde el tope de la Formación Orteguaza y hasta 10 ft dentro de la Formación Tiyuyacu, se realizó el proceso de floculación selectiva para tener una correcta remoción de los sólidos de perforación así como el control del filtrado a valores por debajo de 20 ml/30 min y minimizar la inestabilidad de las lutitas de la Formación Orteguaza. Una buena calidad de agujero es una combinación de soluciones integradas colaborativas, por lo que adicional al correcto diseño del fluido de perforación y la definición de los parámetros de perforación en cada una de las formaciones a atravesar, también fue necesario definir estaciones de circulación en los pozos con perfiles tipo “S” con ángulos de 35° y con una tangente de +/- 3000 ft de longitud donde se acumulaban los ripios de perforación debido a las altas tasas de penetración alcanzadas con el motor de alto desempeño “SperryDrill” y la broca PDC tipo SF56CH. En todos los pozos la calidad del agujero fue tan buena que los viajes de tubería eran estables y los revestidores de 13 3/8” fueron asentados y cementados en profundidad sin problema. En base a la figura 7 podemos concluir que un correcto diseño del BHA direccional permite construir trayectorias direccionales tipo “S” mayores a 35°, es decir realizar la construcción, tangente y caída de ángulo hasta la vertical, con un solo BHA. La utilización de motores de alto desempeño en ocasiones da mejores resultados que los obtenidos con sistemas tipo RSS, y sin incurrir en costos más altos.

Figura 6. Metodología “Bow Tie”

Figura 7. Comparativo de Desempeño RSS Vs. Motor de Fondo 24

P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Sección de 12 1/4” – Revestidor de Producción de 9 5/8” En la perforación de la sección de producción el tipo de fluido diseñado para los Campos Inchi y MDC fue un fluido base agua tipo Polimérico Inhibido. Debido a la longitud de la sección y la heterogeneidad de las formaciones a atravesar su tratamiento fue dividido en dos secciones, la primera para perforar las Formaciones Tiyuyacu y Tena con un manejo de floculación selectiva en la remoción de sólidos, un control de filtrado menor a 9 ml / 30 min y valores Tau0 entre 4 y 10 lbs / 100 ft2, la segunda para perforar las Formaciones del ambiente Napo y Hollín con un fluido con alta reología, incorporando materiales de sello de acuerdo al análisis de garganta poral de la Figura 5. El correcto diseño del fluido de perforación no garantiza el éxito de la perforación en secciones de producción superiores a 4000 ft. Obtener un agujero en calibre evitando la formación de cavernas que compliquen las

operaciones siguientes como son las corridas de registros eléctricos con cable, la corrida de revestidores e inclusive la buena adherencia del cemento en las zonas productoras se convierte en un reto. Con el fin de afrontarlo se definieron parámetros de perforación en cada formación a atravesar, analizando las velocidades críticas y manteniendo una sinergia precisa con el personal del equipo de perforación para encender y apagar las bombas de manera gradual con la intención de evitar desestabilizar mecánicamente las zonas lutiticas principalmente del ambiente Napo. Como resultado de estas buenas prácticas fue posible obtener agujeros en calibre como los mostrados en la Figura 9, lo cual permitió que en todos los pozos de la campaña se lograra el objetivo de asentar los revestidores de producción en la profundidad perforada y tener cementaciones de buena calidad validadas con los registros CBL-VDL-CASTV y confirmadas con la producción de cada uno de los pozos.

Figura 8. Distribución de partículas para las areniscas productoras

Figura 9. Calibre de agujero y registro de cemento pozo Inchi B-6 P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

RESULTADOS

En la campaña de perforación 2016 – 2017 de ENAP SIPEC con Halliburton y el equipo de perforación Tuscany-117 como aliados estratégicos, se perforaron 5 pozos con una reducción acumulada de 11 días de perforación lo cual representó un 10% de optimización en tiempo comparado con el tiempo planificado al inicio de la campaña. Aunado a lo descrito anteriormente se logró perforar el pozo vertical más rápido en el Campo Inchi y el pozo direccional tipo “S” más rápido en el Campo MDC, ambos en 2 secciones. Toda esta optimización en tiempos conllevó a una reducción de costos de US $5 MM comparado contra el AFE planificado de los pozos perforados, representando una reducción del 15%.

Además, algo muy importante y que vale la pena resaltar; en esta campaña no se registraron incidentes ni accidentes con afectaciones a las personas, medio ambiente, comunidad o áreas de operación, así se pudo cumplir con la misión de regresar a casa, sanos. “Un plan no es nada, pero la planificación lo es todo” – Dwight D. Eisenhower

AGRADECIMIENTOS Los autores queremos expresar nuestro agradecimiento a ENAP SIPEC, su Gerente General, Director de Proyectos y Gerente de Integridad Operacional, de igual forma a todo el equipo de profesionales de Halliburton, Tuscany y terceros que hicieron posible esta exitosa campaña.

Figura 10. Curvas de Profundidad Vs Tiempo

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Estudio de Factibilidad de EOR por Estimulación Vibracional en el Campo Paraíso Autores: Ignacio Bladimir Cerón Guerra, Diana Stefannía Chávez Quintana, Jhon Franklin Umaquiza Biscarra, Jorge Luis Hidalgo Ruiz, Andrea Soraya Chamba Pambi, Escuela Politécnica Nacional, Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos. Resumen Este trabajo presenta los resultados de una secuencia de cálculo seguida para estimar la producción de crudo y agua vs la cantidad de agua a inyectarse para dos escenarios: (a) Inyección convencional de agua, (b) Inyección de agua con estímulos vibracionales (VS), en el campo Paraíso. Además se calcula el tiempo en que los dos escenarios se mantienen rentables a las condiciones estimadas, con el propósito de conocer la viabilidad de aplicación del segundo escenario y su ventaja frente al primero. La tecnología VS desarrollada por Biot (1962) se basa en la deformación y propagación de ondas elásticas en un medio poroso saturado. El presente estudio, aplicado a la arena Hollín Superior, hace uso del modelo poroelástico para la caracterización del área de estudio y verificación de aplicación de ondas vibracionales; además de modelos matemáticos de recuperación mejorada de petróleo mediante estimulación vibracional y la teoría de inyección de agua que incluye el método de Buckley - Leverett, hacia el cálculo de las respectivas predicciones. Los cálculos muestran la ventaja de la tecnología VS en términos de un mayor factor de recobro (20,75% adicional), extendiendo la vida útil del proyecto a casi el doble en comparación con la inyección convencional de agua, confirmándose la viabilidad del método. Aunque se requiere de mayor inversión en la instalación de la herramienta vibratoria, los tiempos de recuperación de inversión son similares en ambos escenarios. Esta nueva tecnología dio muy buenos resultados, incluso a una alta saturación de agua y relativamente baja permeabilidad de roca. Este trabajo, además de demostrar la viabilidad de la tecnología VS puede ser una guía para investigación futura en favor de la industria del P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

petróleo, con el fin de desarrollarla y adoptarla como una nueva y eficaz técnica de recuperación mejorada de crudo en el Ecuador.

INTRODUCCIÓN

Con el paso del tiempo, la inyección de agua o gas y el uso de avanzados sistemas de bombeo, dejan de aportar a la recuperación de petróleo adicional, comenzando la declinación, es en ese momento cuando debe aplicarse la recuperación mejorada para superar esta dificultad. La saturación de petróleo llega a un punto en el que sus gotas se encuentran en formas de meniscos y no pueden fluir más por sí solos. La causa principal es el entrampamiento capilar que impide su flujo, haciéndose necesaria la aplicación de una fuerza externa adicional que estimule su movimiento. Siendo el barrido por inyección de agua una de las técnicas para este propósito, si a esto se le suman vibraciones (usando herramientas vibratorias como Powerwave), es equivalente a la adición de un gradiente de presión extra oscilatorio en los capilares a más del barrido que por sí solo genera esta técnica. Cuando este gradiente extra actúa a lo largo de la garganta poral y el umbral de atrapamiento capilar es superado, instantáneamente se produce el movimiento de la gota debido a la dilatación y contracción que sufre el medio elástico por el paso de una onda, logrando así la coalición de las gotas de petróleo para que sean capaces de fluir. (Figura 1)

Figura 1. Coalescencia de las gotas de petróleo. 27

A la fecha de estudio la situación del campo Paraíso es precaria, de 20 pozos perforados, 2 son reinyectores y únicamente 10 se encuentran produciendo, además de una declinación promedio entre todas las arenas productoras de este campo (Hollín inferior, Hollín superior, Arena T, Arena U, Basal Tena) del 9,6% anual, calculándose 5,43 MMBbl de petróleo remanentes que se pueden recuperar en condiciones actuales; por todo lo expuesto, se hace necesario la implementación de un método de recuperación mejorada.

MARCO TEÓRICO Descripción del Método de Recuperación Mejorada Mediante Estímulos Vibracionales Este método de recuperación mejorada usa vibraciones en rangos de baja frecuencia para provocar efectos en los mecanismos importantes que rigen el incremento de flujo en medios porosos: la reología de flujo no lineal y los efectos capilares, además del movimiento poroelástico. Este último refleja los cambios volumétricos en los poros como respuesta al esfuerzo y a la presión de los mismos debido a la elasticidad del sólido. Sin embargo, el más aceptado en inyección de agua es el entrampamiento capilar de las gotas de petróleo. (Figura 2)

Figura 2. Mecanismo de entrampamiento capilar de las gotas de petróleo

La aplicación de vibraciones implica cambios físicos en el reservorio, como son: reducción de fuerzas capilares y cambios en la permeabilidad de fase, incrementando la movilidad del petróleo; lo que producirá disminución de la saturación residual de petróleo y reducción de la saturación de agua irreductible. El enfoque de este estudio para estimar el comportamiento de los estímulos vibracionales, se basa en modificaciones de la teoría de flujo fraccional, que predice el comportamiento de la inyección de agua. Descripción del Modelo Poroelástico para la recuperación mejorada de petróleo mediante estímulos vibracionales En este modelo, se trata de cuantificar el efec28

to poroelástico de una onda y mantener los efectos dominantes de importancia. Para esto se toman en cuenta algunas asunciones: • El agua es la fase mojante y el petróleo es la fase no-humectante, formando un flujo inmiscible. • Existe un gradiente externo de presión, aplicado durante la recuperación secundaria, que trata de conducir el petróleo residual a través de los poros al pozo productor. • Además, se considera una onda plana que produce las vibraciones y las propiedades del reservorio son homogéneas, para simplificar las ecuaciones diferenciales. El procedimiento para cuantificar el efecto poroelástico de las ondas en el medio poroso de Pride et. al., 2008 verifica que se cumpla la condición para que la estimulación vibracional movilice una gota de petróleo. Una vez que se haya comprobado la vigencia del modelo se podrán realizar los cálculos correspondientes a la predicción de la recuperación de petróleo.

DESARROLLO EXPERIMENTAL Selección del área de estudio En base al estudio de las arenas productoras de este campo se decide trabajar con arena Hollín Superior, ya que es la arena productora con mayor proyección en la aplicación de recuperación mejorada mediante estímulos vibracionales dentro del campo Paraíso, debido a los siguientes aspectos: • Continuidad bien marcada • Las arenas U y T son reservorios marginales y se presentan en forma discontinua en el campo, mientras que a la H.S se encuentran conectados la mayoría de pozos • La arena Hollín Inferior posee un acuífero muy activo, por lo que no es factible aplicar un proyecto de inyección de agua • El espesor promedio está comprendido entre 50 y 80 pies, con una porosidad promedio de 15% • Buena cantidad de reservas disponibles Selección y análisis de los pozos para el modelo de inyección A partir del estudio de continuidad de la arena seleccionada, porosidad, presión del yacimiento, reservas remanentes y ubicación de pozos se selecciona el modelo de inyección y los pozos para el estudio. Se utilizará un modelo de cinco de pozos invertido, porque presenta alta flexibilidad y eficiencia al aplicar la recuperación mejorada mediante estímulos vibracionales. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Los pozos seleccionados para este modelo son: PRS-01, PRS-06, PRS-12 Y PRS-18 como los pozos productores, y PRS-10 como el pozo inyector en donde se colocará la herramienta vibracional. Todos estos tienen conexión a H.S, a excepción del PRS-18, el cual requerirá de un trabajo de reacondicionamiento a la arena mencionada. Además existe continuidad lateral y vertical entre los pozos seleccionados. (Figura 3) La falla ubicada al oeste del inyector PRS-10 afecta a toda el área de estudio pero sin impedir totalmente el tránsito de fluido, ya que se ha corroborado que el salto de la falla es de aproximadamente 26 ft y no excede al espesor del reservorio (±60 ft). A partir de este modelo de inyección se procede a analizar las condiciones actuales de los pozos. (Tabla 1) Cada radio de pozo es de 0,583 ft, los fluidos de 2,8693 cp tienen una viscosidad promedio

de 1,0986. Se y factor volumétrico promedio procede a determinar el grado de homogeneidad del área seleccionada, por lo que se analizan las siguientes características. (Tabla 2) Los datos de la Tabla 2 no presentan una gran variación entre ellos y ésta es una condición necesaria en la aplicación de los modelos matemáticos para la recuperación mejorada de petróleo mediante estímulos vibracionales. Área del Modelo de inyección El modelo seleccionado permite dividir el área de estudio en 4 secciones a las que denominaremos cuadrantes. (Figura 4) Donde por fines didácticos se presentarán los cálculos realizados únicamente en el primer cuadrante. Se obtienen de cálculos los siguientes parámetros del cuadrante 1: (Tabla 3)

Figura 3. Modelo de inyección 5-spot invertido seleccionado para la arena Hollín Superior del campo Paraíso. POZO

PRS-01

PRS-06

PRS-10

PRS-12

ESTADO

Producción

Cerrado

Producción

BPPD

187

185

BSW(%)

52,23

1,05

17,178

45,28

PRS-18 No se ha producido de esta arena

API

25,7

26,5

28,1

26,3

26,9

MÉTODO PRODUCCIÓN

BPACUM

713873

1121279

975677

235207

RESERVAS REMANENTES (Bbl)

1895413

2192351

975770

244645

300671

POES (Bbls)

2609286

3313630

1951447

479852

300671

PRESIÓN (psi)

3550

1000

1700

400

1250

Tabla 1. Condiciones actuales de los pozos seleccionados Fuente: Gerencia de Producción y Desarrollo. Enap-Sipetrol POZO

TVD (ft)

K (md)

Ø (fracción)

Vshl (fracción)

h (ft)

Swi (fracción)

Radio al PRS-10 (ft)

Ángulo (grados)

S (adimensional)

PRS-01

9549,51

125

0,161

0,188

55,84

0,339

1849,79

2,497

PRS-06

9559,74

0,137

0,176

67,53

0,232

1971,20

1,369

3,4

PRS-10

9574,1

0,168

0,082

83,11

0,156

0,00

PRS-12

9569,73

0,131

0,139

65,45

0,117

1631,80

2,497

1,97

PRS-18

9545,54

0,16

0,243

48,62

0,341

1998,76

1,369

0,1514

64,11

0,237

Prom

Tabla 2. Características de los pozos seleccionados Fuente: Gerencia de Producción y Desarrollo. Enap-Sipetrol Cálculos Cuadrante 1 Área cuadrante=

2120323,16

Área de drenaje=

165,4861

acres

Sw actual=

0,50553

fracción

POES

1836085,46

Bbl

P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

ft2

Tabla 3. Datos calculados del cuadrante de estudio 29

Aplicación y validación del modelo poroelástico Para la aplicación del modelo poroeslástico se hace uso de las características del reservorio mostradas en la Tabla 4. Se calcula la velocidad de la onda P en 12717,5005 ft/s. No se toma en cuenta la onda S ya que esta no se transmite en fluidos. Se calculan los caudales que producirán el barrido (tomando como dato la presión de fondo en el pozo inyector de 5000 psi), gradiente de , número de estimulación , producción , y con ello se gradiente de presión adicional verifica la condición que permita se pueda cumplir la estimulación: En la Tabla 5 se observa que se cumple la condición para que la estimulación vibracional movilice una gota de petróleo. Por lo tanto el gradiente de presión producido por la onda de 150 Hz físicamente puede movilizar las gotas de petróleo. Después de haber caracterizado el área de estudio se procede a determinar cuál será la recuperación esperada de petróleo durante el proceso, tanto en relación con la inyección de agua convencional como en la aplicación de estímulos vibracionales. En cada cuadrante se tratará al pozo productor junto con el inyector como un

modelo lineal de inyección de agua debido a las complicaciones que presenta el modelo al momento de predecir el comportamiento de la inyección de agua. Recuperación de Petróleo para la inyección de agua convencional vs Recuperación de Petróleo para la inyección de agua con estímulos vibracionales Siguiendo el procedimiento de Buckley – Leverett (Ferrer, 2001) y con los datos de permeabilidad relativa vs saturación de agua de la arena Hollin Superior se procede a calcular primeramente . La única diferencia entre ambos métodos en toda la secuencia de cálculos es que para la inyección conpara la obtención de vencional no se incluye el gradiente de presión adicional provocada por los 150 Hz a los que la herramienta Powerwave vibra. Además se despreciarán los efectos gravitatorios, debido al valor tan pequeño del ángulo de buzamiento, así como los efectos de la presión capilar. Las Tablas 6 y 7 presentan la producción de , producción de agua , volumen de crudo y corte agua inyectada, factor de recobro calculados con respecto al tiempo. de agua Todos los resultados son producto del procedimiento de Buckley – Leverett.

CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIO

Tensión interfacial (

)

0,00205

Lbf/ft

Ángulo de contacto (

)

Grados

Frecuencia (

) )

Densidad del petróleo ( )

Densidad de la roca ( Atenuación sísmica ( ) Módulo de Bulk (

)

Módulo de corte ( Viscosidad petróleo ( Viscosidad del agua (

Tabla 4. Datos características del reservorio

)

164,81

Lbm/ft3 Ft

3500000

Psia

1690000

Psia

2,86

0,28

) )

1,099

0,25403884

Sección Cuadrante 1

Hz Lbm/ft3

0,00000031

)

Factor volumétrico del petróleo (

150 57,867

Esperado a producir 362,17071

0,00887

0,41722

0,02267

VERDADERO

362,171

Tabla 5. Cálculos modelo poroelástico 4. Este valor es interpolado de los datos de permeabilidades relativas de la arena H.S.

P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

dt (días)

Wi (MMBls)

t (años)

Np (MMBls)

Wp (MMBls)

FR (fracción)

fw (%)

651,9841

0,4634

1,7863

0,2361

0,2040

0,1286

46,3471

140,2116

0,5979

2,1704

0,2672

0,2694

0,1456

67,7816

210,3174

0,7474

2,7466

0,3371

0,3422

0,1836

51,0318

210,3174

0,8969

3,3228

0,3805

0,4440

0,2072

70,0973

140,2116

0,9965

3,7070

0,4066

0,5150

0,2214

73,1471

140,2116

1,0962

4,0911

0,4303

0,5886

0,2343

75,6241

140,2116

1,1958

4,4752

0,4517

0,6647

0,2460

78,0419

140,2116

1,2955

4,8594

0,4709

0,7432

0,2565

80,3243

140,2116

1,3951

5,2435

0,4896

0,8224

0,2667

80,8916

140,2116

1,4948

5,6277

0,5078

0,9020

0,2766

81,3902

350,5291

1,7439

6,5880

0,5467

1,1084

0,2978

84,1480

350,5291

1,9931

7,5484

0,5810

1,3199

0,3164

86,0461

350,5291

2,2422

8,5087

0,6137

1,5331

0,3343

86,6923

350,5291

2,4913

9,4691

0,6377

1,7559

0,3473

90,3096

Tabla 4. Producción de petróleo vs tiempo y volumen mediante inyección de agua convencional. Cuadrante 1 dt (días) 1255,8599

Wi (MMBls) 0,6666

t (años) 3,4407

Np (MMBls) 0,4548

Wp (MMBls) 0,1667

FR (fracción) 0,2477

fw (%) 26,8195

330,4895

1,0525

4,3462

0,5643

0,2218

0,3073

33,5044

495,7342

1,3156

5,7043

0,6960

0,3402

0,3790

47,3432

495,7342

1,5787

7,0625

0,7669

0,5253

0,4177

72,2798

330,4895

1,7541

7,9680

0,8099

0,6535

0,4411

74,9147

330,4895

1,9295

8,8734

0,8354

0,8009

0,4550

85,2201

330,4895

2,1049

9,7789

0,8716

0,9366

0,4747

78,9771

330,4895

2,2803

10,6843

0,9017

1,0789

0,4911

82,5174

330,4895

2,4557

11,5898

0,9259

1,2277

0,5043

85,9998

330,4895

2,6311

12,4952

0,9498

1,3768

0,5173

86,1906

826,2236

3,0697

14,7588

0,9940

1,7668

0,5414

89,8237

826,2236

3,5082

17,0225

1,0538

2,1395

0,5740

86,1666

826,2236

3,9467

19,2861

1,0877

2,5408

0,5924

92,2214

826,2236

4,3852

21,5497

1,1325

2,9301

0,6168

89,6732

Tabla 5. Producción de petróleo vs tiempo y volumen mediante inyección de agua con estímulos vibracionales. Cuadrante 1

RESULTADOS Gráficos comparativos entre los métodos de inyección de agua convencional y mediante estímulos vibracionales Para hacer un análisis comparativo entre ambos métodos, la Figura 5 presenta el comportamiento de la producción de petróleo, producción de agua y volumen de agua inyectada, respectivamente.

Figura 5. Comportamiento de la producción de petróleo. Cuadrante 1 P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

ANÁLISIS ECONÓMICO

El análisis financiero que se expondrá a continuación permitirá conocer la factibilidad económica del proyecto. Así como la evaluación de los costos asociados con los distintos escenarios. DETERMINACIÓN DEL VAN, TIR, B/C, PRI La empresa operadora estima una tasa de descuento del 11,9 % anual. A continuación se muestra la Figura 6 en la que constan el VAN del proyecto vs el tiempo para los dos escenarios usa vibraciones en rangos de baja frecuencia.

Figura 6. VAN vs Tiempo, TIR, B/C y PRI de ambos escenarios

ESTUDIO DE RESULTADOS

Se hizo una comparación de los indicadores económicos en los dos escenarios, tanto para el año 2, el año 9 (límite económico inyección de agua convencional) y año 16 (límite económico inyección de agua con estímulos vibracionales); permitiendo confirmar la factibilidad de aplicar el proyecto. (Tabla 6) Se tomó como límite económico al periodo donde los ingresos ya no compensan los egresos, para ello se consideró un BSW máximo de 86% y una producción mínima de 85 BPPD. La inversión inicial del primer escenario se recupera en 0,36 años, y en el segundo escenario es 32

de 0,37 años; las relaciones beneficio-costo son mayores en el segundo escenario; las tasas internas de retornos son casi similares en ambos escenarios; y el valor actual neto es considerablemente mayor en el segundo escenario. Los resultados señalan que en el segundo escenario existe una prolongación tiempo del proyecto casi duplicando su vida útil, el FR tiene un incremento considerable, lo que se traduce en mayor rentabilidad y se confirma la conveniencia de aplicar el presente proyecto sobre la inyección de agua convencional.

CONCLUSIONES

• El modelo poroelástico es esencial para el análisis de la factibilidad del modelo de inyección de agua con estímulos vibracionales. • La arena Hollín Superior, fue seleccionada como la más idónea en la aplicación de la tecnología VS. Además, se escogió trabajar con el modelo de cinco puntos invertidos ya que es el mejor modelo de inyección que se ajusta dentro del campo. • El área de estudio presenta una saturación de agua actual de 50,55 % y aunque sea alta, con esta nueva tecnología se obtienen muy buenos resultados, la tabla 7 presenta el factor de recobro adicional para los cuadrantes y el petróleo que se espera recuperar hasta la etapa de ruptura. • El valor actual neto para la recuperación mejorada mediante estímulos vibracionales es: 24’676.118 USD; la tasa interna de retorno es: 269% anual. El periodo de recuperación es de 0,37 años y la relación costo-beneficio es: 1,91. Todos estos indicadores muestran la rentabilidad del proyecto. • La tecnología VS “rejuvenece” los campos maduros de petróleo mejorando la eficiencia de barrido lo que se traduce en un alto recobro de petróleo. El factor de recobro total será 36,75%. • La recuperación por vibraciones es más económica que la inyección convencional de agua a largo plazo, si bien es cierto, al inicio del proyecto se debe invertir un costo adicional de instalación de la herramienta (35000 USD), el tiempo de recuperación de la inversión en los 2 proyectos es muy similar. Recuperándose la inversión a los 0,36 años para el escenario 1 y 0,37 años para el escenario 2. • De acuerdo a los escenarios planteados en el estudio económico se puede evidenciar la ventaja de la recuperación mejorada mediante estímulos vibracionales sobre la inyección de agua convencional, concluyendo así la factibilidad de aplicar el proyecto. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

2 AÑOS

9 AÑOS

16 AÑOS

ESCENARIO 1

ESCENARIO 2

ESCENARIO 1

ESCENARIO 2

ESCENARIO 1

ESCENARIO 2

VAN (USD)

7823179,958

8099955,93

18209790,35

22663987,93

24676118,62

TIR (%)

249,89

266,85

269,97

B/C

1,68

1,69

1,86

1,90

1,91

PRI (años)

0,36

0,37

0,36

0,37

0,36

0,37

Tabla 6. Resultados del análisis económico

Área

Factor de recobro adicional (%)

Petróleo a recuperar adicional (BF)

Agua a inyectar (Bbl)

Caudal de petróleo adicional (BPPD)

Tiempo (Años)

Cuadrante 1

24,77%

454835,68

666554,80

362,17

3,44

Cuadrante 2

16,48%

239399,12

379030,61

333,08

1,97

Cuadrante 3

26,86%

473425,31

647595,77

254,02

5,11

Cuadrante 4

14,87%

199669,20

310737,21

202,75

2,70

Total

20,75

1367329,31

2003918,39

1152,02

3,31

Tabla 7. Resultados hasta la etapa de ruptura

REFERENCIAS 1. Alvarado, V., Manrique, E. (2010). Enhanced Oil Recovery: an Update Review. 2. Chugá, M. (2015). Propuestas de Optimización de los Sistemas de Re-Inyección de Agua de los Wellpads AMO y WIP S1, Enfocando los Resultados en Mejorar la Eficiencia Energética, Mayo 2015. (Tesis de grado, Universidad Central del Ecuador). 3. Guevara, B. (1999). Métodos de Alta Resolución para la Ecuación de Buckley-Leverett. (Tesis de grado, Universidad Central de Venezuela). 4. Hidalgo, J., Chamba, A. (2012). Estudio de

P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Pre-Factibilidad de la Recuperación Mejorada de Petróleo Mediante Estímulos Vibracionales en el Campo Paraíso-Biguno-Huachito. (Tesis de grado, Escuela Politécnica Nacional). 5. París De Ferrer, M. (2001). Inyección de agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos. Primera Edición 6. Pride, S., Flekkøy, E., Aursjø, O. (2008). Seismic Stimulation for Enhanced Oil Recovery. 7. Biot, M.A. (1962). Mechanics of deformation and acoustic propagation in porous media.

Fishbones – Técnica de Estimulación que Incrementa la Productividad Reduciendo Costos y Complejidad Autores: Eirik Renlie y Thomas Jorgensen, Fishbones; Francisco Porturas, ScanViz - InflowControl, Noruega

SUMARIO EJECUTIVO

Fishbones provee una tecnología de punta incomparable, la cual ha definido un nuevo nivel de precisión y eficiencia en la estimulación de los reservorios. A través de una operación corta de bombeo, numerosos tubos de titanio se extienden desde el pozo principal para crear largos canales y así proporcionar un significativo incremento de la productividad del reservorio. La tecnología de estimulación Fishbones es única y no existe actualmente otra similar, garantiza gran conectividad con el reservorio donde se instale de forma óptima y permite utilizar al máximo los valiosos recursos. Esta tecnología ha sido muy bien recibida por los operadores como una alternativa a los métodos de estimulación tradicionales, entre estos el fracturamiento hidráulico. Instalada en muchos pozos a nivel mundial, Fishbones ha demostrado un incremento significativo en su productividad, está disponible para la mayoría de tipos de formaciones, incluyendo reservorios clásticos y de carbonatos.

Principios de la tecnología Fishbones

La tecnología de estimulación Fishbones es colocada en el pozo abierto con el forro del pozo. En el objetivo en profundidad, los laterales pueden crearse vía Fishbones Jetting o perforados con Fishbones Drilling y accionado por medio del bombeo de fluido. Todos los laterales son activados simultáneamente en una sola operación y solo dura unas pocas horas. Más de 200 laterales se pueden crear a lo largo de un solo pozo y así incrementar sustancialmente la conectividad del reservorio (Figura 1).

INTRODUCCIÓN

Fishbones es tecnología noruega desarrollada en cooperación con varias compañías operadoras en Mar del Norte. La primera instalación fue ejecutada en 2013, y ha sido implementada en muchos pozos en Mar del Norte, Oriente Medio y Norteamérica. La tecnología Fishbones estimula el pozo por medio de la creación de un gran número de laterales. Los laterales son generados vía perforación o vía inyección a chorro, dependiendo de las propiedades de los reservorios. Generalmente la técnica de inyección a chorro “jetting” se aplica a reservorios en carbonatos, mientras la técnica de perforación se utiliza en areniscas no reactivas, en rocas consolidadas y semi-consolidadas. 34

Figura 1. Fishbones: técnica de perforación radial y de estimulación. 1) Forro, 2) Unidad de Fishbones, 3) Perforación de laterales hasta de 12 metros de largo, y 4) parte del reservorio que requiere estimulación.

La tecnología comprende: una sarta de Fishbones que contiene tres o cuatro varillas de alta resistencia y de diámetro pequeño. La sarta se construye de acuerdo a longitud de la junta y con las varillas ensambladas en secciones de hasta 40 pies de longitud. Las unidades de Fishbones son ensambladas en la fábrica antes de ser enviadas al campo. Las sartas son corridas como parte integral del forro del pozo abierto y ubicadas a lo largo de la formación donde se reP G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

quiere estimulación o re-estimulación. Las varillas están colocadas dentro de las juntas/forros mientras se corre dentro del pozo (Figura 2). La sarta se cuelga dentro del pozo con un colgador común. Tabla 1. muestra las especificaciones y Fishbones y es compatible con varios tipos de completaciones, e.g. tubería ranurada, unidades de control de flujo, válvulas de control de flujo, etc. En formaciones tipo carbonatos se bombea acido HCl. Los fluidos de circulación son impulsados a través de las boquillas ubicadas justo en las puntas de las varillas, consecuentemente la formación delante de las varillas es disuelta debido a la combinación de erosión y disolución química por el ácido, y simultáneamente las varillas son empujadas. La presión diferencial a través del forro conduce las varillas hacia adentro de la formación y penetran la roca hasta lograr su extensión completa. La tasa de bombeo de ácido depende del número de unidades de Fishbones dentro del pozo. El rango de presión para la propulsión está entre 3000 psi a 4000

incrementa la tasa de los fluidos de circulación, comienza la perforación de los laterales. Todos los laterales son perforados simultáneamente debido a que los fluidos son circulados en toda la extensión del forro. Las tasas típicas de circulación son entre 6 a 10 BPM y con presión en superficie menor a 3000 psi. La Figura 3 muestra la secuencia de operaciones de la tecnología de a. Fishbones Drilling assembly with needles, turbine and drill bits

b. Fishbones laterals drilling in process, powered by circulation of mud

c. Fishbones Drilling completed, numerous laterals increase connectivity and productivity

Figura 2. Unidad Fishbones equipadas con varillas y boquillas, respectivamente.

psi. En formaciones tipo areniscas, el fluido de perforación es circulado para activar las turbinas con pequeñas brocas de perforación ubicadas al extremo de cada varilla. Tan pronto se

Figura 3. Visualización: a) Fishbones; varillas, turbina y brocas de perforación, b) Proceso de perforación, activado por el fluido de perforación, y c) Perforación completa: se observa como los laterales incrementan la conectividad y productividad del reservorio.

Fishbones size (in)

Hole size (in)

Max tool (in)

Min tool OD (in)

4.5

6.0 - 7.3

5.7

Nom. ID

5.5

8.5 - 9.9

7.9

Nom. ID

Material

Threads

Temperature rating (degC)

Tensile

According to liner spec.

180

> liner strength

Tabla 1. Especificaciones actuales de los equipos de estimulación y perforación radial Fishbones. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

estimulación Fishbones.

APLICACIONES Y BENEFICIOS

La tecnología de estimulación Fishbones incrementa la productividad de reservorios de muy baja permeabilidad, permeabilidad moderada, así como también formaciones apretadas, y se aplica tanto en pozos nuevos como en pozos pre-existentes. Solamente se requiere un pozo principal. Fishbones ofrece los siguientes beneficios en varios tipos de aplicaciones: • Atravesar capas de muy baja y/o baja permeabilidad que restringen o limitan el flujo vertical hacia un pozo horizontal. En la mayoría de reservorios, la permeabilidad vertical es significativamente menor que la permeabilidad horizontal. Uno de los factores limitantes de los pozos horizontales es que no se desempeñan muy bien en reservorios con permeabilidad vertical pobre. Los Fishbones laterales penetran las capas de baja permeabilidad para conectar las capas que de otra manera no podrían ser producidas eficientemente con completaciones comunes. Es por eso que Fishbones acelera la producción y más aún, incrementa las reservas. • Conectar las fracturas naturales, si están presentes. Muchos reservorios fracturados naturalmente has sido desarrollados con pozos horizontales. Sin embargo, el éxito de estos pozos depende de la intersección suficiente de fracturas naturales para así crear un área de contacto extensa con el reservorio. La naturaleza intrínseca de la tecnología de completación Fishbones ofrece una mayor probabilidad de interceptar fracturas naturales, comparado con un pozo horizontal común, debido a que los Fishbones laterales tienen más alcance radial dentro del reservorio. • Evitar zonas no deseadas. Por ejemplo, uno de los problemas mayores con el fracturamiento hidráulico en muchos reservorios es el riesgo de fracturar las zonas con alto contenido de agua y/o gas. Muchos pozos horizontales son perforados en reservorios con capas muy delgadas, donde la distancia al contacto agua y gas es tan corta

que limita el uso del fracturamiento hidráulico. Con la tecnología Fishbones, los laterales tienen definido la máxima longitud de penetración y la longitud del lateral puede ser diseñada de acuerdo al espesor de las capas del reservorio. • Atravesar el daño de formación (skin) alrededor del pozo. El daño, es un problema muy significativo en los pozos horizontales y es muy difícil removerlo especialmente cuando los pozos son largos. Los laterales de Fishbones físicamente atraviesan la zona dañada alrededor del pozo y con ineficiente limpieza del pozo facilitando producir las zonas del reservorio sin daño. Este beneficio es real inclusive en reservorios homogéneos. • Mejora el ajuste entre afluencia / efluencia a lo largo de todo el pozo. Los registros de producción de pozos horizontales generalmente muestran poco ajuste. La mayor parte de la producción viene solo de un intervalo muy corto de la sección horizontal. Esto puede ser debido al daño de la formación, presencia de fracturas naturales o heterogeneidad del reservorio. La completación Fishbones mejora mecánicamente el balance de la producción debido al espaciamiento de laterales a lo largo del pozo entero, y activando así toda la sección del pozo horizontal para contribuir a la producción. • Conectar “sweet spots” lejos del pozo principal en el caso de que no hayan sido identificados durante la fase de perforación.

EJEMPLO DEL MAR DEL NORTE: ARENISCAS CONSOLIDADAS

La tecnología Fishbones fue instalada en un pozo nuevo (completado en el fondo del mar) en costa afuera de Noruega en julio del 2015 (Figura 4). La formación objetivo era una arenisca inter-laminada de muy baja permeabilidad y supra yaciendo una capa saturada de gas la cual eliminaba toda posibilidad de fracturamiento hidráulico. Un total de 48 sartas Fishbones fueron bajadas a lo largo de 2000 metros (6600 pies) de pozo abierto a una profundidad total de 6500 m (21300 pies) MD, seguido por la circulación de fluido durante 6 horas y solamente

Figura 4. Geo-sección; geo-trayectoria del pozo horizontal con primera instalación de la tecnología de estimulación Fishbones en una arenisca estratificada, Costa afuera de Noruega. Un total de 48 sartas Fishbones fueron utilizadas a lo largo de 2000 metros (6600 pies) de pozo abierto a una profundidad total de 6500 m (21300 pies) MD. 36

P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

utilizando las bombas de la unidad de perforación semi-submersible, lográndose activar eficientemente 144 varillas y creando laterales extendiéndose de forma radial desde el pozo principal. El operador Statoil, concluye que la instalación fue un gran éxito y con buenos resultados de producción, habiendo recomendado la tecnología Fishbones para otros campos, especialmente en los reservorios de baja permeabilidad y alta heterogeneidad.

EJEMPLO DEL MEDIO ORIENTE: CARBONATOS FRACTURADOS

En Medio Oriente, Fishbones “jetting” fue instalado en un pozo pre-existente en un carbonato naturalmente fracturado en diciembre del 2016. El pozo había sido perforado en 2014 y previamente estimulado tres veces con ácido, pero no fluía eficientemente. Posteriormente, el pozo fue sujeto a estimulación con 6 juntas Fishbones donde cada

junta tenía cuatro varillas para generar un total de 24 laterales en la formación. El ácido bombeado fue de 15% HCl para activar el proceso de “jetting”. La operación se realizó sin ningún contratiempo y según el plan. Después de la instalación, el pozo comenzó a fluir naturalmente y con tazas mayores que las esperadas, razón por la que se estará realizando una campana mayor de estimulación con tecnología Fishbones durante el tercer trimestre del 2017.

AGRADECIMIENTOS Expresamos nuestro agradecimiento a los Ingenieros: Ove Andre Pettersen, Director de Proyectos, Statoil-Noruega, Ramón Correa, AGIP Ecuador, y Milagros Yesenia Ruesta Alarcón, Universidad Nacional de Piura, Perú, por su gran colaboración, comentarios y recomendaciones.

Éxito exploratorio en el área Tarapoa Oeste en el Bloque 62 Autores: Hu Quan, Lin Jincheng, Douglas Good, Andes Petroleum Ecuador Ltd. INTRODUCCIÓN

El área Tarapoa Oeste está situada a unos 60 kilómetros al sureste de Nueva Loja, en la provincia de Sucumbíos, Ecuador, entre el Campo Fanny-Dorine del Bloque 62 (Bloque Tarapoa) y el Campo Shushufindi de Petroamazonas (Figura 1). El área que se encuentra al oeste del bloque original de Tarapoa, fue otorgada por el Gobierno a Andes Petroleum Ecuador Ltd., en la negociación del Contrato de Prestación de Servicios en el año 2011. Como parte del contrato, la compañía tuvo que realizar varias inversiones, incluyendo la adquisición sísmica 3D y perforación de pozos en el bloque. En los 330 kilómetros cuadrados (15km X 22km) de la zona Tarapoa Oeste no se habían perforado pozos y en las campañas sísmicas de 1983, 1987 y 1991 se había adquirido una cobertura sísmica escasa de 25 líneas sísmicas 2D, sumando unos 250 km lineales. No se tenían identificadas tendencias claras y evidentes de fallas de desplazamiento significativo en los horizontes Cretácicos en las secciones sísmicas 2D; por lo tanto, la industria ignoró el área durante 30 años, considerando que no tenía un potencial atractivo. (Figura 1)

CONFIGURACIÓN GEOLÓGICA DEL BLOQUE TARAPOA

El Bloque Tarapoa está ubicado en el flanco oriental de la cuenca antepaís del Oriente, que es un monoclinal que buza al oeste y suroeste hacia el eje sinclinal de la cuenca. El área Tarapoa Oeste se localiza en el graben limitado por las fallas Fanny y Shushufindi (véase Figuras 1 y 2), donde las formaciones mantienen un buzamiento hacia el oeste y suroeste, sin fallas evidentes de desplazamiento. El potencial hidrocarburífero existente en los campos cercanos del Bloque Tarapoa indica que el objetivo principal es la arenisca M1, siendo las areniscas U Inferior y T Superior e Inferior como objetivos secundarios.

POTENCIAL EXPLORATORIO

A pesar de la aparente falta de potencial hidrocarburífero, Andes Petroleum consideró el área Tarapoa Oeste con optimismo por dos razones: 1. La existencia de los Campos Alice y Sonia-Mahogany en pequeñas estructuras al oeste y en el lado hundido de la falla Fanny, y 2. Lo más importante, la creencia de que las barreras

Figura 1: Ubicación del Bloque Tarapoa y el área de Tarapoa Oeste (amarillo). Antes de 2011 no existió pozo alguno y poca actividad sísmica 2D cuando Andes Petroleum comenzó su campaña de exploración integrada en el área de Tarapoa Oeste. 38

P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Figura 2: Corte esquemático oeste-este a través de la Cuenca Oriente, mostrando el marco estructural y depositacional de la cuenca y la ubicación del área de Tarapoa Oeste.

de lutita con tendencia noroeste, críticas para entrampar el petróleo en las areniscas Cretácicas M1 en el Campo Fanny-Dorine, se extendieron hasta el área de Tarapoa Oeste. En este sentido, se identificaron características sísmicas, similares a la barrera de lutita en Fanny-Dorine en cuatro líneas sísmicas 2D en Tarapoa Oeste, lo que indicó el potencial de una extensión significativa de las facies de entrampamiento hacia el noroeste (Figuras 3 y 4). Las barreras de lutita impermeables en Fanny-Dorine, se extienden en el área de Tarapoa Oeste y forman el potencial de una trampa estratigráfica casi perfecta, ya que están orientados perpendicular a la pendiente estructural, creando un entrampamiento de petróleo en las arenas M1 abajo de la barrera. Siendo excelentes barreras estratigráficas, no requieren cierres estructurales para atrapar eficazmente el petróleo. (Figuras 3 y 4)

EJECUCIÓN DE PROGRAMA INTEGRADO DE EXPLORACIÓN

Debido a la naturaleza estratigráfica regional de los controles de entrampamiento en las areniscas M1 y la necesidad de tener buenos datos sísmicos para identificar cambios sutiles de carácter sísmico que reflejan esas características, se propuso un programa sísmico 3D de 363 kms2 para todo el área Tarapoa Oeste. Un programa bien planificado y ejecutado con permisos ambientales, negociaciones comunitarias, selección de contratistas, diseño de programas sísmicos, pruebas y adquisiciones de campo, procesamiento de campo, procesamiento final e interpretación fueron aspectos importantes y coordinados para optimizar la probabilidad de tener éxito en la exploración del área Tarapoa Oeste. La estrecha comunicación y cooperación de todos los grupos involucrados, desde la

Figura 3: Características sísmicas, similares a la barrera lutítica del Campo Fanny-Dorine fueron identificadas en líneas sísmicas 2D en el área de Tarapoa Oeste, creando optimismo sobre el potencial para trampas parecidas. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Figura 4: El Campo Fanny-Dorine, el reflector sísmico termina donde la arenisca M1 esta erosionada y está reemplazado con la barrera de lutita, y el isócrono entre la Caliza M1 y la Arenisca M1 es más delgado donde se deposita la lutita, debido a compactación diferencial. Se ve la misma característica en la Línea 2D CP-334E en Tarapoa Oeste.

formulación inicial del concepto hasta la exploración y descubrimiento, contribuyeron a un proyecto con resultados exitosos. La adquisición sísmica y pruebas de campo estrictamente ejecutadas, de acuerdo con los parámetros y necesidades para resolver cambios geológicos sutiles, permitieron la optimización de calidad de los datos obtenidos en la campaña de adquisición sísmica 3D en Tarapoa Oeste. Al tener una comprensión clara del modelo geológico y del estilo de entrampamiento estratigráfico, y con el soporte técnico del equipo de exploración para la adquisición sísmica, se identificó un gran portafolio de prospectos exploratorios. La combinación de los mapas estructurales y los de propiedades sísmicas, así como la comparación con las secciones sísmicas que cruzan los campos de petróleo existentes en el Bloque Tarapoa, han sido útiles para calibrar la sísmica adquirida en el área de Tarapoa Oeste.

INTERPRETACIÓN DE LA ARENISCA M1 – ÁREA DE TARAPOA OESTE

Se considera que la arenisca M1 en el área este de la cuenca se encuentra depositada principalmente en una serie de estuarios progradantes de bajo relieve regional, dominados por mareas. Una serie de estos estuarios se interpretan de sur a norte en la Cuenca Oriente, dando paso en dirección este – proximal, a depósitos con mayor influencia fluvial. Figura 5 40

muestra el mapa paleogeográfico de la M1 en la Cuenca Oriente; de Steel y Olariu de la Universidad de Texas, 2016. En el Bloque Tarapoa, la arenisca M1 consiste en dos o más ciclos de deposición, que no se distinguen fácilmente. Sin embargo, en el área al este de la falla Fanny, un intervalo de carbón separa a menudo la arenisca M1 Superior de la arenisca M1 Principal subyacente. En el área Tarapoa Oeste, hay poco o ningún carbón depositado, haciendo la distinción más difícil. Sin embargo, Andes Petroleum ha realizado un análisis detallado de las arenas en el área Tarapoa Oeste, utilizando tamaño de grano, características petrofísicas y salinidad para ayudar en la diferenciación. De importancia fundamental para el entrampamiento de petróleo en Fanny-Dorine y en el área Tarapoa Oeste, es la presencia frecuente de las barreras de lutita anteriormente mencionadas que están orientadas óptimamente perpendicular al buzamiento estructural, creando una configuración casi perfecta para el entrampamiento estratigráfico clásico. Las Figuras 6 A y B muestran dos mapas del área Tarapoa Oeste, donde la distribución de las areniscas M1 y las barreras de lutita están claramente definidas. El origen de estas barreras de lutita aún no se entiende completamente, incluso después de más de 40 años de exploración y desarrollo en el Bloque Tarapoa. Ciertamente, parte de depositación de las barreras de lutita es interna en la Formación M1 P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Figura 5: Mapa paleogeográfico de la arenisca M1 en la parte oriental de la Cuenca Oriente (Steel y Olariu, Universidad de Texas, 2016). En el área Tarapoa Oeste, las arenas M1 se presentan como una secuencia compleja de barras de arena depositadas en un ambiente estuarino con importante influencia de mareas.

en el área de Fanny-Dorine, con barreras de lutita negra relacionadas a los ciclos de depositación de M1. En el área Tarapoa Oeste, una gran parte de la barrera de lutita está relacionada con la erosión profunda hacia abajo en la Formación M1 al final del hiato Cretácico, con posterior relleno de lutitas rojizas y marrón de la Formación Tena, diferente de las lutitas negras y gris oscuras de M1 (ver Figuras 7 y 8). En la Figura 7, el límite de la barrera de lutita es muy claro y abrupto, y se puede ver la complejidad de distribución de las arenas al este de Johanna Este (JE). En esta área, la barrera está principalmente compuesta de lutita rojiza y marrón, correspondiendo a un relleno de lutitas de la Formación Tena, después de un tiempo de erosión durante el hiato geológico al fin del Cretácico. El corte en Figura 8 está indicada en línea roja. En Figura 8, se puede ver claramente los cambios laterales abruptos de la estratigrafía de las areniscas M1. La erosión es muy abrupta, hasta 40 pies entre JE 6 y JE 8RE en una distancia de 656 metros. El pozo JE 8 fue perforado en el área de la barrera de lutita para confirmar o no la presencia de arena en el área erosionada, con P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

la posibilidad de hacer un sidetrack (JE 8RE) si fuera necesario. La arena en JE 8 está interpretada como una arena erosionada, re-trabajada y re-depositada. El pozo JE 8 es estructuralmente más alto que JE 8RE, pero es mojado sin indicios de petróleo, indicando separación del cuerpo productivo de las areniscas M1 y aislamiento de la migración de petróleo. La erosión de hasta 60 pies, vista en JE 8, probablemente representa erosión durante el hiato al fin del Cretácico, con un relleno de sedimentos de la Formación Tena que están depositados encima de la Formación M1. La Figura 9 es una sección sísmica que muestra el carácter sísmico del borde erosivo de la arenisca M1 adyacente al relleno de la barrera de lutita. El cambio de carácter es muy obvio y se ve muy abrupto el margen erosional de la arenisca M1. Las curvas de los registros en JE 8 pueden ser ajustadas hacia abajo para que la arena coincida con el fondo de la erosión como se muestra en la Figura 8, pero debido a que el pozo no llega a la Caliza M1 y no hay un buen empate, las curvas están “flotando” más arriba en esta figura. 41

Figura 6A. Mapa de amplitud RMS – Tope de arenisca M1. 6B. Mapa de Isócrono entre la arenisca M1 y el tope de la Caliza M1. Las áreas de desarrollo de las barreras de lutita y áreas de menor desarrollo de las areniscas M1 son muy claras en azul y celeste.

Figura 7: Mapa de Pago Bruto en las areniscas M1 en el área del Campo Johanna Este (basado en interpretación sísmica).

Figura 8: Corte estratigráfico con dirección oeste este, con datum estratigráfico en las lutitias de Napo abajo de la arenisca M1. 42

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Figura 9: Línea sísmica que muestra el carácter de la sísmica entre pozos JE 6 y JE 8 y hacia el este, visto en Figura 8.

SITUACIÓN ACTUAL DE LA EXPLORACIÓN Y EL DESARROLLO EN TARAPOA OESTE

El primer pozo exploratorio para evaluar las areniscas M1 pendiente abajo de las barreras de lutita, interpretadas en el área Tarapoa Oeste, se perforó a principios de 2014. Desde entonces, más de cuarenta pozos han sido perforados a lo largo de más de veinte kilómetros y cada uno ha descubierto petróleo en las areniscas M1. Es de interés que hay cambios muy rápidos en la gravedad del petróleo en los campos Tarapoa Noroeste, Johanna Este y Alice Oeste. Las razones de esta variabilidad en la gravedad, que oscila entre aproximadamente 10 y 22 grados API, probablemente están relacionadas con cambios dramáticos en la conectividad lateral y compartimentación de diferentes ciclos depositacionales de las areniscas M1 y también a diferentes etapas de migración de petróleo con diferentes características de preservación. La agresiva campaña de perforación que Andes Petroleum ha mantenido desde los primeros

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descubrimientos en el área de Tarapoa Oeste, también ha dado lugar a importantes descubrimientos de petróleo en las areniscas U Inferior en las áreas de Alice Sur y Gaby. Estos nuevos descubrimientos son la continuación de una tendencia de petróleo U Inferior, de naturaleza estratigráfica regional que se extiende desde Campo Mariann, pasando por Campos Shirley, Fanny y Dorine en dirección suroeste. Los resultados exitosos del programa de exploración integral de Andes Petroleum desde la conceptualización, adquisición, procesamiento e interpretación sísmica han sido importantes y prueban la capacidad de la empresa para encontrar nuevas reservas y mantener la producción en el Bloque Tarapoa. Los nuevos descubrimientos estratigráficos en el área Tarapoa Oeste, cuya producción se inició en agosto de 2014 (hace tres años), representan ahora un tercio de la producción de todo el Bloque Tarapoa, que tiene una historia de cuarenta años de producción. El desarrollo de nuevos descubrimientos y la exploración continua están previstos en los próximos años.

Caso de estudio: Restauración de la producción en un pozo con una fuga en el tapón de la Y-tool

Autores: Byron López, Freddy Córdova, Leonardo Mena, César Llori y Jorge Soria, SERTECPET S.A. INTRODUCCIÓN

La industria petrolera necesita reducir los costos de operación y la innovación es clave para alcanzar ese objetivo. Las oportunidades para innovar crecen cuando las empresas de servicios están dispuestas a escuchar las necesidades de sus clientes y cuentan con el talento humano y la infraestructura necesarios para satisfacer esas necesidades de manera inmediata. Pero sobre todo cuando los clientes están abiertos al trabajo colaborativo. Todas estas condiciones permitieron llevar a cabo la implementación de una idea que solucionó un problema y restableció la producción de un pozo petrolero, a una fracción del costo requerido por la reparación convencional. El sistema de bypass para bombas electrosumergibles (ESP), también conocido como Y-tool, es una herramienta de fondo muy usada en las instalaciones de ESP. Permite realizar intervenciones, o tomar registros con wireline o coiled tubing por debajo de la bomba eléctrica. La Y-tool se instala en la tubería de producción y genera dos canales de flujo. El primer canal es coaxial a la tubería de producción y proporciona el acceso al pozo por debajo de la bomba. El segundo canal es paralelo al primero y es donde se instala la ESP. (Figura 1). En la Y-tool se instalan blanking plugs u otros accesorios para prevenir la recirculación del fluido de producción cuando la bomba está operando. Estos accesorios pueden ser instalados y recuperados con slickline. (Figura 1) El “pozo A” es un pozo productor en un campo ubicado al noroeste de la Amazonía ecuatoriana. El pozo producía con una bomba electrosumergible instalada en una Y-tool. El pozo fue cerrado debido a una fuga en el tapón de la Y-tool que provocaba la recirculación del fluido producido. El fluido descargado por la 44

Figura 1. Esquema del funcionamiento de una Y-tool.

bomba se filtraba hacia la tubería de bypass. (Figura 1). El tapón no podía ser reemplazado porque estaba atascado en la Y-tool y no pudo ser recuperado con slickline. Por estas razones se consideraba que el workover era la única alternativa para reparar el daño y restablecer la producción del pozo. SERTECPET se ha enfocado en el desarrollo de herramientas que permitan solucionar problemas de integridad, o de barreras en pozos petroleros sin la necesidad de un workover. Este trabajo dio como resultado un conjunto de soluciones versátiles para resolver fallos comunes en las completaciones de fondo. Se han reparado exitosamente desde agujeros en las tuberías de producción hasta problemas de pérdidas de producción por elementos defectuosos en el ensamblaje de fondo. El presente artículo muestra la aplicación de una herramienta diseñada con P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

el propósito de solucionar el problema en la Y-tool del pozo descrito previamente.

DESCRIPCIÓN DE LA SOLUCIÓN

La herramienta fue diseñada para asentarse sobre el tapón defectuoso de la Y-tool. (Figura 2). Consta de tres secciones; la sección superior incluye el cuello de pesca y un sistema de anclaje a fin de evitar que la herramienta se desplace por el flujo ascendente producido por la ESP. La sección intermedia comprende un cilindro con ranuras para el ingreso del fluido producido. La sección inferior está compuesta por un tapón, y una goma accionada mecánicamente que permite sellar el conducto coaxial de la Y-tool, e impide la recirculación del fluido de producción.

Y-tool requerida para adaptar una de las herramientas de SERTECPET a las condiciones específicas del “Pozo A”. La información y retroalimentación recibidas, sumadas a las ventajas de la planta de mecanizado de la compañía de servicios, permitieron afinar el diseño y tener lista la herramienta en menos de 48 horas.

INSTALACIÓN

Previo a la instalación se ejecutaron exitosamente pruebas de asentamiento y hermeticidad coordinadas también junto a nuestros clientes. Las pruebas preliminares se hicieron en superficie con presiones de hasta 5000 psi. Ya en el pozo la herramienta fue desplazada con slickline y colocada sobre el tapón de la Y-tool. En una operación con blind box se accionó el mecanismo de expansión de la goma. Finalmente se instaló un ancla de retención sobre el cuello de pesca de la herramienta para fijarla en el punto de asentamiento. El tiempo total de instalación fue de 12 horas.

RESULTADOS

Luego de instalar la herramienta se reinició la ESP. La frecuencia de operación se incrementó gradualmente hasta estabilizar la presión de descarga de la bomba de subsuelo. La presión de descarga pasó de 2370 psi con el tapón defectuoso a 4230 psi con la fuga reparada. De esta manera se consiguió restablecer la producción de un pozo cerrado sin necesidad de realizar el workover.

CONCLUSIONES

Fig. 2. Esquema de instalación de la herramienta usada para aislar el tapón defectuoso de la Y-tool.

En la fase de diseño fue muy importante la información proporcionada por nuestros clientes. Facilitaron información dimensional de la

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Se resolvió el problema presentado en el tapón de la Y-tool y se restableció la producción del pozo. Esto demuestra la capacidad de la industria ecuatoriana para brindar soluciones rápidas y efectivas a los problemas encontrados en las operaciones de producción petrolera. Los resultados positivos son producto de una empresa que busca innovar y que está abierta al desarrollo de soluciones en trabajo conjunto con sus clientes.

Desarrollo de Elastómeros de Nitrilo Hidrogenado para Aplicaciones en la Industria Petrolera Autores: Byron López, Freddy Córdova, Leonardo Mena y Jorge Soria, SERTECPET S.A. INTRODUCCIÓN

SERTECPET fabrica varias herramientas de fondo de pozo, entre ellas algunos tipos de camisas de circulación. Estas herramientas sirven para controlar la apertura y cierre de un canal de flujo entre el tubing y el casing. El closing sleeve es un elemento de las camisas, en uno de los tipos de camisa más usados este elemento tiene un elastómero que actúa como sello. (Figura 1) La imposibilidad de fabricar el elastómero a nivel nacional hacía necesaria la importación del closing sleeve. Con el fin de reducir los costos de importación y alineándose a objetivos nacionales de desarrollo industrial, SERTECPET ejecutó un proyecto de investigación y desarrollo para producir el elastómero requerido y fabricar localmente la totalidad de la herramienta.

Figura 1. El closing sleeve actúa como un dispositivo mecánico de cierre o apertura, tiene dos elastómeros que rodean el centro del cuerpo del componente.

Un elastómero o caucho sintético, es un polímero elástico. Los elastómeros tienen la habilidad de volver a su forma y tamaño originales después de haber sido sometidos a una deformación mecánica. La mayoría de elastómeros son termo-endurecidos, es decir, adquieren la mayor parte de su fuerza después de un proceso de vulcanización (Walker, 2012). En general los artículos de caucho natural o sintético deber ser vulcanizados. Antes de 46

la vulcanización el caucho no es muy fuerte y no tiene propiedades elásticas. La vulcanización incrementa la elasticidad y reduce la plasticidad del caucho. A nivel molecular la vulcanización cambia las propiedades del caucho porque produce la reticulación de las cadenas del polímero. (Figura 2) Las uniones de la retícula pueden ser producidas por átomos de azufre, enlaces carbono-carbono, radicales orgánicos, o iones metálicos. La creación de la retícula hace que el elastómero tenga la capacidad de regresar a su forma original en el momento que la fuerza deformante haya sido eliminada. La vulcanización inicia cuando el caucho mezclado con los agentes reticulantes se calienta. (Coran, 2005).

Figura 2. Proceso de vulcanización con azufre como agente reticulante

En la industria petrolera los elastómeros están sometidos a condiciones extremas. Deben trabajar bajo presiones diferenciales superiores a 10000 psi, temperaturas que sobrepasan los 200 °C, y estar en contacto con fluidos cáusticos y ácidos. (Klingender, 1989). El caucho nitrilo (NBR) ha sido uno de los polímeros más usados en las aplicaciones petroleras (Hertz & Bussem, 1994). El NBR es un polímero cuyo monómero P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

está formado de butadieno (BR) y acrilonitrilo (ACN). El NBR es barato y fácil de procesar, es fuerte y en general tiene buena compatibilidad química. Sin embargo, su rendimiento es bajo en ambientes ácidos. Se han reportado fallas esporádicas en sellos y empacaduras cuando los niveles de ácido sulfhídrico (H2S) de los pozos son elevados (Hertz & Bussem, 1994). El caucho sintético de nitrilo hidrogenado (HNBR) fue desarrollado en 1980. Se produce por la hidrogenación catalítica del NBR (Wrana, Reinartz, & Winkelbach, 2001). El HNBR tiene un costo moderado, excelente fuerza, buena compatibilidad química. Puede trabajar con temperaturas hasta los 200 °C. El HNBR es más resistente a la oxidación, a los ambientes ácidos y a la abrasión en relación al caucho nitrilo. (Klingender, 1989). Por su naturaleza saturada el HNBR no puede ser vulcanizado con azufre, en su lugar el agente de reticulante usado es un peróxido. Los elementos principales en la vulcanización por peróxidos son los radicales libres (Dluzneski, 2001). Los radicales libres son átomos o moléculas que contienen un electrón desapareado, por esta razón son muy inestables y reaccionan fácilmente con otras moléculas. La vulcanización con peróxidos se da en tres pasos: la energía térmica rompe el enlace oxígeno-oxígeno del peróxido, y esto genera radicales libres. Los radicales producidos extraen átomos de hidrógeno de los polímeros, provocando que también se conviertan en radicales libres. Al ser inestables los polímeros reaccionan entre sí y forman enlaces covalentes. (Figura 3.) A pesar que la vulcanización por peróxidos es fácil de entender, el proceso completo es complejo por las reacciones alternas que se producen. Algunas reacciones rompen los enlaces entre los polímeros, o consumen el peróxido en formas no productivas. Otras reacciones incrementan el número de enlaces en la retícula, o inhiben la producción de reacciones perjudiciales. En la formulación se añaden compuestos que minimizan reacciones nocivas y maximizan las reacciones beneficiosas. En este artículo se presenta el desarrollo de un elastómero de HNBR. El elastómero se vulcanizó en el closing sleeve de una camisa de circulación fabricada por SERTECPET. En el texto se describe cualitativamente la función de los elementos químicos usados en una de las formulaciones investigadas. Se muestra el proceso de vulcanización del elastómero en el cuerpo del closing sleeve. Se detallan también algunos resultados de pruebas hechas para medir las propiedades del caucho producido. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

1. Descomposición térmica del peróxido ROOR’ → RO∙ + ∙OR’ 2. Extracción del hidrógeno del polímero Polímero - H + ∙OR’ → Polímero∙ + HOR 3. Formación de la retícula Polímero∙ + ∙Polímero → Polímero - Polímero Figura 3. Proceso base de vulcanización con peróxidos

MATERIALES EQUIPOS Y MÉTODOS

En la ejecución de este proyecto SERTECPET invirtió en el montaje de un laboratorio con los equipos, herramientas y materiales requeridos para el desarrollo de elastómeros. Entre los equipos principales constan un reómetro, un molino abierto y una prensa con sistemas de control de presión y temperatura. Además, instrumentos de precisión necesarios hacia el desarrollo de la formulación. La mayoría de compuestos químicos requeridos en el desarrollo del elastómero debieron ser importados exclusivamente para este proyecto. Algunos análisis de laboratorio fueron realizados por la Escuela Politécnica Nacional. Diseño del compuesto Se evaluaron varias formulaciones hasta conseguir el compuesto químico que produjo el elastómero con las propiedades requeridas. En la Tabla 1 se listan los tipos de compuestos usados, cada uno de ellos cumple una función específica. El polímero es el componente básico ya que determina las principales propiedades del caucho. Se seleccionó el HNBR para conseguir un material fuerte, resistente a la abrasión. El elastómero debe mantener sus propiedades a temperaturas encontradas en el fondo del pozo y no fallar en ambientes ácidos. La elección del polímero HNBR definió el uso de un peróxido como agente reticulante. (Walker, 2012).

Polímero HNBR

Negro de carbón

Antioxidante

Agente de curado

Activador

Plastificante

Acelerador

Tabla 1. Componentes de la formulación del elastómero desarrollado. 47

La función principal del componente de relleno es reforzar la estructura del caucho. El componente de relleno más usado para esta función es el negro de carbón que se categoriza según el tamaño de partícula. Mientras más pequeño sea el tamaño de partícula mayor será el refuerzo proporcionado. Existen ecuaciones que ayudan a predecir el efecto del refuerzo producido por las distintas categorías de negro de carbón. Estos modelos permiten obtener cauchos de HNBR con la dureza requerida con un nivel de variabilidad de +/- 5 unidades shore A. (Klingender, 1989) Tanto el caucho no vulcanizado como el vulcanizado se degradan cuando están expuestos a agentes como oxígeno, ozono, o radiación ultravioleta. La mayoría de elastómeros son proclives a la oxidación. El grado de vulnerabilidad depende de la estructura del material y condiciones ambientales a las que está expuesto. La oxidación ataca al caucho a través de dos mecanismos. Durante la oxidación se rompen las cadenas del polímero, esto debilita el material. La oxidación genera radicales libres que incrementan el número de enlaces de la retícula haciendo que el caucho se vuelva más rígido y quebradizo. Los antioxidantes son materiales que interfieren en estos procesos de oxidación. Estos compuestos reducen la velocidad de degradación pero no la eliminan. La saturación de la estructura del HNBR hace que sea más estable frente a las reacciones de oxidación. Sin embargo, aún son necesarios elementos que alarguen la vida útil del material reforzando su protección contra el daño oxidativo. Algunos antioxidantes pueden reducir el efecto de los agentes reticulantes, por esta razón es necesario el uso de co-agentes y activadores que mejoran la eficiencia de reacciones producidas por el peróxido. Los plastificantes reducen la dureza y viscosidad del caucho. Estos compuestos ayudan a que el negro de carbón se distribuya uniformemente durante el proceso de mezcla. Ciertos tipos de plastificantes mejoran la flexibilidad del elastómero a bajas temperaturas. El último componente usado es un acelerador, se agrega para incrementar la velocidad de la vulcanización.

demás compuestos se añadieron gradualmente. Al usar el molino abierto es muy importante reincorporar el material que cae fuera de la banda de caucho. Así se asegura que se mantengan las proporciones de la formulación desarrollada.

Mezclado El proceso de mezcla es muy importante para dispersar uniformemente los componentes de la formulación. La mezcla incide directamente en las propiedades esperadas en el producto final. Los componentes de la Tabla 1 se mezclaron en un molino abierto, colocando el caucho en bandas alrededor del rodillo frontal. (Figura 4) Los

Características del curado La Figura 5 muestra la curva reológica de una de las formulaciones analizadas. A medida que la vulcanización avanza el caucho se vuelve más rígido. La curva describe la evolución de la resistencia al torque del compuesto en función del tiempo. Esta información es útil ya que indica el tiempo necesario para completar la vulcanización.

Figura 4. Proceso de mezcla de los componentes en el molino abierto.

Moldeo por compresión y vulcanización Para conformar y vulcanizar el caucho dentro del elemento metálico se usó la técnica de moldeo por compresión. El elastómero no vulcanizado se colocó en los surcos centrales del closing sleeve. El closing fue instalado en la matriz de vulcanización. Cuando la matriz se cierra el elastómero se comprime y adopta la forma requerida. Este proceso debe realizarse con presión y temperatura controladas. El tiempo de vulcanización se define analizando la curva reológica del material, en este caso 18 minutos. (Figura 5) Se debe evitar que la vulcanización inicie de forma prematura durante la mezcla, formación o moldeo, de esta manera se asegura que el caucho vulcanizado tenga las propiedades esperadas.

RESULTADOS

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Propiedades del elastómero En la Tabla 2 se indican los resultados de las pruebas hechas para medir algunas propiedades de los elastómeros. Ciertas pruebas se realizaron en el laboratorio de Sertecpet, mientras que otras fueron hechas por el Centro de Investigaciones Aplicadas a Polímeros de la Escuela Politécnica Nacional. La prueba de dureza cumple el estándar ASTM D-2240 y sirve para verificar que la proporción de negro de carbón añadida haya producido el resultado esperado, el nivel de variabilidad de la dureza debe ser menor a +/- 5 shore A, la especificación requerida fue 90 shore A. (Figura 6) La prueba de resistencia a la tracción sirve para medir la tensión requerida para romper una muestra del elastómero. La prueba de elongación mide la capacidad del material para resistir cambios en su forma sin romperse, se expresa como la relación entre longitud de la muestra deformada y longitud inicial. Tanto la prueba de resistencia a la tracción como la prueba de elongación se realizaron según el estándar ASTM D-412. La prueba de desgarro mide la cantidad de tensión requerida para iniciar el

desgarro del material, este ensayo cumple con el estándar ASTM D-1004. Luego de estos controles de calidad las camisas de circulación con el closing sleeve conteniendo el elastómero desarrollado han sido evaluadas satisfactoriamente en pozos petroleros.

Propiedad

Valor

Dureza (shore A)

88,73 ± 1,59

Resistencia a la tracción (psi)

1663 ± 42

Elongación (%)

135 ± 10

Resistencia al desgarro (PPI)

206 ± 10

Tabla 2. Resultados de las pruebas para medir las propiedades de los elastómeros.

Figura 5. Curva reológica correspondiente a una de las formulaciones estudiadas.

Figura 6. Closing sleeves con el elastómero vulcanizado en el área de control de calidad. P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

CONCLUSIONES

SERTECPET está en capacidad de desarrollar y producir elastómeros para aplicaciones en herramientas de producción petrolera. En este trabajo se presentó el desarrollo de un elastómero de nitrilo hidrogenado para el closing sleeve de una camisa de circulación. Se han descrito los elementos que contiene la formulación, el proceso de vulcanización aplicado y las propiedades del caucho sintético producido.

Este tipo de compuestos han sido producidos desde hace varios años en otros países. Sin embargo, la industria nacional no producía este material. SERTECPET asumió el reto y junto a profesionales ecuatorianos desarrolló exitosamente elastómeros especiales para aplicaciones petroleras. Esto ha permitido que pueda sustituir la importación de algunos de estos materiales, generando ahorros significativos en sus procesos de producción.

BIBLIOGRAFÍA 1. Bibliografía 2. Coran, A. Y. (2005). 7 – Vulcanization. In Science and Technology of Rubber (Vol. 17, pp. 321–366). https://doi.org/10.1016/B978012464786-2/50010-9 3. Dluzneski, P. R. (2001). Peroxide Vulcanization of Elastomers. Rubber Chemistry and Technology, 74(July 2001), 451–492. https://doi. org/10.5254/1.3547647 4. Hertz, D. L., & Bussem, H. (1994). Nitrile Rubber - Past , Present & Future, (58), 2–19.

5. Klingender, R. C. (Ed.). (1989). Handbook of specialty elastomers. Journal of Chemical Information and Modeling (Vol. 53). https://doi. org/10.1017/CBO9781107415324.004 6. Walker, J. (2012). Elastomer Engineering Guide. 7. Wrana, C., Reinartz, K., & Winkelbach, H. R. (2001). Therban (R) - The high performance elastomer for the new millennium. Macromolecular Materials and Engineering, 286(11), 657–662. https://doi.org/Doi10.1002/1439-2054(2001 1101)286:11<657::Aid-Mame657>3.0.Co;2-2

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Primera instalación en Ecuador del Sistema de Monitoreo Permanente SmartLog™ de Halliburton

Antonio Bonfim Intelligent Completion Technical Advisor en Ecuador, de nacionalidad brasileña, está a cargo de los proyectos de Completaciones inteligentes en Ecuador. Ingeniero de Producción por la Universidad Salgado de Oliveira, Brasil. Cuenta con más de 10 años en la industria petrolera.

Erith Valbuena Ingeniero de petróleo especialista en desarrollo de yacimientos y productividad con postgrado en ingeniería de gas. Cuenta con 19 años de experiencia en la industria petrolera nacional e internacional.

Autores: Antonio Bonfim, Erith Valbuena Coautores: Gustavo Cosios, Robgly Urdaneta

na completación inteligente es un sistema altamente automatizado que permite obtener, transmitir y analizar datos de producción de yacimientos de hidrocarburos, teniendo así, la capacidad de tomar acciones para alcanzar un mejor proceso de producción y control de pozo. El valor de esta tecnología reside en su capacidad de activar y modificar remotamente el funcionamiento de la zona completada a través del control de flujo, así como también monitorear la respuesta y desempeño de cada zona en tiempo real. El monitoreo permanente requiere el uso de sistemas confiables para la adquisición de datos en el fondo del pozo. Estos sistemas son de alta confiabilidad y suministran datos necesarios, tanto para resolver problemas inmediatos como para la planificación de desarrollos a largo plazo. La forma en que interactuamos con el yacimiento afectará la forma como este trabaja: pozos aledaños, drenaje del yacimiento y en última instancia, su rendimiento. En un yacimiento existen muchas incertidumbres y planificamos con información limitada. Para optimizarlo, monitoreamos constantemente el rendimiento del yacimiento y hacemos los ajustes apropiados. La mejor manera de hacerlo es recopilar constantemente datos lo más cerca posible del yacimiento. Con el fin de alcanzar este objetivo utilizamos esta tecnología de monitoreo permanente. En muchos campos maduros del Ecuador, un sistema de monitoreo permanente puede ser la solución para optimizar el tiempo de vida del pozo mediante una gestión del reservorio a través de la medición de los datos de presión y temperatura en tiempo real. Otros puntos en que un sistema de monitoreo permanente puede ayudar en campos maduros son: controlar el método de levantamiento artificial con

la presión de fondo, regular la frecuencia de la bomba basada en el nivel del fluido, reducir el costo de los tratamientos de fractura y mejorar la productividad general del pozo.

LA SOLUCIÓN

El monitoreo permanente proporciona a la operadora información sobre las condiciones actuales de la formación. Este sistema puede medir parámetros tales como presión, temperatura y vibración. Estos parámetros se utilizan para comprender mejor y predecir la forma más eficiente de producción y tomar las mejores decisiones sobre futuras completaciones.

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ELEMENTOS DE LOS SISTEMAS DE SENSORES PERMANENTES

Un sistema de sensor permanente puede variar significativamente de pozo a pozo. Hay numerosas configuraciones y las mismas deben cumplir los requisitos locales ya sean de la operadora o del gobierno local.

TIPO DE SENSOR

El sistema de monitoreo SmartLog™ es el ideal para monitoreo de campos maduros en Ecuador ya que permite a la operadora obtener los beneficios de un sistema de monitoreo en tiempo real con un costo efectivo.

SUB COMPONENTES Sensor de Fondo SmartLog™ El componente principal del sistema de monitoreo es el sensor de fondo permanente SmartLog ™. Estos medidores son digitales y se pueden instalar varios sensores en el mismo cable conductor (TEC). Se utiliza un bloque divisor para pasar el TEC al sensor siguiente si es necesario.

Conector Eléctrico de Cabezal de Pozo El conector eléctrico de cabezal de pozo proporciona conectividad eléctrica y aislamiento de presión entre los sensores de pozo y los sistemas de superficie. Cable de Superficie El cable instalado desde el conector eléctrico del cabezal hasta la sala de control donde la unidad de interfaz de superficie está ubicada a una unidad de adquisición de datos. Unidad de Adquisición de Datos en Superficie XPIO La unidad de adquisición de datos en superficie XPIO es una unidad de adquisición de datos autónoma recomendada para el control remoto de aplicaciones terrestres. La unidad XPIO proporcionará la energía y decodificará datos de los sensores de fondo. La unidad realizará todos los cálculos para convertir los datos RAW devueltos desde el medidor en unidades de ingeniería para visualización y registro.

Figura 1: Medidor de Sensor Simple SmartLogTM

Mandril de Sensor SmartLog™ El mandril usado para proteger el sensor durante la instalación. Línea eléctrica El cable que se conecta a los sensores de fondo es comúnmente conocido como TEC. Se compone de cuatro partes principales: un conductor eléctrico aislado, un material de relleno, la coraza y un material de encapsulación exterior.

Figura 4: Conector Eléctrico de cabezal

Figura 5: Cable de Superficie

Figura 3: Línea eléctrica

Figura 2: Mandril SmartLogTM P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

Figura 6: XPIO 53

Un caso de estudio: Instalación de Sistema de Monitoreo Permanente en Completación Convencional en un campo maduro Esta instalación se realizó en un pozo vertical perforado con la finalidad de obtener datos de los reservorios en la formación Hollín y Areniscas U, T, Napo. Alcanzó una profundidad total de 10,110 pies MD. Con el objetivo de hacer un monitoreo en tiempo real después de una operación de fractura y entender mejor el reservorio, pues aún no había sistema de monitoreo en este campo en particular, se ofreció al cliente el sistema de monitoreo permanente SmartLog como solución a su requerimiento.

Beneficios del sistema • Monitorear en tiempo real la presión y temperatura del reservorio y reportar el estado de producción durante la vida del activo. • Validar / refutar los modelos del yacimiento. • Habilitar correcciones cruciales para cambiar las condiciones del fondo de pozo. • El sensor SmartLog ™ permite la optimización de la bomba por el monitoreo permanente/ notificación de los niveles de fluidos. • Minimizar el daño del yacimiento por el fluido de completación durante el trabajo de workover.

Diagrama General de completación SmartLog™

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Conclusión Un pozo productor vertical fue el primer pozo en Ecuador completado con éxito utilizando un empacador de producción feedthrough y un sensor de pozo permanente SmartLog para leer la presión y temperatura de fondo de pozo. Conocer mejor al yacimiento con información en tiempo real con sensores permanentes ejerce un papel crítico. Para ser efectivos, los sensores deben estar correctamente seleccionados, debidamente instalados, ser confiables y tener el costo procedente para la aplicación.

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Con la aplicación apropiada de sensores permanentes de fondo, los yacimientos de campos maduros pueden ser desarrollados de manera más eficiente y extraer una mayor fracción de las reservas de hidrocarburos. Al aprovechar el conocimiento adquirido a partir de datos de presión de fondo de pozo, se pueden optimizar los costos de estimulación y permitir que los operadores continúen la expansión de producción en campos maduros, incluso con condiciones de mercado desafiantes.

Nuevos avances en la integración hidrocarburífera entre Ecuador y Colombia Autores: Alonso Colina, Wagner Carrera, OCP ECUADOR.

Alonso Colina – Especialista de Negocios Estudios superiores en economía, administración de negocios y finanzas. Experiencia laboral de más de 20 años en banca, riesgos y finanzas. Actualmente, apoyo el desarrollo de nuevos negocios de OCP mediante el análisis de las necesidades de mercado de potenciales clientes y la generación de propuestas de valor para la empresa y los clientes.

a posibilidad de transportar crudo mediano segregado a través del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), es una realidad. El 11 de junio de 2017 se realizó la primera exportación de aproximadamente 420 mil barriles de crudo segregado de 27.5 °API a través del oleoducto, en el buque Pichincha con destino a La Pampilla, Perú. La operación de recepción, transporte y despacho de crudo de esas características fue realizada por primera vez por OCP Ecuador. Esta iniciativa se enmarca en el Acuerdo Binacional suscrito entre Ecuador y Colombia firmado en 2013, a través del cual se busca fomentar la Integración Hidrocarburífera regional que genere un beneficio para ambos países, además de maximizar el uso de infraestructuras .

¿Qué significa la Integración Hidrocarburífera Regional?

Wagner Carrera: Ingeniero Mecánico, especialista en gestión energética con más de 20 años de experiencia en diseño, construcción y operación de facilidades petroleras. Actualmente se desempeña como Superintendente de Transporte de OCP Ecuador.

El proyecto de transportar crudo colombiano a través del OCP se cristalizó con el Acuerdo Binacional entre Colombia y Ecuador para promover y facilitar el transporte y exportación de hidrocarburos, suscrito en febrero de 2013. Mediante dicho convenio, se posibilita el transporte de hidrocarburos entre los dos países tanto a empresas

privadas como públicas y su exportación mediante una operación aduanera debidamente regulada. Producto de este convenio, se habilitó la interconexión por oleoductos que se utiliza solamente de manera contingente, es decir, cuando la infraestructura de transporte de los dos países no se encuentre disponible. Posteriormente, surgió la necesidad de uno de los productores del Putumayo, quien tuvo la visión e iniciativa de proponernos crear una ruta nueva para la evacuación de su crudo por el OCP, a través de un sistema binacional de descargaderos donde el crudo llegaría en carrotanques a la estación Amazonas del OCP en Lago Agrio. Esto ha permitido a OCP Ecuador atraer parte del crudo que está en el sur oriente colombiano. Para que todo esto haya sido posible, se contó con la participación conjunta de importantes instituciones gubernamentales de ambos países, con el fin de permitir que los productores del Putumayo pudieran transportar crudo por Ecuador. Desde el año 2013 hasta la fecha, se han transportado más de 10 millones de barriles a través de estos dos sistemas y se mantienen 11 convenios firmados con empresas colombianas. Sin embargo, el mercado tiene aún potencial para el desarrollo de nuevas oportunidades.

HITOS DE LA INTEGRACIÓN HIDROCARBURÍFERA REGIONAL El 11 de febrero, se suscribe el Acuerdo Binacional para el apoyo mutuo en materia hidrocarburífera, firmado entre los gobiernos de Ecuador y Colombia. 2013

El 5 de noviembre, OCP Ecuador recibe el primer barril de crudo proveniente de 9 productores de Colombia enmarcado en el Acuerdo Binacional y la normativa desarrollada para su implementación. El sistema de oleoductos incluye al OSO (Oleoducto San Miguel – Orito – Propiedad de CENIT) y el OSLA en Ecuador (Oleoducto San Miguel – Lago Agrio – Propiedad de EP Petroecuador).

TRANSPORTE

El 21 de noviembre, OCP Ecuador carga el primer buque con 260 mil barriles de crudo colombiano. 2014

2015

El 9 de septiembre, se inaugura el primer descargadero Binacional en la Estación Amazonas, Lago Agrio. La capacidad inicial del descargadero es de 12 mil barriles por día. Durante el primer trimestre se habilitó un nuevo cruce subfluvial bajo el río San Miguel, lo que permitió mejorar las condiciones de transporte de crudo desde Orito en Colombia hasta la estación Amazonas de OCP en Ecuador a través de los oleoductos OSO-OSLA (Orito-San Miguel- Lago Agrio). En noviembre se cumple la entrega de cinco millones de barriles provenientes de Colombia.

2016

Se inicia el proyecto de segregación de crudo con diseño de la infraestructura de recepción y se realiza el análisis de factibilidad para recibir crudo con 28 API. En diciembre se completan los primeros diez millones de barriles de crudo colombiano transportados por Ecuador a través del OCP.

2017

En febrero se inicia la recepción de crudo de 28 °API y su respectiva segregación en tanques en la Estación Amazonas. El 11 de julio se realiza la primera carga a buque con crudo segregado de calidad 27.5 °API.

Cuadro 1 56

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El sistema de segregación consiste en transportar crudo mediano de forma separada del crudo pesado con el objetivo de mantener la calidad de cada crudo. El reto para OCP Ecuador fue mayor ya que el sistema fue diseñado para el transporte de crudos de 18 °API. Esta operación nació a partir de la necesidad de implementar una estrategia empresarial que permita generar valor hacia los clientes al momento de la comercialización del crudo en Esmeraldas. Actualmente, el sistema de transporte de crudo segregado tiene una capacidad de recepción de 24 mil barriles diarios en la Estación Amazonas del OCP en Lago Agrio, además de dos tanques dedicados, uno en la Estación Amazonas de 300 mil barriles en Amazonas y otro de 700 mil barriles en el Terminal Marítimo en Esmeraldas. OCP Ecuador en su visión corporativa establece que los esfuerzos de la compañía se centrarán en desarrollar oportunidades de negocios rentables e innovadores. Esta declaración lleva implícita la tarea permanente de buscar nuevos negocios que beneficien a la empresa y al país.

¿Cuál es el beneficio de Segregar Crudos?

El crudo, mientras más ligero, ofrece mayores rendimientos en los procesos de refinación lo que justifica su mayor precio en el mercado. En el departamento de Putumayo existe una producción de aproximadamente 40 mil barriles por día de crudo entre 18 y 30 °API. En un principio todo el crudo que OCP Ecuador recibía se mezclaba como crudo NAPO (19 °API). Esto limitaba las oportunidades de mercado para el transporte de crudo a través de Ecuador porque se perdía valor del crudo al mezclarse el crudo mediano con el pesado. La diferencia de comercializar un crudo calidad Napo con un crudo de Colombia segregado puede, dependiendo del mercado, superar los 5 dólares por cada barril exportado. Esta realidad motivó a OCP Ecuador a plantear la alternativa de separar los crudos livianos disponibles en el Putumayo. El interés es entregar al mercado un crudo de características similares al Crudo Alaskan Northern Slope (ANS) de 32 °API versus el Crudo Napo de 18 °API. Las P G E P E T R Ó L E O & G A S - S E P T I E M B R E 2 017

diferencias entre estos crudos se muestran en el siguiente cuadro. Precio Barril Mayo 2017

Precio Barril Junio 2017

Precio Barril Julio 2017

Crudo Napo (18 °API)

$41.41

$38.05

$40.92

Crudo ANS (32 °API)

$50.35

$47.14

$48.96

(Fuentes: Argus y Platts)

Recepción, transporte y despacho de crudo segregado por OCP

Para poder adaptar su operación y brindar este servicio, OCP Ecuador realizó algunas modificaciones en sus parámetros de operación que le permitan transportar crudo con viscosidad de 500 y 15 cSt en el mismo oleoducto. El reto no fue solo recibir este crudo, sino lograr transportarlo y exportarlo, manteniendo las características originales entregadas por el cliente y minimizando el porcentaje de contaminación durante el transporte (menor al 10%). Acondicionar el sistema de transporte de crudos pesados para transportar crudos de mayor grado API, requirió de una participación proactiva del personal técnico a cargo de la operación y el mantenimiento del sistema. El proceso, liderado por el departamento de ingeniería, inició con el análisis de los riesgos asociados, identificación de las modificaciones requeridas en la infraestructura y la implementación de nuevos procedimientos operativos. (Gráfico 1) Las condiciones hidráulicas esperadas en el oleoducto fueron evaluadas con la ayuda de un simulador hidráulico, que permitió realizar modificaciones en las lógicas de control y protecciones por software en el sistema SCADA. Finalmente, se realizó la capacitación del personal de operaciones en transporte por oleoducto y carga a buque con técnicas de bacheo. (Gráficos 2 y 3)

El futuro de la operación de segregación:

TRANSPORTE

¿Qué significa Segregar Crudos en OCP?

Este valor agregado, sumado al compromiso permanente de OCP Ecuador por mantener una operación segura y eficiente, es una alternativa estratégica para el transporte y exportación del petróleo producido por las empresas que operan al sur del territorio colombiano. Esto motiva a OCP Ecuador a redoblar esfuerzos en mantener niveles de integridad operacional alcanzados durante los más de 13 años de operación de su sistema y así seguir incorporando actores con el propósito de mejorar la generación de valor en la industria hidrocarburífera ecuatoriana. 57

Grรกfico 1

TRANSPORTE

Grรกfico 2

Grรกfico 3 58

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