Revista PGE Petróleo y Gas Mayo 2014 by AIHE Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador

2 000 ejemplares

No. 001- MAYO 2014

ISSN 1 390 - 8 81 2

PETRóLEO&GAS

Gestores

Cuatro décadas de energía productiva

Cifras y datos Estadísticas y números del sector petrolero

Ambiente

Micoremediación, bioremediación usando hongos

ISHPINGO, TAMBOCOCHA Y TIPUTINI Antecedentes, historia, geología y resultados de la perforación exploratoria del ITT

EDITORIAL

PGE, herramienta y servicio PGE PETRÓLEO&GAS nace para ser un producto editorial de diversa y actualizada difusión de los temas que atañen al sector hidrocarburífero. Dentro de su contenido ofrece un enfoque de corte técnico-científico, con temas que apuntan a analizar e informar sobre los diferentes tópicos de la realidad en la actividad del sector, tanto en el ámbito nacional como en el internacional. En estas primeras 68 páginas, PGE PETRÓLEO&GAS pretende constituirse en una fuente de información y de consulta para el sector petrolero, a la vez de establecer un espacio para la divulgación de los estudios, estadísticas y trabajos de especialistas vinculados, quienes están dispuestos a compartirlos -desde sus conocimientos- con la comunidad. En este estreno editorial, PGE presenta un recorrido por varias de las fases de producción de crudo, gas y combustibles; y, desde luego, se involucra con las instancias de comercialización, prevención y mitigación en torno a temas ambientales. PGE PETRÓLEO&GAS representa desde ya una herramienta de soporte para el sector hidrocarburífero.

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Contenido

Precio del petróleo: una cifra con muchas variables

30 Ishpingo Tambococha Tiputini

Carlos Pérez: cuatro décadas de energía productiva

38 Levantamiento artificial en campos

Equilibrio entre la necesidad de explotar y el medio ambiente

46 Completación de pozos horizontales

maduros del Ecuador

con dispositivos controladores de flujo

Conozca los próximos seminarios

58 Micoremediación: bioremediación

Reportes: taladros de perforación y mantenimiento

usando hongos

18 Producción petrolera: números

y estadísticas

Gas no convencional: tecnologías e impacto en el mercado

Control de contrabando y mal uso de combustibles

64 Baterías de litio EOL: ambiente y seguridad

Revista PGE Petróleo & Gas Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, Presidente de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) Capítulo Ecuador; Ing. Ernesto Grijalva Haro, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE); e, Ing. Juan Vera Alarcón, Presidente de Latin American Drilling Safety (LADS), Capítulo Ecuador. Coordinación General y Supervisión: Editorial Taquina - Saraswati Rivadeneira Coordinación: Pamela Quilca - Mayra Revelo Corrección: Paulina Trujillo - Hugo Moreno. Diseño: Natalia Tafur - Jiddu Rivadeneira Fotografía: Fernando Arroba - Shutterstock Images. Edición y Redacción: Diego Sánchez León Colaboradores de esta edición: Rubén Caligari, Franklin Paredes, José Ernesto Jaua, Ricardo Jorquera, Ernesto Grijalva H., Clifford Bradley, Fernando L. Benalcázar y Santiago Aguirre. Nota editorial: Los contenidos téoricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio. Imprenta: Don Bosco Tiraje: 2000 Número: 001 - mayo 2014 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS O

OPINIÓN

PUBLICITARIO

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INFORMATIVO

ENTRETENIMIENTO

FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURAL

DEPORTIVO

CIFRAS

Precio del petróleo: una cifra con muchas variables El desajuste entre oferta y demanda así como en la capacidad de refinación; la especulación financiera y las condiciones geopolíticas, entre otros, inciden en la fijación del valor del crudo

ERNESTO GRIJALVA HARO Ingeniero de Petróleos por la Universidad Autónoma de México (UNAM) Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE)

“El petróleo es un ‘commodity’ negociable internacionalmente, un producto estratégico y sus precios se comportan de acuerdo a variaciones -unas previsibles y otras no manejables como las especulaciones-”, expresó Ernesto Grijalva, especialista petrolero con treinta y ocho años de actividad en el sector y actualmente Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE). De esta manera inició un análisis en torno a los factores que inciden en la determinación del precio del petróleo, el cual sustentó con una detallada explicación de varios de los factores que –considera- inciden y que se podrían simplificar en varios de especial atención. El primer factor que incide en los precios es un desajuste entre la oferta y la demanda. Luego, se refirió al desajuste en la capacidad de refinación y la falta de capacidad de proceso que ocasionó la subida del precio del petróleo y sus derivados. También se refirió a “la especulación financiera”, cuando se dan ciertas inversiones de

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compra de petróleo, ocasionando demandas artificiales, control y una consecuente subida de los precios. Por último, sin ser menos importante, mencionó a las inevitables “condiciones geopolíticas”, como causas para que los precios del petróleo puedan subir o bajar, por la influencia de situaciones de carácter político, conflictos armados y condiciones climáticas que involucran, especialmente, a países productores. La tendencia en el precio del petróleo está signada en atención al sinnúmero de factores o variables al que está expuesto el crudo, afirmó el Ingeniero Grijalva. En raras ocasiones ha ocurrido que puede dar un giro inesperado; de esta manera se registra que si la tendencia es a la baja, lo más probable es que continúe de la misma forma durante un período corto; lo mismo ocurre, si lo es al alza. Como proyección, dadas las condiciones actuales, auguró que durante este año se avisora que “seguirá con su tendencia actual, la de

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CIFRAS

mantenerse alrededor de los 100 dólares para los crudos marcadores como Brent y WTI”. Sin embargo, -advirtió- “esto siempre y cuando no ocurran situaciones inmanejables, tales como una guerra entre productores o situaciones climáticas que afecten la producción”.

referencia de EE.UU. Sin duda un país que marca el valor de los derivados es Estados Unidos; tiene una particular forma de fijación. Los precios del petróleo se definen a partir de varios indicadores, con un aporte porcentual aproximadamente de la siguiente forma: 11% de impuestos, 7% distribución y marketing, 10% refinado y tratamientos y 72% precio del barril de crudo.

CIFRAS

Comportamiento de los precios del petróleo en el Ecuador

A continuación, un detalle de los precios del petróleo ecuatoriano con las variaciones que ha tenido el crudo marcador WTI, con valores transformados a valor actual (2013) desde 1972 hasta el 31 de diciembre del 2013. Para realizar este registro se tomaron en consideración: • Los datos del precio WTI provienen de Bloomberg. • Los valores para el Crudo WTI US $ son al cierre del año en cuestión (diciembre 31). • Los datos de inflación provienen del índice US CPI Urban Consumer YoY NSA, que son calculados por el Bureau de Estadísticas Laborales.

Precios del petróleo (constante 2013) 110.00 100.00 90.00 80.00 70.00 60.00 50.00 40.00 30.00 20.00 19 72 19 74 19 76 19 78 19 80 19 82 19 84 19 86 19 88 19 90 19 92 19 94 19 96 19 98 20 00 20 02 20 04 20 06 20 08 20 10 20 12

10.00

CRUDO ORIENTE

CRUDO NAPO

CRUDO WTI

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GESTORES

Cuatro décadas de energía productiva Un vínculo entrañable con el sector energético, desde la formación académica y un destacado ejercicio profesional, permiten a nuestro invitado hablar con autoridad del ámbito hidrocarburífero

CARLOS PÉREZ Ingeniero Eléctrico por la Universidad de Texas, Estados Unidos Presidente de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) Capítulo Ecuador Gerente General de Halliburton Ecuador

Es un profesional que ha sabido transmitir el éxito personal a las actividades empresariales y al desempeño de directivo en el sector productivo, por ello considera que la mejor manera de hacerlo, “al igual que en una familia, es mostrar a través del ejemplo”. Plantea como claves del éxito empresarial, el manejar la empresa en una forma ética y transparente, buscando siempre el beneficio de las partes y contar con una fuerza laboral competente que comparta principios básicos además de la capacidad técnica para buscar soluciones a los retos que se dan día a día. Carlos Pérez expresa que un profesional debe ser alguien que siempre esté actualizado en el área de su especialización. Sin embargo, el Director de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) Capítulo Ecuador advierte que al igual que en otras profesiones, el área de los hidrocarburos tiene muchos puntos de interés; y, si bien hay un conocimiento general, cada profesional conoce más de un ámbito que de otro. “Un profesional exitoso debe conocer íntimamente su especialización y mantenerse al día en dicha área del conocimiento”, subraya Pérez, un ingeniero eléctrico que aporta decididamente a la industria nacional desde 1976. 10

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GESTORES

Industria, desarrollo sustentable Respecto al sector petrolero nacional, considera que durante los últimos años refleja una relativa actividad, la cual se evidencia en la industria, con un importante parámetro de medición: el número de torres de perforación activas, que en la actualidad llega a 37, el más alto de la historia reciente. Pérez ratifica que Ecuador requiere de la producción petrolera, el principal ingreso para el presupuesto del Estado, para poder ejecutar proyectos de infraestructura y sociales, que el país necesita. Si bien, el directivo comenta que el precio del crudo está relativamente estable, advierte que si fueran necesarios ingresos adicionales, estos se obtendrán por medio del incremento de la producción, que redundará en mayor actividad en la industria y para ello considera importante que se realice un desarrollo sustentable, cuidando los impactos sociales y ambientales negativos. Manifesta que es fundamental la producción sin poner en riesgo estos aspectos, para lo cual sugiere que se debe ejercer control por parte de las autoridades correspondientes en la implementación de procesos de extracción adecuados y el uso de tecnologías amigables.

Involucrar al profesional y a la empresa ¿Qué lo motivó a asumir una representatividad gremial, dentro de un importante sector energético del país? Al ser una persona que ha entregado gran parte de su vida a esta industria creí mi deber aceptar este nuevo reto. El enfoque de nuestra organización es el desarrollo de competencias técnicas, de profesionales relacionados con la industria hidrocarburífera y diseminación de información aplicable en nuestra geografía. ¿Cuáles son sus principales retos para desarrollar en su gestión? Conseguir el involucramiento de los profesionales y empresas a nivel local e internacional. Por supuesto, tener el apoyo económico de las empresas para realizar los eventos en beneficio de la industria. Al ser una entidad sin fines de lucro toda la gestión se hace con la contribución de los profesionales asociados y de las empresas del sector petrolero.

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¿Qué espera de los profesionales de su sector y de las empresas vinculadas. Cómo pueden apoyar su gestión? Muy simple, con su participación. Profesionales que vengan a los eventos técnicos programados, participando con sus conocimientos y empresas que divulguen sus tecnologías y mejores prácticas en beneficio de los profesionales y la industria. ¿De qué manera se ha afectado su cotidianidad, en el ejercicio y atención de su representatividad en el sector? La atención que demanda la responsabilidad de dirección de la SPE Capítulo Ecuador requiere de tiempo y esfuerzo si se desea continuidad a la gestión que presidentes anteriores, como mi antecesor, el ingeniero Ítalo Cedeño llevaron a cabo. Como gerente de una empresa del sector, es mi responsabilidad también hacer gestión por la industria. Lo cual es bien visto por la corporación a la que me pertenezco.

TENDENCIAS

Mantener equilibrio entre la necesidad de explotar y el medio ambiente El desarrollo tecnológico repotenció la industria petrolera y también las exigencias por el cuidado ambiental; el tema de la perforación considera ambos aspectos como imprescindibles JUAN VERA Ingeniero en Petróleos por la Universidad de Bucarest, Rumania. Presidente de Latin American Drilling Safety (LADS) Capítulo Ecuador. Gerente de Perforación de Andes Petroleum Ecuador Ltd.

Para un especialista con tres décadas de trabajo de campo, la perforación de pozos constituye la culminación de un proceso que implica varios estudios geológicos, geográficos, topográficos, logísticos, de yacimientos, de mercado, económicos, sociales, que se involucran en esta tarea. Cada perforación implica un verdadero desafío y cosecha de experiencias, “de las buenas y de las otras; en Bolivia, mientras perforaba un pozo de gas, tuvimos una arremetida del pozo que exigió controlar al extremo. Esto me dejó una inolvidable experiencia y lección aprendida que me ha servido mucho”, comparte este aprendizaje de vida. Respecto a las condiciones de nuestros yacimientos, dice que entre las técnicas de perforación con mejores desempeños están los pozos direccionales y horizontales, que permiten una mayor exposición de las arenas productivas; también la navegación horizontal eficiente en el yacimiento, así como el uso de mallas con igualadores de presión que permiten el retraso en la producción de agua. El avance tecnológico resulta de gran ayuda. Como toda la industria, la perforación se ha desarrollado en forma muy dinámica en el último tiempo y cita al perforador automático, la cabina del perforador computarizada, el top drive y sistema de apriete hidráulico. El ingeniero Juan Vera considera determinante para el éxito de la perforación a la buena planificación, incluida la contingencia, el no dejar nada al azar, el contar con un equipo de profesionales, capaz y comprometido con los objetivos de la empresa, y contar siempre con el apoyo de los niveles superiores para llevar adelante el proyecto. El aumento de la actividad perforadora nos permite acceder a nuevas tecnologías, así como

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el alto precio del petróleo permite incursionar en nuevos proyectos que en otras circunstancias estarían archivados. Considera que se puede mantener el equilibrio entre la necesidad de explotar un campo tan importante como el ITT y el medio ambiente. Tenemos varios ejemplos como el Bloque 16 y el mismo Ishpingo 1. Ahora, inclusive existen nuevas tecnologías en perforación como los taladros semiautomatizados que reducen el riesgo de accidentes e impacto ambiental. Manifiesta que se ha logrado avanzar mucho en los aspectos de eficiencia en la perfo-

TENDENCIAS

ración así como en los aspectos de seguridad industrial, responsabilidad social y ambiental y destaca que “los nuevos profesionales que trabajan en petróleo tienen un alto conocimiento académico y con eso pueden suplir su falta de experiencia”. Comenta que las universidades ecuatorianas están graduando buenos profesionales en la industria, por lo cual cree que ya no es requisito indispensable el haberse graduado en el extranjero para ejercer un cargo importante y de responsabilidad. Sin embargo, advierte que “la experiencia siempre será deseable y necesaria para muchas posiciones”.

El tema ambiental, más que un reto La experticia y profesionalismo de Juan Vera destacan que la preservación del medio ambiente y minimizar el impacto, siempre serán un reto adicional a la perforación de pozos y a la industria en general. Un taladro tiene un tiempo de vida útil de aproximadamente 20 años, dependiendo de su trabajo y mantenimiento. Sin embargo, las exigencias actuales requieren que se remplacen partes y equipos que sean de última generación, pero advierte que sean “más automatizados y amigables con el medio ambiente”. ¿Ante las exigencias ambientales, el tema de perforación cuánto cuidado le dedica en este sentido y cuál técnica considera de menor impacto al entorno? En Andes Petroleum es una preocupación permanente el minimizar el impacto ambiental en la perforación, con pozos direccionales y horizontales en racimo, fluidos amigables con el ambiente, equipos de última generación con bajas emisiones de gas y sobre todo el monitoreo estricto de todas las operaciones que realizamos. ¿Qué sucedería en el caso de lograr mayor productividad, nuevos yacimientos, nuevas opciones? La mayor productividad no solo es deseable es indispensable. Algunos expertos consi-

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deran que al ritmo actual pasaríamos de exportadores a importadores en 20 años. Por lo tanto el ITT y cualquier campo dentro de áreas protegidas deben ser puestos en producción responsablemente, considerando y minimizando todas las afectaciones que se podrían dar de su explotación. ¿En la dinámica petrolera local, cómo evalúa el tema del control y el soporte normativo para enfrentarlo? Creo que las entidades de control también han evolucionado favorablemente en este último tiempo y se pueden ver las diferencias con el pasado y los resultados en seguridad y medio ambiente, pero todo es mejorable. En este aspecto LADS está ofreciendo su aval y su contingente para ayudar a estandarizar las medidas e implementos de seguridad en los equipos de perforación y reacondicionamiento. ¿Con el paso de los años, se ha hecho más fácil perforar o al contrario? Los requerimientos de productividad y medio ambiente hacen definitivamente más complejo perforar. Los pozos son más profundos, extensos, expuestos a yacimientos depletados, etc. Sin embargo, la tecnología y la experiencia nos dan una gran ayuda para vencer estas dificultades.

SEMINARIOS

Reunión No. 4 LADS Capítulo Coca

Informe de Responsabilidad Corporativa 7 Reglas para Salvar tu Vida, Reunión No. 88

Organiza: LADS Capítulo Ecuador Fecha: 22 de mayo 2014 Lugar: Quito – Ecuador Expositor: REPSOL Información: administrador@ladsecuador.org

Conferencia de Gas Natural

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Fecha: 23 de mayo de 2014 Lugar: Quito – Ecuador Expositor: Carlos Reyes Auspicia: ADRIALPETRO PETROLEUM SERVICES S.A. Información e inscripciones: aihe@aihe.org.ec

Workshop SPE: Aplicando las mejores tecnologías en ambientes extremadamente sensibles

Bombeo Hidráulico

Torres de Perforación

Organiza: Simulacro MEDEVAC, USFQ - LADS Fecha: 15 de mayo de 2014 Lugar: Coca, Ecuador Expositor: SCHLUMBERGER Información: administrador@ladsecuador.org

Organiza: SPE Fecha: 27 al 29 de mayo de 2014 Lugar: Quito – Ecuador Expositor: Varios Información e inscripciones: lac@spe.org

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Fecha: 6 de junio de 2014 Lugar: Quito – Ecuador Expositor: SERTECPET Información e inscripciones: aihe@aihe.org.ec

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Fecha: 4 julio de 2014 Lugar: Quito – Ecuador Expositor: HELMERICH & PAYNE Información e Inscripciones: aihe@aihe.org.ec

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REPORTES

Taladros en Ecuador Taladros de perforación Abril 2, 2014

Operador

Pozo

Contratista

ANDES PETROLEUM

JOHANNA 1

CCDC (former CPEB)

ANDES PETROLEUM

TAPIR NORTE 6

CCDC (former CPEB)

ANDES PETROLEUM ANDES PETROLEUM CONSORCIO INTERPEC MARAÑON EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS

COLIBRI 7H MARIANN 41 OCANO 2 (BLOQUE 52) LIMONCOCHA H042 AUCA A001I

HELMERICH & PAYNE

EP PETROAMAZONAS

AUCA C171H

HILONG PETREX CCDC (former CPEB) CCDC (former CPEB) CCDC (former CPEB)

Taladro

2000 HP

DRILLING 16” @4000 FT.

ZJ70DB (2000 HP)

DRILLING 8 1/2” HOLE @ 10420 FT

117 7 26

MID CONTINENTAL U1220EB ZJ70D 2000 HP HH 300 (1500 HP) BAOJI 2000 HP 2000 HP

DRILLING 12 1/4” HOLE @ 6860 FT RUNNING 9 5/8” CSG DRILLING 8 1/2” HOEL SECTION MOVING & RIG UP COMPLETION

2000 HP 2000 HP

DRILLING DRILLING 8 1/2” HOLE

CHINA MODEL JC50-D

RIGGING UP

1600 HP OILWELL 840

COMPLETION

(CCDC37)

CCDC036 CCDC066 CCDC068

EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS

YUCA G027 TAPI B009

CCDC (former CPEB)

CCDC69 CCDC38

EP PETROAMAZONAS

CUYABENO K061 EDEN YUTURI D177 PALO AZUL N052 PAÑACOCHA A038

CCDC (former CPEB)

CCDC39

HELMERICH & PAYNE HELMERICH & PAYNE HELMERICH & PAYNE NABORS DRILLING SERVICES NABORS DRILLING SERVICES

132 121 138

EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS (Offshore Operation)

YANAQUINCHA NORTE A005 PATA C009 DRAGO NORTE D059 DURENO A002 APAIKA A008H COCA K029 OSO A095H OSO G065 YURALPA NORESTE E101 AUCA Q115 DRAGO NORTE E007 OSO H116 YUCA F026 AUCA P056

PDVSA PDVSA PETREX SINOPEC SINOPEC SINOPEC SINOPEC SINOPEC SINOPEC SINOPEC SINOPEC SINOPEC

Comentarios

CCDC25 70156*

CCDC (former CPEB)

EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS

Tipo de Equipo

794 609 PDV-80 PDV-81 5824 119 129 168 191 128 169 127 248 156

(2000 HP)

IDECO E1700 MID CONTINENT 1220 PYRAMID 2000HP 2000 HP ZJ70DB 2000 HP ZJ70DB 2000 HP NATIONAL 1320 (HELI RIG) 2000 HP 70B ZJ70DB (2000 HP) 2000 HP OILWELL 840 ZJ70DB (2000 HP) 2000 HP 2000 HP

BOP TESTING DRILLING RIG MOBILZATION DRILLING COMPLETION COMPLETION COMPLETION DRILLING RUNNING 13 3/8” CSG. DRILLING DRILLING RIG MOBILZATION

ZJ70/4500D 2000 HP

COMPLETION DRILLING 8 1/2” HOLE DRILLING 12 1/4” HOLE RUNNING 9 5/8” CSG DRILLING

AMISTAD 017

PETREX

OCEAN SPUR

2000 HP (JACK UP RIG)

DRILLING 17 1/2” HOLE

EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador)

SECOYA 47

PETREX

2000 HP

MOBILIZING FROM SECOYA 43

EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Shushufindi) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Shushufindi)

SHUSHUFINDI 29

HELMERICH & PAYNE

176

1500HP / LEE C. MOORE

RIG MOVE

SHUSHUFINDI 138D

HILONG

2000 HP

MOBILIZING RIG

EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Shushufindi) RIO NAPO C.E.M. RIO NAPO C.E.M. RIO NAPO C.E.M.

SHUSHUFINDI 250D

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

COMPLETION

SACHA 444 SACHA 421 SACHA 470 SACHA 393

CCDC (former CPEB) PDVSA PDVSA

CCDC-28

2000 HP

RIO NAPO C.E.M.

PDVSA

CPV-16 CPV-23 PDV-79

CEMENTING 9 5/8” CASING CONTINENTAL EMSCO 2000 HP CEMENTING 9 5/8” CASING CONTINENTAL EMSCO 1500 HP DRILLING 16” HOLE DRILLING 8 1/2” HOLEW.O. ZJ70DB 2000 HP

Fuente: Ing. Jorge Rosas

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REPORTES

Taladros de mantenimiento Abril 2, 2014 Operador

Pozo

Contratista

Taladro

Tipo de Equipo

ANDES PETROLEUM ANDES PETROLEUM ANDES PETROLEUM ANDES PETROLEUM CONSORCIO PETROSUD ENAP SIPEC ENAP SIPEC EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS

HORMIGUERO SUR 5 MARIANN SUR 3 DORINE 16H WANKE ESTE 1 PINDO 6 PARAISO 10 COPAL 1 SHUSHUFINDI 101 FRONTERA 01 AUCA 121 PITALALA 001 PARAHUACU 011 PAÑACOCHA C022 LMNL-29 EDEN YUTURI B161 PATA A001 PALO AZUL B025 YANAQUINCHA OESTE B020 AUCA 021 CHONTA ESTE A001 FRONTERA 005 PARAHUACU A0024 DRAGO ESTE A001 CUYABENO J041

CCDC HILONG SINOPEC SINOPEC TUSCANY DRILLING TUSCANY DRILLING TUSCANY DRILLING CCDC CCDC GEOPETSA GEOPETSA GEOPETSA HILONG HILONG NABORS DRILLING SERVICES NABORS DRILLING SERVICES NABORS DRILLING SERVICES NABORS DRILLING SERVICES SAXON ENERGY SERVICES SINOPEC TRIBOILGAS TRIBOILGAS TRIBOILGAS TRIBOILGAS

52 HL-3 903 904 105 108 108 40 42 1 3 6 HL-18 HL-28 813 814 815 819 32 905 6 7 8 101

650 HP XJ 650 CHINA MODEL XJ650 HP 750 HP 650 HP 650 HP HELI PORTABLE RIG 650 HP HELI PORTABLE RIG CHINA MODEL XJ550, 650 HP CHINA MODEL XJ550, 650 HP COOPER LTO 550 WILSON 42B 500 ZPEC 650 DFXK JC11/21 650HP DFXK JC11/21 650HP IRI 1287W / FRANKS 500 IRI 1287W / FRANKS 500 IRI 2042 / FRANKS 600 CABOT 600 WILSON 42B 750 HP COOPER 550 WILSON 42 B COOPER 550DD 550 HP

W.O. W.O. W.O. W.O. W.O. EVALUATION EVALUATION W.O.

EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Shushufindi) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Shushufindi) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Shushufindi) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Shushufindi) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Shushufindi) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Shushufindi) EP PETROAMAZONAS (W/ Consorcio Shushufindi) REPSOL RIO NAPO C.E.M. RIO NAPO C.E.M. RIO NAPO C.E.M. RIO NAPO C.E.M. RIO NAPO C.E.M.

AUCA 036 AUCA J153 VHR E031 PACAYACU A006

103 104 105 XJ550-01 (CCDC41)

550 HP LOADCRAFT 550 550 DD CHINA MODEL XJ550, 650 HP

W.O. W.O. W.O. W.O.

650 HP

W.O.

SECOYA 027

TRIBOILGAS TRIBOILGAS TRIBOILGAS CCDC (former CPEB) CCDC (former CPEB) SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

SECOYA 028

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

W.O.

ATACAPI 028

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

W.O.

SHUSHUFINDI 136D

CONSORCIO SHUSHUFINDI (Operado por Dygoil)

SSFD01

KING SERVICES 750HP

W.O.

SHUSSHUFINDI V102H

DYGOIL

CAMERON 600

W.O.

SHUSHUFINDI A002

KEY ENERGY

80051

LOADCRAFT 550 HP

W.O.

SHUSHUFINDI X211

KEY ENERGY

80055

LOAD 550 HP

W.O.

SHUSHUFINDI 077

KEY ENERGY

80057

550 HP

W.O.

AGUARICO 26D

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 4B

W.O.

SHUSHUFINDI 17

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

AMO B19 SACHA 207 SACHA 274 SACHA 234 SACHA 245 SACHA 2228

SINOPEC DYGOIL FAST DRILLING TRIBOILGAS TRIBOILGAS TRIBOILGAS

908 20 FD11 5 102 106

650 HP FRANKS 600 XJ 650 (700 HP) LTO-550-VIN-26606 550 HP SERVICES KING 550 HP

W.O. W.O. W.O. W.O. W.O. W.O.

SECOYA 18

CCDC51

Comentarios

W.O. WO (ABANDONO) W.O. W.O. w.o. W.O. W.O. W.O. W.O. W.O. W.O. W.O. W.O. W.O. W.O.

Fuente: Ing. Jorge Rosas 16

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REPORTES

Taladros de perforación disponibles Contratista

Taladro 190 17 16 20 185 188 219 220 102 201

HELMERICH & PAYNE HILONG HILONG PETREX SINOPEC SINOPEC SINOPEC SINOPEC TUSCANY DRILLING TRIBOILGAS

Tipo de Equipo 2000 HP 2000 HP ZJ70DB VFD 2000 HP HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP 2000 HP 3H-1500 ZJ70DB (2000 HP) 2000 HP LOADCRAFT 1000 HP DRILLING SERVICE KING 1000HP

Comentarios COCA BASE SHUSHUFINDI SACHA LOCATION MOBILIZING FROM PERU TO OGLAN FIELD (AGIP) COCA BASE COCA BASE COCA BASE SHUSHUFINDI MAINTENANCE IN COCA BASE COCA BASE

Taladros de mantenimiento disponibles Taladro AOE 1* AOE 2 FD 12 2 4 5 89001 4 7

Contratista AGIP OIL ECUADOR AGIP OIL ECUADOR FAST DRILLING GEOPETSA GEOPETSA GEOPETSA KEY ENERGY PETROTECH SAXON ENERGY SERVICES SINOPEC SINOPEC TRIBOILGAS TRIBOILGAS TRIBOILGAS TRIBOILGAS EP PETROAMAZONAS (BLOQUE 1)

907 932 202 203 204 205 1

STACKED

Tipo de Equipo OIME 750SL OIME 500 XJ 650 WILSON 42B 500 UPET 550 HP UPET 550 MUSTANG, 250 HP VARILLERO 550 HP COOPER 550

STBY. VILLANO “A” STBY. VILLANO “B” COCA BASE COCA BASE COCA BASE COCA BASE (IN ASSEMBL) COCA COCA BASE PREPARING TO MOBILIZE TO BN3

XJ 550 XJ 650 SERVICE KING 1000 HP SERVICE KING 1000 HP SERVICE KING 1000 HP SERVICE KING 1000 HP WILSON 42 B DD

COCA BASE COCA BASE TAMBILLO (QUITO) TAMBILLO (QUITO) TAMBILLO (QUITO) TAMBILLO (QUITO) PENINSULA STA. ELENA

(TECPECUADOR)

37 35

TALADROS DE PERFORACIÓN

TALADROS DE MANTENIMIENTO

30 25

20 20

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

En Operación

Stacked

En Operación

Stacked

2 1 TOTAL

SAXON

AGIP

4 1

SINOPEC

1 NABORS

PETROTECH

HILONG

KEY ENERGY

33 3 3 GEOPETSA

1 1 FAST DRILLING

1 CCDC

1 1

TOTAL

TRIBOILGAS

SINOPEC

PETREX

1 PDVSA

DYGOIL

TUSCANY

2 2 2 NABORS

HELMERICH & PAYNE

CCDC

HILONG

PETROAMAZONAS

TUSCANY

TRIBOILGAS

Fuente: Ing. Jorge Rosas

ESTADISTICAS

Producción nacional de petróleo 1972 - 2013 La producción petrolera estatal del año 2013 alcanzó más de 144,9 millones de barriles, registrando un incremento de 8,41% con respecto al año 2012. Si la empresa estatal petrolera mantiene su producción actual, el año 2014 superará los 156 millones de barriles, alcanzando un incremento igual a 8,31% en comparación con lo producido en el año 2013. Estos aumentos de producción se notan a partir del mes de julio del 2013. A continuación más estadísticas. 250,000

(miles de barriles)

200,000

150,000

100,000

Públicas

Privadas

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1981

1980

1979

1978

1977

1976

1975

1974

1973

1972

50,000

Total Producción Nacional

Fuente: Subgerencia de Planificación - EP Petroecuador

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

ESTADISTICAS

Exportaciones de petr贸leo 1972 - 2013 (miles de barriles) 160,000 140,000 120,000 100,000 80,000 60,000 40,000 20,000

19 72 19 73 19 74 19 75 19 76 19 77 19 78 19 79 19 80 19 81 19 82 19 83 19 84 19 85 19 86 19 87 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13

Empresas P煤blicas

Empresas Privadas

Secretar铆a de Hidrocarburos

Fuente: EP Petroecuador / Banco Central del Ecuador

Consumo nacional de derivados 1972 -2013(miles de barriles) 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000

19 72 19 73 19 74 19 75 19 76 19 77 19 78 19 79 19 80 19 81 19 82 19 83 19 84 19 85 19 86 19 87 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 9 19 3 94 19 95 19 96 19 97 19 9 19 8 99 20 0 20 0 01 20 02 20 03 20 04 20 05 20 06 20 0 20 7 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13

GASOLINAS

DIESEL 2

FUEL OIL

GLP

Fuente: EP Petroecuador

P G E PE T R 贸 LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

ESTADISTICAS

30,000

Producción nacional de gasolina y diésel 1972 -2013 (miles de barriles)

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

19 7 19 2 7 19 3 74 19 7 19 5 76 19 7 19 7 7 19 8 7 19 9 8 19 0 81 19 8 19 2 8 19 3 8 19 4 8 19 5 86 19 8 19 7 8 19 8 8 19 9 90 19 91 19 9 19 2 9 19 3 94 19 9 19 5 9 19 6 9 19 7 9 19 8 99 20 0 20 0 01 20 0 20 2 03 20 04 20 05 20 06 20 0 20 7 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13

DIÉSEL

GASOLINA

Fuente: EP Petroecuador y Banco Central del Ecuador (Dirección de Estadísticas Económicas)

25,000

Importación de gasolina y diésel 1972 -2013(miles de barriles)

20,000

15,000

10,000

5,000

19 72 19 73 19 74 19 75 19 76 19 77 19 78 19 79 19 80 19 81 19 82 19 83 19 84 19 85 19 86 19 87 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 9 19 3 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 0 20 0 01 20 02 20 03 20 0 20 4 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 1 20 0 11 20 12 20 13

GASOLINA

DIÉSEL

Fuente: EP Petroecuador y Banco Central del Ecuador (Dirección de Estadísticas Económicas) 20

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

ESTADISTICAS

Consumo nacional de gasolina y diésel 1972 -2013 (miles de barriles) 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000

TOTAL GASOLINAS

TOTAL DIÉSEL 2

Fuente: EP Petroecuador

Consumo de energía por sectores Consumo Propio 6,25%

Sector transporte (49,9%): consumo por tipo de transporte

No Energético 4,94% Autos y Jeeps 7%

Agro, Pesca, Minería 1,90%

Taxis 2%

Buses Otros 2% 1%

Naviero 13%

Construcción 10,37%

Aéreo 6%

Comercial 3,35%

Transporte 49,90% Camiones hasta 3 Ton Furgonetas hasta 3,5 Ton

Residencial 13,88%

Carga Liviana 32%

Carga Pesada 37%

Camiones > 3 Ton, Volquetas > 3 Ton, Tanqueros y Tráilers

Industria 9,40%

15 MILLONES DE BEP

91 MILLONES DE BEP BEP: Barril Equivalente de Petróleo

BEP: Barril Equivalente de Petróleo

Fuente: Agencia Nacional de Tránsito / INEC

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero - ARCH Consejo Nacional de Electricidad -CONELEC

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

Área Técnica

PRODUCCIÓN

Gas no convencional: tecnologías e impacto en el mercado Ing. Rubén Caligari1

Se considera petróleo y gas convencionales a las mezclas más o menos complejas de hidrocarburos líquidos y gaseosos, producidos a través de pozos desde acumulaciones en el subsuelo

Introducción Petróleo y gas natural participan en forma relevante en la oferta regional y global de energía, con más del 50% del total, según datos del año 2012, y con una tendencia en firme para las próximas décadas. En efecto, a pesar de la necesidad de incorporar a la matriz energética otras formas menos contaminantes y de los esfuerzos que se hacen en este sentido tanto por parte de los gobiernos como de la industria y los consumidores, los costos muy competitivos, la adaptación tecnológica y los tiempos necesarios para introducir cambios en escala agudizan la actual dependencia de las sociedades respecto de un suministro sustentable y competitivo de hidrocarburos. Por otro lado, hay consenso entre los diferentes actores sobre el agotamiento de las reservas conocidas de petróleo y gas natural; la dificultad para acceder a nuevas acumulaciones, tanto por las complejas tecnologías necesarias como por los altos costos de desarrollo y producción; así como las restricciones sociales y ambientales en algunas regiones. Por eso es que la industria, con la dinámica innovadora que la ha caracterizado, está respondiendo al desafío con herramientas que han posibilitado descubrimientos en zonas de frontera, mejoras de recuperación en campos maduros y recientemente con desarrollos significativos de los llamados recursos no convencionales. Recursos convencionales y no convencionales Conviene comenzar por definir: convencional, para comprender mejor las características diferenciales de los nuevos desarrollos y las dificultades asociadas a su explotación. Consideramos petróleo y gas convencionales a las mezclas más o menos complejas de hidrocarburos líquidos y gaseosos produ-

cidos a través de pozos desde acumulaciones en el subsuelo. Estos productos naturales varían en su presentación desde gases prácticamente secos hasta líquidos oscuros y viscosos de color negro y con poco gas asociado. Su origen se relaciona con procesos geológicos que han ocurrido en el seno de las llamadas cuencas sedimentarias, zonas deprimidas de la corteza donde se depositan sedimentos, se forman y modifican las rocas sedimentarias. Se conoce como sistema petrolero a la asociación, en tiempo y espacio, de los elementos y procesos esenciales para que se acumulen comercialmente petróleo y gas. Estos elementos son: 1. Roca generadora, una roca sedimentaria de grano muy fino y con abundante contenido de materia orgánica; 2. Roca reservorio, un tipo de rocas cuya característica saliente es que poseen porosidad y permeabilidad, o sea la capacidad de almacenar fluidos en su seno y permitir su desplazamiento por efectos de los gradientes de presión; 3. Migración y acumulación, que en una secuencia adecuada permitan que los hidrocarburos generados escapen de la roca madre para alojarse en los espacios disponibles en la roca reservorio; 4. Sello y trampa, una conformación del subsuelo que detenga el movimiento del petróleo y gas generados y migrados permitiendo su acumulación. Desde el punto de vista de la explotación de yacimientos algunas características destacadas de los sistemas convencionales incluyen (Figura 1): • La productividad, o sea la mayor o menor capacidad de producir petróleo y gas, viene dada por la naturaleza ya que es función de la presión (profundidad) de la acumulación, la permeabilidad de la roca y el tipo de fluido (principalmente

1RUBÉN CALIGARI, ingeniero de Petróleos cum laude de la UNC, Argentina. Ha trabajado 30 años en la industria en Argentina y varios países de Latinoamérica. Docente de la Especialización de Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires. Ex Director Regional para Latinoamérica y Caribe (2008-2011) de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE). Director de Specialization Oil & Gas de ADEN Business School.

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

PRODUCCIÓN

su viscosidad). Si bien es cierto que hay tecnologías aplicables para mejorar la productividad, estas actúan dentro de límites naturales muy estrictos.

CAP ROCK GAS PETRÓLEO

AGUA Figura 1: El sistema petrolero convencional

Calidad alta y media

Reservorios no convencionales (volúmenes grandes de Petróleos desarrollo en rocas de baja difícil) permeabilidad

Gas en roca madres (Shalegas) Hidratos (gas)

Arenas de Tight gas

Mayores costos

P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

Reservorios convencionales (volúmenes pequeños de fácil desrrollo)

Tecnologías más sofisticadas

• La distribución de los fluidos en el reservorio está gobernada por las fuerzas gravitatorias y capilares, es decir encontramos agua, petróleo y gas en equilibrio según su densidad y con contactos definidos entre ellos. • La presión de los fluidos en el yacimiento es proporcional a la profundidad; y, salvo excepciones, corresponde a un gradiente normal de una columna de agua (0,433 psi/ft). • Las reservas, o sea los volúmenes a recuperar de una cierta acumulación, tienen un fuerte análogo volumétrico. Podemos imaginar siempre una “caja” en el subsuelo con determinadas dimensiones que contiene el hidrocarburo a extraer. • El factor de recuperación y, por ello, la recuperación final estimada desde una acumulación, están definidos de antemano dentro de límites estrechos que dependen de la roca y el mecanismo de empuje, aunque son susceptibles de ser mejorados durante la explotación. • Para unas condiciones económicas y tecnológicas dadas, hay un número de pozos óptimo, por encima del cual se pierde rentabilidad por interferencia entre pozos y por debajo se dejan recursos sin producir. • El factor de éxito asociado a un descubrimiento en una cierta cuenca sedimentaria depende de las probabilidades asociadas a los factores críticos del sistema, es decir: Fe = Frm * Fres * Ft * Ftr Si bien podemos definir con precisión los elementos de un sistema petrolero conven-

cional no ocurre lo mismo con los no convencionales, ya que se conocen y explotan diferentes sistemas, algunos con cierta similitud con los convencionales mientras que en otros no hay prácticamente elementos comunes. Una primera aproximación nos permite clasificarlos según se exploten desde labores superficiales o a través de pozos. Entre los primeros se tienen las pelitas y esquistos bituminosos y las arenas bituminosas (conocidas como tar sands), estas últimas con gran desarrollo en Canadá. Las explotaciones a través de pozos permiten hoy producir económicamente petróleos extra pesados, como los de la Faja del Orinoco en Venezuela, gas de formaciones de muy baja permeabilidad (tight gas), gas de carbón (coal bed methane) y los que más atención demandan actualmente, como son los shale oil y shale gas. Los recursos asociados a cada una de estas categorías son más o menos abundantes en la naturaleza y conllevan mayor o menor dificultad para producirlos, habiendo algunos como los hidratos de metano de los que se conocen grandes acumulaciones en los lechos marinos aunque no se dispone de tecnologías para su explotación. Esto se resume en el conocido triángulo de los recursos naturales, donde se ve que a los recursos convencionales ocupan una fracción menor, mientras que hacia abajo aumentan las cantidades disponibles como recursos aunque también las dificultades tecnológicas y los costos de explotación (Figura 2).

Recursos no convencionales son acumulaciones de gas y petróleo en la roca madre, remanentes del proceso de migración debido a que el volumen de gas y petróleo generados excede a lo que fue expulsado a lo largo del proceso

Petróleo negro pesado

Mantos de carbón (coal bed methane) Petróleo en roca madre (shale oil)

Figura 2: Triángulo de los recursos naturales Fuente: Adaptado de Masters JA: “Deep Basin Gas Trap, Western Canada” AAPG Bulletin (1979) 63, No. 2:152 y Perry K. Lee J.: Topic Paper #29 “Unconventional Gas”. NPC Global Oil and Gas Study (2007) 7.

Son acumulaciones de gas y petróleo en la roca madre, remanentes del proceso de migración debido a que el volumen de gas y petróleo generados excede a lo que fue expulsado a lo largo del proceso. Las rocas madre son rocas 25

PRODUCCIÓN

sedimentarias de grano muy fino, de origen predominantemente marino, con carbonatos y materia orgánica diseminada y mucha variación vertical y areal. Se incluye aquí a la roca madre, el reservorio y la trampa y como son una condición necesaria a todos los sistemas petroleros existen en todas las cuencas productivas, aunque con diferente potencial de explotación. La calidad del petróleo y gas a ser producidos es equivalente a los del sistema convencional, aunque se encontrarán variaciones según la posición en la cuenca como se verá más adelante. La porosidad primaria de estas rocas no es elevada, siempre menor a 10%, y se deben considerar otros tipos de porosidad que suman a la capacidad de acumulación: Las microfisuras producidas por efecto de la presión ocasionada por la generación y que permitió que parte del material se escapara durante la migración y las fisuras dentro de la materia orgánica parcialmente transformada y donde se acumula gas adsorbido sobre ésta (Figura 3). Una cuarta forma de porosidad lo constituyen las fracturas generadas artificialmente durante la estimulación.

GRANOS MATERIA ORGÁNICA

1pm

EHT=5.00 KV WD: 5mm

Signal A= SE2 Date: 5 Oct 2007 Mag = 10.05KX

Figura 3: Tipos de porosidad en shales (SPE 124253)

Si bien hay sistemas convencionales con porosidades tan bajas como las de los shales, es en la permeabilidad donde se ve la gran diferencia entre ellos. Las permeabilidades en sistemas convencionales pueden ir de 1 a 1000 md (milidarcys) y llegan a ser tan bajas como 0,01 md en sistemas tight, pero en shales son del orden de las millonésimas de md. Por supuesto, con tales permeabilidades es imposible que haya flujo medible, y por eso habrá que generar vías de flujo artificialmente. Como en los sistemas convencionales se mantiene una proporcionalidad entre porosidad y permeabilidad, aunque los valores de ésta son varios órdenes de magnitud menores. 26

Calidad en sistemas shale El potencial productivo, el tipo de fluido y los diseños de pozo dependen en sistemas shale de parámetros diferentes a los de los sistemas convencionales, los que se determinan a través de técnicas especiales: • Extensión areal, espesor y profundidad: La extensión es proporcional al potencial, así como el espesor, aunque en este caso debe tenerse en cuenta que espesores muy grandes pueden sugerir la conveniencia de no hacer pozos horizontales, o al menos evaluarlos frente a pozos verticales con múltiples fracturas. Las profundidades altas encarecen la perforación, pero al mismo tiempo son una garantía adicional de integridad frente al potencial daño a los acuíferos superficiales. Los desarrollos comerciales están en profundidades del orden de 2.000 a 3.000 m (6.500 a 10.000 ft). • Cantidad de materia orgánica: A mayor contenido orgánico total (TOC) medido en laboratorio mayor potencial productivo, aceptándose como límites valores de TOC > 2%. • Grado de transformación (madurez) de la materia orgánica: La vitrinita es un material constitutivo del kerógeno, un estado de la transformación de la materia orgánica. El grado de madurez térmica de la roca madre se mide en laboratorio a través del índice de reflectancia a la vitrinita (Ro), y se aceptan que valores de Ro > 0,7 son indicadores de petróleo mientras que si Ro > 1,2 se tendrá potencial de producir gas. • Propiedades mecánicas de la roca: Dependen de la composición mineralógica de la roca y tienen importancia para definir el comportamiento de la roca ante esfuerzos mecánicos, principalmente durante el proceso de fracturamiento hidráulico. Se miden los módulos elásticos, el módulo de Young y el módulo de Poisson, ya sea en el laboratorio sobre muestras o en el pozo con los respectovos registros eléctricos (módulos estáticos y dinámicos). • Presión de formación: En general se trata de formaciones sobre presurizadas, con gradientes que pueden hasta duplicar el gradiente normal de 0,433 psi/ft. Mayor presión significa mayor productividad y recuperación potencial, aunque complica el diseño del pozo y las fracturas hidráulicas. Una comparación de parámetros correspondientes a diferentes shale plays con desarrollos comerciales se da en la tabla adjunta: P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

PRODUCCIÓN

Vaca Muerta

TOC (%) Thickness (mts)

Barnett

Haynesville

Marcellus

Eagle Ford (*)

Bakken

200

Depth (mts)

3.000

2.286

3.658

2.057

2.287

1.829

Area (Km2)

30.000

16.726

23.310

245.773

5.180

51.800

Reservoir pressure (psi) Pressure gradient (psi/ft) stooip (Mbbl)

8.000

3.525

10.800

3.375

4.502

4.200

0,65 - 1,0

0,47

0,90

0,50

0.60

0,70

114.000

200.000

33 - 58

22,0

3,9

ogip (Bcf).

422.337

717.016

1.499,215

ogip/km2 (Bcf/km2).

25,3

30,8

6,1

stooip/Km2 (Mbbl/km2)

El análisis petrofísico en este tipo de desarrollo se orienta a identificar los “sweet spots”, áreas donde se superponen buenas propiedades geoquímicas (alto contenido y madurez adecuada de la materia orgánica) con buenas propiedades mecánicas (roca frágil, apta para fracturar) que serán las áreas elegidas para desarrollar con pozos. Se dispone de tecnologías que, con algunas limitaciones, permiten calcular la cromatografía aproximada de los niveles que se van atravesando con la perforación en tiempo real, optimizando de este modo la definición de los sweet spots. Tecnología en plays no convencionales La construcción de pozos sigue los lineamientos de los desarrollos convencionales, aunque debe enfatizarse lo relacionado con la integridad de los mismos, especialmente el control de las sobre presiones y la protección de los acuíferos con cañerías múltiples. Como se perforan centenares de pozos se usan plataformas de pozos múltiples con equipos especiales que permiten mover la torre entre diferentes bocas de pozo sin desmontarla (Figura 4).

Otro aspecto esencial es la fracturación hidráulica, indispensable en todos los pozos. En los desarrollos shale no se usan tecnologías cualitativamente diferentes de las usadas en convencionales. Fluidos, agentes de sostén (proppants) y aditivos son semejantes, pero los volúmenes y las potencias involucradas son decenas de veces mayores. Como las rocas no presentan la anisotropía propia de las rocas reservorio convencionales, en lugar de fracturas que se desarrollan según un plano se tiene aquí un sistema reticulado de fracturas muy complejo, asimétrico y poco predecible, como en un vidrio roto (Figura 5).

Frac en reservorio convencional

Fracturascomplejas con fisuras

Fracturas de baja complejidad

La extensión areal, espesor y profundidad; la cantidad de materia orgánica; el grado de transformación de la materia orgánica; las propiedades mecánicas de la roca; y, la presión de formación son técnicas especiales de los sistemas shale

Fracturas complejas en red

Futuros pozos desde la misma locación

Figura 4: Equipo para perforación de pozos múltiples Flex Rig P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

Figura5: Sistemas complejos de fracturas hidráulicas y análogo “vidrio roto” 27

PRODUCCIÓN

La industria ha evolucionado de modo de minimizar la ocurrencia de derrames y emisiones, contener y remediar, si fuera el caso, por lo que no debería haber diferencias con desarrollos convencionales en este aspecto

Reservas y riesgo en desarrollos shale A diferencia de los sistemas convencionales, las reservas no pueden asociarse directamente con un cierto volumen en subsuelo, sino con el volumen de roca madre contactado con la fractura hidráulica, conocido como stimulated reservoir volume (SRV). Por eso, el caudal inicial del pozo determina la producción potencial del mismo. Esta relación se ha comprobado en los diferentes desarrollos con centenares de pozos, y los cálculos de reservas se hacen con métodos estadísticos de extrapolación. Las declinaciones iniciales de los pozos son muy altas, del orden de 70% o mayores, como corresponde a pozos fracturados en rocas de permeabilidades despreciables. La optimización de los desarrollos depende en gran medida del SRV que pueda crearse, por lo que todo el esfuerzo se orienta al diseño óptimo de las fracturas. No hay simuladores de flujo para estos sistemas, aunque es promisorio el avance con modelos dinámicos que admiten un refinamiento muy detallado en la zona del pozo acoplados con modelos de subsuelo, que incorporan una red discreta de fracturas naturales. El concepto de riesgo adopta en shales también un significado especial, ya que su sola existencia demuestra que no existe riesgo de encontrar o no hidrocarburos, sino que éste se asocia con aspectos geológicos (definición de los sweet spots), la prueba de productividad (SRV y su relación con el diseño de fractura) y la posibilidad de desarrollo en escala (logística, modelo de negocio, suministro de bienes y servicios, curva de aprendizaje). soporte social y ambiental de desarrollos no convencionales Los impactos asociados con desarrollos de proyectos en no convencionales incluyen el uso del suelo, el agua y el manejo de efluentes. Como deben perforarse miles de pozos hay una gran afectación de suelo, lo que puede ser minimizado mediante perforación de varios pozos desde una locación, fracturas en serie, acueductos y depósitos centrales de agua y otras medidas para reducir los movimientos en el terreno, por ejemplo centralizando las operaciones y usando líneas transitorias y no camiones tanque para acumular agua en las cisternas. Se reconoce que se necesitan ingentes cantidades de agua para preparar el fluido de fractura, por lo que los desarrollos estarán supeditados a

la existencia de la misma y el cuidadoso manejo para que no compita con otros usos, siempre controlado por las autoridades competentes. En cuanto a los efluentes, una parte significativa del fluido inyectado queda adsorbido en subsuelo y la fracción que vuelve a superficie durante la producción debe ser tratada antes de la disposición final para eliminar rastros de hidrocarburos y otros posibles contaminantes. También se han cuestionado los posibles efectos sísmicos de las fracturas masivas. Sin embargo, la energía puesta en juego durante una operación de fractura hidráulica es de varios órdenes de magnitud inferior a la liberada durante sismos naturales. El monitoreo de las fracturas que se hace con la técnica de micro sísmica muestra efectos muy localizados. Debe destacarse que la industria ha evolucionado de modo de minimizar la ocurrencia de derrames y emisiones, y contener y remediar si fuera el caso, por lo que no debería haber diferencias con desarrollos convencionales en este aspecto. Un aspecto positivo de los desarrollos no convencionales lo constituye el carácter distribuido en el tiempo, por decenas de años, de las inversiones asociadas. Esto permite a las comunidades planificar mejor, construir infraestructura apropiada y recibir regalías más estables, en lugar de los impactos muy concentrados en el tiempo de los desarrollos convencionales. Desarrollos no convencionales y mercado global de energía Son evidentes los impactos de los desarrollos tight y shale en gran escala, especialmente en Estados Unidos y Canadá, sobre el mercado global de energía. La abundante oferta de petróleo liviano y la significativa caída de los precios del gas en esa región son indicadores suficientes, que pueden extrapolarse si se tiene en cuenta la creciente fracción del tráfico de gas natural que circula licuado por barcos. Esto se ve desde los países consumidores como un beneficio tangible, aunque enciende alarmas entre los exportadores. En la región, países como Argentina tienen desarrollos concretos en busca de disminuir las importaciones de energía y Colombia planifica en este sentido. Diferentes estudios demuestran que con los precios actuales hay en el mundo recursos no convencionales que superan a los convencionales, y no puede disminuirse la importancia de una mayor oferta de energía para el desarrollo de las sociedades. P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

PUBLIRREPORTAJE

Desde 1986, Dygoil Consultoría y Servicios Petroleros Cía. Ltda., se destaca como una empresa líder en la prestación de servicios petroleros. Cuenta con las más reconocidas certificaciones de los Sistemas de Gestión de Calidad (ISO 9001:2008), Gestión Ambiental (ISO 14001:2004) y Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo (OHSAS 18001: 2007), y un personal altamente calificado que le permite ofrecer a todos sus clientes un óptimo servicio con tecnología de punta: De esta manera aporta al desarrollo de la industria petrolera ecuatoriana. Dygoil ha venido trabajando en diferentes proyectos petroleros del país, donde ha sobresalido por su labor y eficacia, un claro ejemplo de ello es la participación en:

La empresa, con 28 años de trayectoria, se encarga de proveer a la industria petrolera de una serie de bienes y servicios, tales como:

• El desarrollo del campo Víctor Hugo Ruales bajo un contrato de servicios integrados con financiamiento suscrito con la empresa estatal Petroproducción (Petroamazonas E.P.). • La exploración y explotación de los campos marginales Pucuna y Singue como parte integrante del Consorcio Petrolero Amazónico. • En conjunto con la empresa GENTE OIL conformó el Consorcio DGC que mantiene un contrato de prestación de servicios con el Estado ecuatoriano para la exploración y explotación del bloque 53, donde Dygoil actúa como operador.

A futuro, Dygoil se proyecta como una compañía líder en servicios petroleros en el Ecuador, ampliando su ámbito empresarial, operando con las mejores y últimas tecnologías para mantener a sus clientes plenamente satisfechos a través del lema “La excelencia en el servicio”.

• Servicios de cable de acero (Slick line). • Servicios de perforación y reacondicionamiento de pozos (drilling & workover). • Servicios técnicos especializados (operación y mantenimiento de equipos de perforación y workover). • Operación de campos petroleros. • Provisión de equipos y materiales para la industria petrolera (Representante de prestigiosas firmas de Estados Unidos y Canadá).

Ing. Octavio Scacco F., MBA - Gerente General

Oficina Matriz:

Campamentos región Amazónica:

Edificio Dygoil Av. República de El Salvador 309 y Suiza Telef. (593-2) 244-0316, Fax: (593-2) 244-0909 secretaria@dygoil.com – www.dygoil.com Quito - Ecuador

Shushufindi: Km. 5 vía Jivino verde - Ssfd El Coca: Km. 7, vía. El Coca-Lago Agrio Guarumo: Km. 45, vía. Lago Agrio-Cuyabeno Lago Agrio: Km. 0.5 - vía al Aeropuerto

PRODUCCIÓN

Exploración y desarrollo del campo Ishpingo Tambococha Tiputini Franklin Paredes1

INTRODUCCIÓN Este artículo se refiere a la exploración del campo ITTI, sus antecedentes, la historia, la geología y los resultados de la perforación exploratoria. También proporciona la posible cantidad del Petróleo Original En Sitio (POES) que podría estar entre los 3.230 millones y 3.990 millones de barriles; las características generales de los yacimientos productores, la estrategia de perforación de desarrollo para cada uno, lo cual podría llegar a los 360 pozos (sin incluir 30 de inyección de agua) con facilidades para tratar hasta 2’500.000 de barriles de fluido. Las inversiones que posiblemente se requerirían, podrían llegar a los 7.000 millones de dólares; la producción esperada estaría entre los 110.000 y 140.000 barriles diarios. Las divisorias de aguas y la zona donde emerge la falla de Tiputini es donde es más fácil transitar; los sectores pantanosos (donde existen sanguijuelas y anguilas) puede detener cualquier tipo de construcción.

La ausencia de una visión integrada y meticulosa para su desarrollo pueden convertir a Imuya-Tiputini-Tambococha-Ishpingo en la más grande trampa estructural, estratigráfica y económica. Antecedentes Las oportunidades de descubrir crudo adicional al descubierto por CEPE, hasta 1992, surgieron de dos áreas geográficamente opuestas y con condiciones diferentes. La primera al Oeste, de la Cuenca Oriente, en la faja plegada (Puyo-Macas, la información se tenía solamente de los mapas de Shell) con facilidades de comunicación como carreteras, aeropuertos, que en caso de descubrir petróleo, nos ayudarían a incorporar a la producción inmediatamente, pero con ninguna información sísmica (solamente Tripetrol en 1997 disparó una línea en esa área). La segunda al Este, en la zona de Imuya-Tambococha-Ishpingo-Curaray donde a pesar de la lejanía de la infraestructura existente en 1990,

1 FRANKLIN PAREDES, ingeniero en Geología de la Universidad Central del Ecuador. Posee una Maestría en Geociencias con Especialidad en Geofísica de la Universidad de Tulsa, Estados Unidos. Subgerente de Producción de CEPE (1988-1990). Actualmente geofísico de Repsol. Miembro de Society of Exploration Geophysicists (SEG), A.P.G. Habla español, quichua e inglés.

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PRODUCCIÓN

La siguiente figura muestra el anticlinal Ishpingo-Tambococha-Tiputini-Imuya

Tanday 1

Pañacocha 1

Pañacocha

Paco

Sabalo Río P acay acu

Bocachico Imuya

Paujil

Río

Yuturi 1

Río Aguarico Zancudo Nap

Río

Tip

utin

Tiputini Tiputini

Tiputini Jatun N. Tambococha

Jatun S.

Nuevo Rocafuerte

Ishpingo

Ref. Tiputini 1990

allí sí se disponía de información sísmica y de pozos perforados por Shell (1948) al igual que Minas y Petróleos (1970), pero también de información sísmica adquirida por CEPE de 1977 a 1991. Historia En 1921, la compañía norteamericana Leonard Exploration Co. recibió la primera concesión para explorar hidrocarburos en la Región Amazónica en un área de 2’000.000 de hectáreas. Luego, en 1937, el Gobierno de Federico Páez entregó una concesión para exploración P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

en la Región Amazónica a la compañía Inglesa Anglo-Saxon. En 1938 el Gobierno de Enríquez Gallo entregó 10’000.000 de hectáreas del Oriente Ecuatoriano a la compañía holandesa Shell, que realizó las actividades de exploración en los flancos y centro de la cuenca oriental, y mediante geología de campo y sísmica analógica cartografió las estructuras Vuano, Oglan, Cangaine y Macuma, Guarumo Yuralpa y Tiputini. Los pozos perforados no produjeron petróleo en cantidades comerciales.

Ciertas condiciones geológicas y de disposición del terreno pueden convertir a Imuya-TiputiniTambocochaIshpingo en la más grande trampa estructural estratigráfica económica

PRODUCCIÓN

A inicios del siglo XX se producen las primeras aproximaciones petrolíferas en el país

El campo Tiputini fue cartografiado y perforado por Shell en 1948 (20 pies en BT1) sobre la margen derecha del río Napo (para lo cual construyó la pista del mismo nombre, como lo hizo en el río Arajuno, Shell, etc. y construyó campamentos en medio de la selva sin acceso externo, pista de aterrizaje-campamento). La estructura Tiputini-1 fue cartografiada también por Shell, Minas y Petróleos y perforada por esta última en 1970 (60 pies en M1); las estructuras Ishpingo (U, M1, BT) y Tambococha (M1, BT,BT1) fueron cartografiados por Minas y Petróleos en 1969, por CEPE entre 1983, 1985 y 1990 y perforados por Petroecuador (CEPE) en 1992. CEPE, considerando que la exploración debe estar de 10 a 15 años adelante de la producción para reemplazar las reservas que el país consume, y con la finalidad de establecer oportunidades a corto, mediano y largo plazos (siendo crítico el tiempo de retorno de la inversión), entre 1978 y 1984 realizó la prospección sísmica del área Conambo, Lorocachi (río Curaray) Ishpingo, Tambococha, Tiputini e Imuya (al norte del río Aguarico -norte de Sancudo Cocha) y el área Cuyabeno-Vinita-Panacocha-Imuya-Tiputini entre 1985 y 1992. En el verano de 1985 (agosto) se efectuaron las primeras investigaciones para la logística a lo largo de los ríos Aguarico, Yasuni y Tiputini para determinar los puntos de apoyo

para la perforación exploratoria y desarrollo futuro de los campos a descubrirse y para determinar las condiciones ambientales durante el verano (los moretales nos darían una idea del área inundable, la estación lluviosa va de fines de marzo a julio con vientos que soplan de SE a NE, tanto Ishpingo como Imuya, y más aun Tambococha se llena de agua en invierno, el verano va desde agosto a fines de marzo (las tortugas ponen huevos hasta febrero). En 1990 se elaboró un plan de Exploración y Desarrollo de Tiputini e Ishpingo (se esperaba iniciar el desarrollo en el 2000) y en forma expeditiva se hizo el cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES) para las estructuras del área utilizando como datos una porosidad del 18%, una Sw del 22% (10 pies de arena con esos factores nos da un poco más de 2.5 MBO de POES), el cierre estructural y el área de esas estructuras, (que tenían alta posibilidad de tener crudo por haberse formado desde inicios del Cretácico). El objetivo del proyecto consistía en explorar el eje anticlinal Imuya, Tiputini, Ishpingo-Curaray (cuya expresión estructural se prolonga hasta el sitio donde se perforo el pozo Cunambo en el Perú), mediante la perforación de los pozos: Ishpingo-1, Ishpingo-2, Tambococha-1 e Imuya-1. Para su explotación deberíamos hallar crudo liviano similar al de Pañacocha (laguna de las pirañas) lo que se implementaría

ESTRUCTURAS DE PERFORACIÓN Estructura Ishpingo: El nombre se debe al árbol de la canela conocido en quichua con el nombre de Ishpingo. Ishpingo-1. Exploratorio para probar la arenisca M-1 y el pozo. Ishpingo-2. De avanzada, para probar la extensión norte de Ishpingo. Estructura Tambococha: El nombre proviene de una laguna cerca de la cual se encuentra ubicado el pozo. Tambococha-1. Exploratorio para probar la continuidad entre Ishpingo y Tiputini-1 (Minas) de petróleo en la arenisca M1, y la posible presencia de gas en los sedimentos Carboníferos y Devónicos (similar a Huamampampa en Bolivia).

Estructura Imuya: Su nombre se debe a la laguna del mismo nombre, no fue perforada por intervención de las comunidades del sector. Se esperaba encontrar petróleo en la arenisca M1 y Basal Tena (BT y BT1). Estructura Tiputini: El mapa de Shell mostraba que la parte más alta estaba en Tiputini Minas, mientras que el sitio donde fue perforado el pozo constituía una nariz estructural solamente, fue perforado allí, probablemente por facilidades de logística (pista de aterrizaje). La presencia de petróleo en la arenisca BT1, puede insinuar una gran trampa estructural estratigráfica hasta Imuya.

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PRODUCCIÓN

mediante la perforación de los pozos Sábalo y Paujil para mezclarlo con el crudo de Ishpingo-Tambococha-Tiputini-Imuya, y así no tener que gastar energía en tecnología de punta (calentarlo) para su transporte. Para el transporte del crudo de esta zona se construiría un ducto por la margen izquierda del río Napo (así no interrumpiríamos territorio Quichua y Huao asentados al lado derecho del río Napo), que servirían para incorporar, el crudo de otras estructuras como Jatun Norte (Apaika), Jatun Sur (Obe), Yuturi, y los que podrían añadirse en un futuro cercano. El objetivo fue perforar En primera instancia, la estructura Ishpingo (800 MBO, sería el objetivo principal, pues el POES de esta estructura era crítico para las inversiones de desarrollo). En segunda instancia Imuya (400 MBO que se incorporaría por un ducto que se construiría a lo largo del eje anticlinal Imuya-Tiputini, para incorporar el petróleo que podía encontrarse a lo largo de ese eje). En tercera instancia perforar la estructura Tambococha para determinar la continuidad del yacimiento M1 entre Ishpingo y Tiputini y la posible presencia de gas en yacimientos del Precretacico (Jurásico, Pérmico, Carbonífero o Devónico como en la Formación Huamampamba en Bolivia).

Las reservas de las dos primeras estructuras (1.200 MBO) constituirían un volumen crítico para la rentabilidad y viabilidad del proyecto. Las estructuras se perforarían en el siguiente orden: Ishpingo-1, Ishpingo-2, Tambococha-1, Imuya-1, Sabalo-1 y por último Paujil-1. Geología Ishpingo, Tambococha, Tiputini e Imuya son parte de un eje anticlinal de rumbo submeridional, sobre de un sistema de fallas verticales, cuyo lado levantado está a favor de la pendiente regional (up to the basin). Estas fallas fueron invertidas a partir del Cretácico superior y su arreglo en echelon se debe al acomodamiento ante la compresión oeste - este. Las estructuras del Cretácico influenciaron la distribución de los sedimentos clásticos. La generación del petróleo (paso de kerogeno a bitumen) proviene de rocas del Cretácico y la migración es casi coeval a la sedimentación y estructuración de las trampas. El petróleo también se encuentra en sedimentos Terciarios como Basal Tena (BT y BT1), la migración del petróleo a los sedimentos Terciarios ocurre cuando los sedimentos clásticos Cretácicos se ponen en contacto con las areniscas de la Formación Tena, ya sea por erosión parcial del Cretácico, como por fallas y fracturas.

EDAD

ERA

PERIODO

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA SECCIÓN CRETáCica DEL ITT FORMACIÓN

MIEMBRO

LITOLOGÍA

DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA

PETRÓLEO

ARCILLAS ROJAS

TENA

ARENISCA BASAL

CENOMANIANO - CAMPANIANO A

CRETÁCICO

MESOZÓICO

ARENISCA “M - 1” LUT. NAPO SUP.

NAPO

BT1 BT

MARCADOR “L”

CALIZA M-2

CALIZA A SUPERIOR MEDIA INFERIOR

CALIZA “B” ARENISCA “T”

HOLLÍN

LUTITAS GRISES OSCURAS Y CALIZAS MICRITICAS ARE. QZ. GLAUC.

ARENISCA “M - 2”

ARENISCA “U”

ARE. QZ. CEM. CALCÁREO ARE. QZ.

SUPERIOR MEDIA INFERIOR

CALIZA “C” BASAL NAPO ARENISCA BASAL NAPO PRINCIPAL

CALIZA BIOMICRITICA ARE. QZ. GLAUC. ARE. QZ. GLAUC. ARE. QZ. CALIZA Y LUTITA GRIS - OSC. ARE. QZ. GLAUC. ARE. QZ. GLAUC. CALIZA Y LUTITA GRIS - OSC. ARE. GLAUC. QZ. ARE. QZ.

PRE - CRETÁCICO P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

PRODUCCIÓN

La existencia de crudo pesado en ITTI es el resultado de biodegradación y lavado por agua (de los livianos). Formación de las estructuras: El adelgazamiento entre el Cretacico y el Terciario (adelgazamiento entre Caliza M2 y M1, onlap de Tena sobre Napo) implican un inicio de la estructuración en el Cretácico. Resultados de la perforación exploratoria Ishpingo-1: Petróleo en la arenisca T (residual!!), U, areniscas M2, arenisca M1 y Basal Tena. Ishpingo 2, petróleo en U, arenisca M-2, M1 y Basal Tena. Tambococha-1: Petróleo en M1, Basal Tena (BT y BT1). Logró determinar la ausencia de continuidad de petróleo entre Ishpingo y Tambococha, por cuanto se encontró un contacto de petróleo a nivel de la arenisca M1. No se perforó toda la secuencia de lo que se creían eran sedimentos del Devónico (similares a los Guarumo-1). Imuya-1: No se perforó por acción de la comunidad. Sus resultados podría servir para perforar más pozos entre Imuya y Tiputini Shell. Sábalo y Paujil: Resultaron no comerciales (probablemente por cuanto se observaba una estructura falsa producida por efecto de la capa metiorizada en superficie). El valor del POES para los yacimientos M1 y Basal Tena de las estructuras Ishpingo, Tambococha Tiputini se calcu-

ló inicialmente en 1350 MBO, (Ishpingo, 800 MBO; Tambococha, 150; e, Imuya, 400), considerando un espesor de 50 pies para la arenisca M1. POES actual: alrededor de 3200 MBO y 3990 MBO. Considerando los parámetros de porosidad, saturación de agua, mencionados anteriormente y los espesores encontrados en los pozos, en forma expeditiva se tendrían los siguientes valores de POES: ISHPINGO: 2550 MBO Sobre esta estructura se perforaron dos pozos; en la culminación más alta el pozo Ishpigo-1, y en la más baja el pozo Ishpingo-2 con la finalidad de que a este último no se le llame exploratorio como es el caso del pozo Eden-1 (perforado en la nariz norte de Yuturi). Se podría decir que a su cierre máximo (3P) se podrían tener un valor de reservas de hasta: 2.550 MBO. U : 20 Km*3 Km*(80*2.5/10): 1200 MBO M1: 20 Km*3 Km*(80*2.5/10): 1200 MBO BT: 20 Km*3 Km*(10*2.5/10): 150 MBO Oportunidad: Perforar y hallar petróleo al lado hundido de la falla. La BT con 20 pies podría tener un POES de hasta 300 MMBO, y podría llegar a considerarse como yacimiento de objetivo primario (desde el punto de vista economico), debido a que las areniscas son consolidadas y la producción tendría un bajo corte de agua.

Gráfico de las provincias amazónicas. División política mapa referencial de explotación de crudo

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PRODUCCIÓN

Riesgo: Imposibilidad de construir una plataforma para perforación de toda la estructura (por la zonas de pantanos). Arenisca M1. no consolidada y alta saturación de agua. Arenisca U, alta saturación de agua, presencia de kaolinita y con un factor de recobro bajo. Tambococha: 47 MBO M1: 2 Km* (1Km*50*2.5/10): 25 MBO BT (BT y BT1): 3 Km*1Km*30*2.5/10): 22 MBO Oportunidad: La BT1 podría duplicar el POES de BT. Riesgo: Reservas menores. Imposibilidad de construir una plataforma para la perforación. Tiputini Minas: Caso más probable: hasta 390 MBO M1: 12 Km*2 Km*(50*2.5/10): 300 MBO BT: 12 Km*2 Km*(15*2.5/10): 90 MBO Caso máximo, hasta 630 MBO M1: 14Km*3 Km*50/10): 525 MBO BT: 14 Km*3 Km*10/10): 105 MBO Riesgo: Zona de baja velocidad del aluvial del río Napo, que podría disminuir el cierre de limitar el POES y apenas podría alcanzar los 6Km*3Km*50’ 45 MBO. Características generales de los yacimientos Los sedimentos clásticos y no clásticos (muy pocos) del cretácico se depositaron sobre un basamento de comportamiento elástico, donde los aportes debieron ser uniformes y con pocas variaciones de espesor. Arenisca T: Son areniscas relativamente limpias y se observa petróleo (residual) solamente en el pozo Ishpingo-1, en la zona conocida en otros sitios como T Media. Arenisca U: La arenisca U tiene un espesor de más de 100 pies y se constituye por cinco cuerpos que requieren ser separados para su análisis y su desarrollo deba hacerse de acuerdo a las características individuales de cada cuerpo. El cuerpo inferior sobre la caliza B tiene un espesor de hasta 40 pies y es la extensión lateral de las calizas y lutitas que sobreyacen a la caliza B en Shushufindi (Sur del A-6) en Anaconda (Anaconda-1 –Calizas-), son areniscas no muy limpias y en el pozo Ishpingo están constituidas por lutitas y calizas, sobre este sobreyace, P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

el nivel 2 con presencia de Kaolinita, que probablemente se deriva de los cuerpos ígneos localizados al oriente de esta estructura, el nivel 3 que no es muy limpio, en cuya sección superior puede o no desarrollarse un cuerpo de arena, el nivel 4 esta costituido por dos y hasta tres cuerpos arenosos que culminan al tope con la presencia de un marcador (Magenta) regional calcáreo de no más de dos pies de espesor que es muy claro en casi toda cuenca (ejemplo pozo Cantagallo-1). Arenisca U superior: constituye un yacimiento de pequeña magnitud que se desarrolla entre la base de la Caliza A, y el marcador Magenta, esta arenisca desaparece hacia el Norte del pozo Tambococha-1. Areniscas M2: Se ubica bajo la Caliza M-2 y por sobre la Caliza A, constituye un yacimiento de areniscas glauconíticas y que se dividen en tres subsets (a, b y c), siendo la unidad c la de mejor calidad (probada en el pozo Shiripuno Centro-1), y descansa sobre los sedimentos ocasionalmente calcáreos de la Caliza A. Entre la Caliza A y el marcador Magenta se desarrolla la arenisca U superior, que ocasionalmente, puede tener buenas características de yacimiento. Arenisca M1: Se observa un espesor que va de lo 50 a 100 pies, esta arenisca podría dividirse en tres cuerpos, los dos superiores generalmente constituidos de arena poco consolidada, y el inferior ocasionalmente consolidado (a la base ocasionalmente se desarrolla un cuerpo poco consolidado -bajo intervalo de tiempo de tránsito-). La inconsolidación se debe a que probablemente estuvo un gran tiempo cerca de la superficie (arenas de marea y fue enterrada muy rápidamente).

Las estructuras del Cretácico influenciaron la distribución de los sedimentos clásticos. El origen del petróleo es cretácico y la migración parece ser casi coeval a la sedimentación y estructuración de las trampas en la Amazonia ecuatoriana

Arenisca Basal Tena: A la base de la Formación Tena y sobre la discordancia (K-T) (Loc. Tipo: Anticlinal Mirador Anzu) se desarrolla una secuencia de arcillas arenosas de color gris que se le ha designado como Tena inferior, a la base de esta y con un espesor de hasta 100 pies se desarrolla la zona que se le puede llamar Basal Tena1 y la Basal Tena propiamente dicha. La arenisca Basal Tena, es de carácter fluvial, está presente en las estructuras Ishpingo, Tambococha y Tiputini Shell, mientras que la BT1, se halla en todos los pozos como unidad pero se desarrolla como arenisca solamente en las estructuras Tambococha (25 pies con petróleo) 35

PRODUCCIÓN

Observar con especial atención el tema social y ambiental

y Tiputini Shell (15 pies con petróleo) y podría continuar hasta Imuya. El espesor de arenisca de Basal Tena (BT & BT1) varia de 0 pies en Tiputini Minas a más de 60 pies en Tiputini Shell. La arenisca Basal Tena podría tener contactos diferentes, si los canales son separados, que podría interpretarse como un cierre común para toda la estructura ITT. En las zonas cercanas a Tiputini Minas podría tener un empuje de agua común con la arenisca M1, y podría constituirse en objetivo principal de desarrollo en el Campo ITT debido a que es consolidada y distribuida en forma regular con excepción de Tiputini-1 Minas (similar al Bermejo 2). Desarrollo Estrategia de perforación (Debe pero no incluye recuperación mejorada) Ishpingo: Delimitar los yacimientos mediante la perforación de pozos direccionales, hasta seis de cada plataforma, continuar el desarrollo mediante la perforación de pozos solamente horizontales para la arenisca M1 y tanto horizontales como direccionales a la arenisca U Inferior. Tambocha: Horizontales solamente. Tiputini: Delimitar la estructura con perforación de los pozos direccionales, hasta seis de cada una de las plataformas, continuar el desarrollo mediante la perforación de pozos horizontales a la M1. Perforación de Desarrollo de los Yacimientos Las arenisca U y M1 deben desarrollarse como yacimientos separados como si fuesen dos campos diferentes. Desarrollo de U: perforar pozos direccionales hasta la caliza B, completar los niveles 2 y 3 y Workover posterior a los niveles 4 , 5 y U superior o M2, si están presentes. Arenisca M1: Por tratarse de un yacimiento mayormente constitudo por areniscas no consolidadas, se perforarían pozos horizontales solamente. En torno a las zonas en las que la Basal Tena se halle junto a la M1 ( sin separación por un sello, y en el caso de que estén muy cerca al CAP de M1), se podría drenar la M1 completándola en Basal Tena.

Número de Pozos: 360 Se puede calcular el número de pozos dividiendo el POES para un pozo cada 10 millones de barriles. inversiones Número de pozos: hasta 360 (sin incluir inyectores) Perforación: 9’000.000 de dólares por cada pozo Ductos: 5 dólares por pie/pulgada Planta de tratamiento: USD 500’000.000 por cada 100.000 barriles. Políticas de desarrollo del ITT Consideraciones de respeto a la Comunidad y Medio Ambiente. Construcción de derechos de vía solamente, al sur del río Tiputini dejando intacto cualquier acceso externo (la construcción de vías de dirección perpendicular a las divisorias de aguas, para que los ductos resulten menos costosos, pues deben atravesar pantanos). Oleoducto para fluidos Enterrar el ducto como si fuese construido costa afuera. Personal El personal debe ser de las áreas de influencia. Para operadores deben emplearse bachilleres a los cuales se deberán capacitarlos (curso de tres a seis meses). El usar personal del área requerirá menos gastos en transporte y el dinero del salario se queda en la zona. Cumplir con principios preservación del Medio Ambiente y de Seguridad Física. Utilizar a empresas del lugar, en las que participen sus pobladores, pensar que las instalaciones queden para actividades de turismo. Tipo de Contrato: El contrato debe ser el mejor regulador. Cualquier contrato debe someterse a concurso público con empresas de reconocida solvencia técnica, económica y ética (no adeudar al IESS, al Fisco, etc.). Lo importante es que el Estado reciba el mejor beneficio económico, sea operado por una empresa privada, mixta o estatal.

Este artículo se basa en datos expeditivos, de acuerdo a las actividades de exploración, desarrollo y la producción efectuadas por CEPE (PETROECUADOR). 36

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HERRAMIENTAS PARA PERFORACIÓN

RESULTADO REAL

RipTide permite corrida de liner en Ecuador ®

En su primera corrida en Ecuador, el ensanchador RipTide de Weatherford posibilitó que el liner fuera asentado en la profundidad programada luego de no haberlo podido hacer en un primer intento, sin ampliar. La operadora ya había desistido de ensanchar la sección de 8-1/2” a 9-7/8” debido a que la herramienta utilizada anteriormente generaba demasiada vibración, dificultando los registros durante la perforación. De esta manera, era imposible asentar el liner de 7 pulgadas a la profundidad total de 11,189 pies. El ensanchador de perforación RipTide posee un diseño innovador y puede ser activado de forma mecánica o con cápsulas de RFID (identificación por radio frecuencia). Esta tecnología permite activar y desactivar la herramienta de forma electrónica en cualquier momento durante el viaje o la perforación, siendo el RipTide el primer ensanchador equipado con éste dispositivo.

Weatherford ha corrido su RipTide con éxito alrededor del mundo y ahora lo tiene disponible en Ecuador. Contacte su representante Weatherford para trabajar en conjunto con nuestro equipo especializado en herramientas para perforación.

Evaluación de Formaciones

Construcción de Pozos

Terminación

Producción

PRODUCCIÓN

Análisis del ciclo de vida y selección de sistemas de levantamiento artificial en campos maduros del Ecuador Ing. José Ernesto Jaua1

El levantamiento artificial es necesario en aquellos pozos donde la presión del reservorio no es la suficiente

1. CONCEPTOS BÁSICOS 1.1 Levantamiento Artificial: Se define como el uso de métodos o tecnologías para incrementar el flujo de fluidos, tanto gaseosos como líquidos, desde un pozo de producción petrolera hacia la superficie. De manera general esto se logra por me-

dio de dispositivos mecánicos en el pozo, tales como bombas, reduciendo el peso de la columna hidrostática por medio de la inyección de gas a cierta profundidad del pozo o una combinación de todos estos. El levantamiento artificial es necesario en aquellos pozos donde la presión del reservorio no es la suficiente para impulsar de manera natural los fluidos hasta la superficie a una tasa de pro-

2 JOSÉ ERNESTO JAUA ALEMÁN, graduado en Ingeniería Mecánica de la Universidad Metropolitana en Caracas, ha realizado estudios de Sistemas de Producción en la Universidad de Texas A&M y Diplomado de Liderazgo Empresarial del Tecnológico de Monterrey. Desde el año 2000 ha trabajado en el área técnica y gerencial de Sistemas de Levantamiento Artificial en diversos países de Latinoamérica como Argentina, Brasil, Venezuela y Ecuador. Forma parte del directorio de la SPE Capítulo Ecuador y es miembro activo desde el año 2005. Actualmente y desde el año 2011 se desempeña como Gerente de Sistemas de Producción en Weatherford Ecuador.

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PRODUCCIÓN

ducción que sea económicamente rentable. Los procesos de levantamiento artificial transfieren energía al fondo del pozo. Los principales y más utilizados métodos de levantamiento artificial son: Levantamiento Artificial por Gas (Gas Lift): Se inyecta gas a una profundidad determinada de la tubería de producción, reduciendo el peso total de la columna de fluido y facilitando producir al reservorio con el uso de su propia energía. Es importante que para emplear este método la disponibilidad de una gran cantidad de gas para la inyección.

1.2 Utilización y Rangos de aplicación de Sistemas de Levantamiento Artificial: A continuación, se presenta una referencia gráfica de los rangos de aplicación y utilización a nivel mundial de los diferentes Sistemas de Levantamiento Artificial.

Bombeo Hidráulico Jet (HL)

Gas Lift (Gas Lif)

Bombeo Bombeo Bombas de Electrosumergible (BES) Mecánico (BM) Cavidad Progresiva (PCP)

Bombeo Mecánico (BM) Una bomba de desplazamiento positivo tipo pistón es instalada en el pozo, la cual es accionada mediante varillas comúnmente metálicas que conectan a la bomba en fondo y a la unidad de superficie. La unidad de superficie convierte el movimiento rotativo de un motor eléctrico o de combustión en el movimiento axial necesario para accionar el sistema. Bombeo Electrosumergible (BES): Consiste en una bomba centrífuga multietapas conectada a un motor de fondo, el cual convierte la energía eléctrica en cinética. El motor eléctrico es alimentado y controlado desde la superficie mediante un cable eléctrico.

UTILIZACIÓN A NIVEL MUNDIAL 1%

18%

17%

52%

12%

10% - 20%

10% - 30%

RANGOS DE EFICIENCIA 35% - 50%

55% - 70%

50% - 75%

4,000

5,000

14,000

8,000

CAUDALES MÁXIMOS (BFPD) superior a 10,000 superior a 10,000

Bombeo Hidráulico Jet (HL): Fluido, comúnmente agua, es inyectado al pozo a alta presión. Este fluido, llamado fluido de potencia, pasa a través de una bomba jet tipo venturi. El efecto venturi generado por el fluido de potencia genera una caída de presión que permite el ingreso a la bomba de fluido de producción del pozo. A la salida del venturi se recupera una alta presión la cual permite que los fluidos de potencia y de producción, ya mezclados, se desplacen hasta la superficie.

1.3 Campo Maduro:

Bombeo de Cavidades Progresivas (PCP): Consiste en la instalación de una bomba de desplazamiento positivo tipo helicoidal la cual, en su aplicación más común, es accionada mediante varillas metálicas que están conectadas a la bomba de fondo y a un motor en superficie que genera el movimiento rotativo necesario para accionar el sistema.

Es aquel campo expuesto a una explotación de sus reservas. Esta explotación ocasiona pérdidas de energía del yacimiento, la cual se traduce en disminución de la presión de reservorio y por lo tanto una caída en la productividad del pozo. Más del 70% de la producción mundial de hidrocarburos proviene de campos considerados maduros.

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15,000 Sin Restricción

Sin Restricción

PROFUNDIDADES (FT) 10,000

Nota: Estos rangos son referenciales y dependerán de las condiciones operativas reales

Figura 1: Rangos de Aplicación Sistemas de Levantamiento

PRODUCCIÓN

2. Selección de Sistemas de Levantamiento Artificial

Al momento de realizar la selección de un sistema de levantamiento es recomendable realizar un estudio que considere un ciclo completo de vida del proyecto

Actualmente, y desde hace ya algunos años, existe una innegable tendencia a nivel mundial a perseguir incansablemente el uso racional de los recursos y hacerlo de una manera amigable con el medio ambiente. Esto nos ha forzado a mirar, desde una perspectiva diferente, la manera en como nos desempeñamos en cada una de nuestras actividades cotidianas, ya sea en el área social y doméstica, así como en el ámbito profesional y tecnológico. Especialmente en este último, de manera de manera muy rigurosa, las corporaciones concentran grandes esfuerzos y recursos de sus organizaciones en buscar métodos y sistemas de mayor eficiencia, hacer más con menos. La industria petrolera y energética, tanto a nivel mundial como en Ecuador no es, de ninguna manera, ajena a esta realidad. En lo que respecta a la producción petrolera y particularmente a la selección de los sistemas de levantamiento artificial el criterio de selección ha tenido su principal enfoque dándole un peso preponderante y de manera principal a tres factores: • En primer lugar se considera el conocimiento y la confianza en alguna tecnología, en particular por parte de los diferentes departamentos técnicos y gerenciales, dentro de las empresas operadoras. • Capacidad de levantamiento que tendrá aquel sistema para producir el caudal de fluido esperado del pozo. • Inversión Inicial para su implementación. Incluso es común ver que en algunas ocasiones no se considera como inversión inicial el material que la operadora tiene en stock, proveniente de compras pasadas, sin considerar que al momento de la compra, por muy antigua que fuere, implicó un costo para la corporación. Si bien estos tres factores son fundamentales en la implementación de cualquier tecnología, todos ocurren solo en la fase inicial del proceso de selección y conducen a decisiones que tienen un impacto económico de manera inmediata. Esta aproximación pasa por alto otros factores con los que se deberá convivir durante los años de la vida del proyecto y que determinarían un

impacto muy profundo en la rentabilidad para la operadora y en el medio ambiente. Al momento de realizar la selección de un sistema de levantamiento es recomendable realizar un estudio que considere un ciclo completo de vida del proyecto y que nos permita definir un costo real en el que incurrimos por cada barril de petróleo producido. En este análisis se consideran factores claves, más allá de la inversión inicial, tales como: Costos de instalación del sistema • Costos de equipo de intervención de pozo, incluyendo mano de obra propia y subcontratada. • Otros costos logísticos, como pueden ser grúas, vehículos, tanques y otros accesorios requeridos para la operación. • Tipo de equipo para la instalación: Equipo de workover, Equipo varillero, slick line. Los cuales tiene importante impacto en tiempos de producción diferida y en costo. Consumo energético Costos operativos • Mantenimientos preventivos y correctivos. • Inspecciones. • Costos derivados de la producción diferida como consecuencia de paradas operativas. Costos de reparación/reposición en caso de fallas • Se debe considerar la frecuencia de falla del sistema. • Costos de intervención del pozo. • Costos de reparación y/o reposición del sistema o componentes fallados. • Costos derivados de la producción diferida, contados desde la falla del sistema hasta el restablecimiento de la producción. Valor remanente de los activos al final del ciclo de vida del proyecto (Valor de Salvataje) • Valor económico o de utilización de los sistemas al final del ciclo de vida del pozo, el cual estará ligado a la depreciación de los equipos. Como se aprecia, hay un número importante de factores que al ser evaluados, con frecuencia, arrojan resultados inesperados en lo que respecta a dólares invertidos por cada barril producido y que nos ayudan a tener una visión más clara sobre el método de levantamiento que deberá ser

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PRODUCCIÓN

seleccionado dentro de las opciones disponibles y que, incluso con un costo de levantamiento por barril menor, nos permita conseguir una producción óptima del pozo.

tra que precisamente el factor al que se le da una mayor atención al momento de seleccionar una tecnología, como los es la inversión inicial, tiene un impacto porcentualmente mucho menor dentro del ciclo de vida del sistema respecto a otros factores como los costos operativos de reparación y mantenimiento, así como el costo asociado al consumo energético. Estos dos últimos factores tienen un impacto que en muchas ocasiones supera el 80% de todos los costos involucrados en un proyecto de sistemas de bombeo. Para obtener acceso a la información detallada de este estudio el mismo se encuentra publicado en la internet y se puede realizar la búsqueda en la dirección electrónica: https://www1.eere. energy.gov/manufacturing/tech_assistance/pdfs/ pumplcc_1001.pdf. Recomendamos ampliamente su lectura análisis y aplicación. 4. Panorama Actual en el Ecuador

3. Pump Life Cycle Costs (LCC) – Costo de Ciclo de Vida de Sistemas de Bombeo Numerosos estudios independientes existen para analizar en detalle las metodologías de evaluación económica de sistemas de bombeo o conocidos en la industria petrolera como sistemas de levantamiento. Uno de los más completos y fáciles de implementar es el realizado de manera colaborativa en el año 2001 por el Hydraulic Institute, Europump y la (OIT) Oficina de Tecnologías Industriales del Departamento de Energía de los Estados Unidos. Este estudio conocido como LCC (Life Cycle Cost) es una herramienta gerencial de análisis que tiene por objetivo ayudar a las empresas a minimizar el desperdicio y maximizar el uso de la energía en la implementación de diferentes sistemas, incluyendo los sistemas de bombeo. Este estudio arroja resultados sorprendentes y que rompen con muchos paradigmas. Demues-

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La producción petrolera del Ecuador se ha caracterizado, durante muchos años, por implementar Sistemas de Bombeo Electrosumergible (BES) y Bombeo hidráulico Jet (HL) como métodos principales de levantamiento artificial. Estas tecnologías han traído grandes beneficios y han contribuido, de manera muy importante, con la industria petrolera nacional, además de ser ampliamente conocidos y bien manejados por el personal técnico de las empresas operadoras en el Ecuador. Estos métodos se caracterizan por tener su rango operativo principal en pozos de alto caudal (Ver Figura 1) mayores a 1.000 barriles de fluido producidos por día (BFPD). Para caudales menores, los niveles de eficiencia de estos sistemas empiezan a caer y de manera mucho más acentuada por debajo de los 500 BFPD. Lo cual tiene implicaciones importantes en el nivel de consumo energético y sus costos asociados. El factor de las bajas eficiencias -a bajos caudales- de estos sistemas de levantamiento artificial, conjugado con la realidad del país en lo que respecta a la madurez de sus campos y el incremento de pozos con producciones menores a 500 BFPD han forzado a las operadoras, aun de manera incipiente, a mirar hacia otras alternativas de levantamiento para alcanzar la máxima producción de los pozos de manera más rentable y amigable con el medio ambiente. Entre los sistemas evaluados están Bombeo Mecánico (BM)

PRODUCCIÓN

y Bombeo de Cavidades Progresivas (PCP), que por su propia naturaleza técnica, al ser sistemas de desplazamiento positivo, poseen una alta eficiencia a bajos caudales.

Estudio de consumo energético de sistemas de levantamiento artificial - 2014 Durante el último trimestre de 2013 y el primero, de 2014 se realizó un levantamiento de información de todos los pozos productivos del Campo Sacha para un mapeo de producciones, sistemas de levantamiento artificial implementado y consumos energéticos de los mismos. Al momento del estudio, Operaciones Río Napo contaba con los siguientes pozos productores por sistema de levantamiento: Sistema de Levantamiento

BES BH BM Totales

Pozo Pozo Vertical Direccional

60 29 2 91

117 5 1 123

TOTAL

177 34 3 214

Figura 2. Pozos por tipo de levantamiento Campo Sacha

Para avanzar con el estudio de optimización se realizó una selección de pozos donde es aplicable una tecnología diferente a BES y BH en donde no exista sacrificio de producción. El filtro fue realizado y se seleccionaron los pozos verticales con producciones iguales o menores a 600 BFPD, igualmente se seleccionaron los pozos direccionales con producciones iguales o menores a los 300 BFPD. El resultado de la selección arrojó los siguientes resultados:

5. Operaciones Río Napo y la nueva perspectiva en la Selección de Sistemas de Levantamiento En el año 2012 se realizó un Estudio de Optimización de Consumo Energético de Sistemas de Levantamiento Artificial en el Campo Sacha, el cual fue presentado en conjunto con la SPE capítulo Ecuador ese mismo año (Para más detalles del evento ir a http://www.spe-ecuador.org/actualidad-fotogalerias/galeria_003.html) El análisis fue el inicio de la evaluación de nuevas tecnologías de levantamiento artificial que, hasta la fecha, han arrojado la implementación de Bombeo Mecánico en tres pozos y estudios de otros pozos, así como una actualización realizada al estudio de 2012.

Sistema de Levantamiento

Pozo Vertical

BES BH Totales

33 24 57

Pozo Direccional

TOTAL

27 3 30

60 27 87

Figura 3. Pozos con bajos caudales por tipo de levantamiento Campo Sacha

Para los pozos del cuadro anterior se realizó el cálculo de consumo energético en Kilovatios-hora/día (Kwh/d) basado en parámetros operativos reales: Sistema de Levantamiento BES BH Totales

TOTAL PozoS 60 27 87

Consumo Energético Kwh/d 99,675 49,873 149,548

Figura 4. Consumo energético pozos seleccionados

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PRODUCCIÓN

Para los pozos seleccionados se realizaron diseños para producción mediante Bombeo Mecánico y también se desplegó la comparativa de consumo energético: Sistema de Levantamiento

Total Pozos

BES + BH BM Ahorro energético Costo Kwh (USD/Kwh) Ahorro por consumo energético (USD/DÍA) Ahorro por consumo energético (USD/año)

87 87

Consumo Energético (Kwh/d)

149,548 51,715 97,833 0.36 35,219

12,584,935

Figura 5. Ahorro energético

Con los resultados obtenidos del análisis se demuestra que el factor Consumo Energético debe ser considerado de manera muy importante al momento de seleccionar un sistema de levantamiento artificial. Igualmente, se realizaron evaluaciones LCC de Ciclo de Vida de Proyecto y de manera comparativa los Sistema de Bombeo Mecánico presentan ventajas considerables en lo que respecta a los siguientes factores: • Costos de consumo energético (visto en la sección anterior). • Costos de reparación al tener equipos de fondo de bajo costo. • Costos de intervención al no requerir de unidad de workover. • Producción diferida, corresponde a la disponibilidad de equipo varillero para restablecer producción y rapidez de cambio de elementos de fondo.

Sistema de Levantamiento

BES BH BM

USD/Barril

7,87 5,93 3,62

Diferencia Vs BM (USD/Barril)

4,25 2,31 ---

Figura 6. Costo de Levantamiento por Barril

El análisis completo demuestra que para pozos con producciones mayores a los 1.000 Barriles de fluido por día, los Sistemas de Bombeo Electrosumergible y Bombeo Hidráulico continúan siendo una alternativa tanto técnica como económicamente rentable para la operadora. Por su parte los sistemas de mayor eficiencia que se traduce en menor consumo energético, bajo costo operativo, de reparación y mantenimiento, y en el caso específico de este estudio los Sistemas de Bombeo Mecánico, pueden generar ahorros de costos cercanos al 45% para pozos con producciones promedio entre 150 y 400 BPPD y ahorros cercanos al 25% para pozos con producciones cercanas a los 600 BFPD en el campo Sacha de Río Napo.

Dentro del análisis LCC (Life Cycle Cost) para los pozos operando actualmente con bombeo mecánico y considerando los factores que influyen en los costos de inversión y operativos de manera comparativa respecto a sistemas de Bombeo Electrosumergible y Bombeo Hidráulico bajo las mismas condiciones operativas de producción de fluido (250 BPPD) BSW 5% y profundidad de asentamiento de la bomba (9000 pies), el resultado de costo de levantamiento por barril arrojó los siguientes resultados.

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PRODUCCIÓN

6. Conclusiones Las condiciones operativas en la gran mayoría de los campos petroleros en el Ecuador, considerados como campos maduros, obligan a las operadoras a analizar, de una manera más detallada, la selección de los sistemas de levantamiento artificial. Este análisis tiene que ir mucho más allá de la inversión inicial y de la confianza que se tiene en los métodos más comúnmente usados. Si al momento del análisis y de seleccionar el mejor sistema de levantamiento se pasan por alto factores como el consumo energético, los costos de intervención de pozos, de reparación y reposición de sistemas, el mantenimiento, la vida útil de los sistemas y la producción diferida, al corto plazo puede significar costos excesivamente elevados para el inversionista, mismo sea estatal o privado. Para realizar un análisis detallado y que nos arroje un costo realista de levantamiento por barril de petróleo producido existen diversas herramientas ya desarrolladas, entre ellas el LCC o Costo de Vida del Proyecto (Life Cycle Cost),

resulta una herramienta de toma de decisiones fundamental y práctica. Esta herramienta se recomienda sea utilizada sin obviar ningún dato requerido y ser aplicada en la selección de sistemas de levantamiento en cada pozo, entendiendo que cada pozo es un proyecto diferente y que sus condiciones operativas y constructivas pueden diferir del pozo vecino. Se ha demostrado, mediante casos reales, que sistemas para caudales bajos a medios y de alta eficiencia como Bombeo Mecánico son perfectamente aplicables y que pueden desempeñarse de manera exitosa con elevados tiempos de vida, alta confiabilidad y fácil operatividad. La unión de todos estos factores y un trabajo detallado de ingeniería y gerenciamiento de proyectos puede rendir grandes frutos a los inversionistas e implicar sumas millonarias de ahorros económicos, lo cual no solo aumentará las ganancias netas de los emprendimientos brindando una posición más sólida para reinversión, sino que también se traducirá en operaciones más limpias, amigables con el medio ambiente y con las comunidades.

Sistema instalado en Campo Sacha 44

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HILONG OIL SERVICE & ENGINEERING ECUADOR CIA. LTDA. es un gran conglomerado corporativo especializado en la industria del petróleo y gas natural; forma parte de HILONG GROUP OF COMPANIES, una de las empresas Privadas de mayor prestigio en China con una de las fábricas más grandes de tubería de perforación a nivel mundial; sus acciones se cotizan en la Bolsa de Valores de Hong Kong. HILONG OIL SERVICE & ENGINEERING ECUADOR CIA. LTDA. es una subsidiaria de Hilong S&E. Hilong Ecuador inició sus actividades en Julio de 2009, en el Bloque 17; posee en total 4 taladros de perforación de 2000 HP, 3 taladros de reacondicionamiento o workover de 650 HP y 1 unidad de pistoneo (swabbing unit) trabajando y operando actualmente en Ecuador con varias compañías, incluyendo la Estatal Ecuatoriana Petroamazonas EP, Andes Petroleum Ecuador Ltd. Consorcio Shushufindi, Río Napo, entre otras.

Productos y Servicios Ofrece servicios con taladros de perforación, workover y completación de pozos y; servicio de aplicación y reparación de hardbanding; servicio de recubrimiento de tubería; servicio de fluidos de perforación, servicio de perforación direccional, cementación y todo tipo de tubería para la industria petrolera, tal como: tubería de perforación, tubería de producción, tubería de revestimiento; proporcionándo a sus clientes las garantías máximas en calidad y estándares de seguridad y ambiente, a los mejores precios del mercado ecuatoriano.

Proyección Mundial Hilong presta sus servicios actualmente en los siguientes países: Rusia, Paquistán, Kazajstán, Nigería, Estados Unidos, Canadá, Colombia y Ecuador, entre otros.

Dirección Quito: Av. República 396 y Diego de Almagro, Edificio Forum300, Piso 7 Teléfonos: (593) 238 23 878 / (593) 2 382 39 12 / (593) 2 382 39 46 E-mail: marketing@hilongecuador.com Web: www.hilonggroup.com

Estado del arte en la completación de pozos horizontales con dispositivos controladores de flujo PERFORACIÓN

ara optimizar la producción de pozos horizontales se debe considerar la heterogeneidad del yacimiento para retardar la entrada de agua al pozo, la cual es aún más crítica cuando se combina con la presencia de un acuífero fuerte. Uno de los métodos utilizados para controlar esta condición es establecer un movimiento uniforme de fluidos desde el yacimiento hacia el pozo utilizando completaciones con dispositivos de control de flujo (Inflow Control Device-ICD). En este artículo se muestra la metodología, el software y las herramientas utilizadas para optimizar las completaciones horizontales enfocadas a obtener la mayor producción de petróleo retardando la producción de agua. La metodología considera lo siguiente:

Ing. Ricardo Jorquera1

• Conocimiento del yacimiento. • Propiedades de los fluidos de yacimiento. • Variación de la permeabilidad a lo largo de la sección horizontal e influencia de la misma en la predicción de irrupción agua/gas en el tiempo. • Control del flujo anular. • Especificaciones de los ICDs, tasas y número de ICDs en las completaciones. Atendiendo a la variación de las propiedades del yacimiento en función del espacio, aquellos localizados en la Cuenca Oriental del Ecuador son heterogéneos. En las diferentes formaciones atravesadas por pozos verticales, direccionales y horizontales observamos variación espacial de propiedades como permeabilidad, porosidad, espesor y saturación de fluidos. PERMEABILITY [md] MINIMUM 31 AVERAGE 746 MAXIMUM 7532

Figura 1. Registro LWD y permeabilidad calculada. Sección del yacimiento atravesada por el pozo horizontal

1 RICARDO JORQUERA, ingeniero en Petróleos de la Universidad Nacional de Cuyo, Mendoza, Argentina. Ingresó en Halliburton en 1976 y desde la fecha se ha desempeñado en diferentes posiciones técnicas en Argentina, Bolivia, Brasil, Venezuela, México y Perú. Desde 2007 se desempeña como Technology Manager de Halliburton Ecuador. Autor de varios artículos del Society of Petroleum Engineers (SPE). Activo participante de seminarios y eventos nacionales e internacionales.

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Enfocándonos en los pozos horizontales, es común encontrar a lo largo de una sección horizontal de 1000 ft variaciones de permeabilidad en el orden de ½ a 1 ciclo logarítmico; esto es, variación de 500 md a más de 1 darcy entre zonas. La figura 1 muestra el registro LWD de una sección horizontal y la permeabilidad calculada a partir de las curvas del registro. Una vez completado este pozo con una completación convencional tipo liner ranurado o mallas para contención de arena y es abierto a producción, las zonas más permeables aportarán mayor cantidad de fluidos, petróleo en los primeros tiempos desde que el pozo navegó en zonas con baja saturación de agua. El punto de atención aquí es que debido a la cercanía del contacto, por acción de la extracción y fuerzas capilares y viscosas, el agua comienza a moverse precisamente por las zonas más permeables e irrumpe en el pozo. Cuando esto sucede, la producción de agua continúa en aumento en detrimento de la producción de petróleo. Se produce una conificación/cresta de agua desde el CAP hacia el pozo por las zonas más permeables. Si el contraste de viscosidad entre el petróleo y el agua es considerable, al irrumpir ésta, la presión de fondo fluyente aumenta y por las zonas

donde todavía no ha irrumpido el agua la producción de petróleo cae dramáticamente debido a un menor drawdown. La figura 2 muestra la producción de petróleo y agua en dos situaciones: cuando se abre a producción y cuando el agua irrumpió por las zonas más permeables. En la parte superior se muestra la caída en producción de petróleo cuando el agua entra por las zonas más permeables. La producción de petróleo también cae en las zonas por donde no está entrando agua. Para evitar que ocurra la prematura entrada de agua en pozos horizontales se utilizan completaciones con dispositivos de control de flujo – ICDs por sus siglas en inglés (Inflow Control Devices). Un ICD es una herramienta que produce una caída de presión adicional cuando el fluido pasa a través de ella, de manera que distribuidas a lo largo de la sección horizontal trata de ecualizar el flujo de entrada de fluidos haciendo que sea uniforme; disminuyendo la entrada por las zonas más permeables y permitiendo producir a las zonas menos permeables. En el caso del pozo horizontal de la figura 1 y figura 2, una completación con ICDs se diseñaría segmentando el pozo en función de las varia-

En las diferentes formaciones atravesadas por pozos verticales, direccionales y horizontales observamos variación espacial de propiedades como permeabilidad, porosidad, espesor y saturación de fluidos

Figura 2: Arriba-Entrada de petróleo a lo largo de la sección horizontal (antes y después de la entrada de agua). Abajo: Entrada de agua (al comienzo de la producción y cuando irrumpe por las zonas más permeables)

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PERFORACIÓN

Halliburton introdujo en Ecuador en 2012 una nueva generación de ICDs denominado EquiFlow® Autonomous ICD (AICD). Sin partes móviles, el AICD ha demostrado en pruebas de flujo de laboratorio que puede reducir el agua no deseada por más del 50% simplemente cambiando el comportamiento del flujo

ciones de permeabilidad. Frente a las zonas más permeables se colocarían juntas ICDs configuradas de manera que ocasionen mayor caída de presión que aquellas juntas colocadas frente a las zonas menos permeables. Las zonas con contraste en permeabilidad se segmentan con packers hinchables colocadas en la completación. Halliburton comercializa tres tipos de ICDs llamados pasivos, además de una herramienta de nueva generación que se basa en principios hidrodinámicos diferentes para causar la caída de presión diferencial de acuerdo al fluido que pasa a través de ella. Esta se denomina Autonomous ICD (AICD). • Halliburton EquiFlow® Fixed Tube ICD. • Halliburton EquiFlow® Adjustable Tube ICD. • Halliburton EquiFlow® Adjustable Nozzle ICD. • Halliburton EquiFlow® Autonomous ICD.

que está pasando a través de ellos es fase petróleo. Cuando el agua comienza a incrementar, la caída de presión a través del dispositivo no varía mucho o se hace menor de acuerdo al contraste de viscosidad entre el petróleo y el agua y el rendimiento de la completación disminuye en lo referente a controlar el corte de agua. Halliburton introdujo en Ecuador en 2012 una nueva generación de ICDs denominado EquiFlow® Autonomous ICD (AICD). Sin partes móviles, el AICD ha demostrado en pruebas de flujo de laboratorio que puede reducir el agua no deseada por más del 50%, simplemente cambiando el comportamiento del flujo. La figura 4 muestra la configuración del dispositivo. Igual que los ICD pasivos; el fluido proveniente del yacimiento pasa por una malla

La figura 3 muestra una configuración general de un ICD de tipo Tubo Ajustable, pero también es válida para el caso de Nozzle u Orificio Ajustable. La herramienta esta construida sobre un tubo de producción comercial estándar (ej: 4-1/2” N-80, 11.6 lb/ft). El fluido de yacimiento pasa a través de una malla filtrante, viaja por el anular entre la malla y el tubo base entrando a una cámara donde se encuentran los tubos u orificios. Aquí se produce la caída de presión y posteriormente entra hacia el interior de la tubería de producción por orificios más grandes maquinados en la misma. En el rango de viscosidad de los petróleos en Ecuador (>5cp, <200 cp), los ICDs tipo tubo u orificios tienen buen desempeño cuando el fluido

Figura 3. Configuración de un ICD

Figura 4. Configuración de los EquiFlow® Autonomous ICD

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filtrante antes de ingresar a la sección de válvulas AICDs. Cada junta puede contener de cuatro a ocho válvulas distribuidas lateralmente. También se muestra en corte el diseño interior de la válvula o vortex. La figura 5 muestra cómo se mueven los fluidos en el interior del vortex. El agua, que tiene baja viscosidad toma una ruta más larga, más tortuosa a través del dispositivo. El petróleo, de mayor viscosidad; toma una ruta corta y directa. Esto hace que la caída de presión a través de la válvula cuando pasa agua sea mayor que cuando pasa petróleo. En forma autónoma el dispositivo cambia la presión de fondo fluyente a consecuencia de las caídas de presión causada por fluidos que pasan a través de él. Retornando al pozo de la figura 1 y figura 2, en el mismo se instaló una completación con AICDs compuesta de 20 juntas AICD y cinco empacaduras hinchables como se muestra en la figura 6. Los AICDs funcionan como un sistema, frenando la producción de agua de las zonas con

PERFORACIÓN

Figura 5. A la Izquierda, el movimiento de agua a través del AICD. A la derecha se muestra el movimiento de petróleo de mayor viscosidad

alta saturación de agua y a vez promueve la producción de las zonas de petróleo adyacentes. A diferencia de una completación con ICDs pasivos explicada anteriormente, frente a las zonas más permeables los AICDs no producen ninguna restricción o la misma es mínima cuando el fluido que pasa a través de ella es petróleo; el pozo produce cercano a su máximo potencial. La caída de presión comenzará cuando arribe el agua. Para lograr mayor efectividad las zonas con contraste de permeabilidad se agrupan segmentando la sección de completación con empacaduras hinchables. Estas son simplemente arreglos de elastómeros que reaccionan con los fluidos del pozo, petróleo y/o agua aumentando su volumen, de manera que se logra un sello efectivo en el anular entre la completación y el pozo. Con esto se evita movimientos de fluidos por el anular y se obliga a los mismos a pasar por los AICDs que controlan ese segmento.

Figura 6. Completación con 20 juntas AICDs - Sección horizontal segmentada con Swellpakers

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Well1-Nozzle

AICDS vs ICDS (Nozzle) Fluid Production

en la producción de agua una completación con AICDs. Claramente se observa que para mantener una tasa de petróleo aceptable, la operadora tiene que producir grandes volúmenes de fluido con alto corte de agua, mientras que con AICDs con menor cantidad de fluido, produce más petróleo. El valor agregado por la completación AICDs es evidente. Well1-Nozzle

AICDS vs ICDS (Nozzle) Oil Production

Well2-Nozzle

Well3-AICD

1600

1400 1200 Production Rate [BDD]

La producción de los pozos horizontales completados con AICDs muestra diferencias notables con los pozos vecinos completados con cualquier otro tipo de completación

La figura 7 muestra alguna de las configuraciones de empacaduras hinchables. Pueden ser simplemente camisas que se deslizan y aseguran a un tubo de producción estándar o pueden disponerse ya vulcanizadas a un trozo de tubería. La producción de los pozos horizontales completados con AICDs muestra diferencias notables con los pozos vecinos completados con cualquier otro tipo de completación. Las completaciones con liner ranurado ya no son usadas en Ecuador por ninguna operadora, salvo que el pozo horizontal este navegando en alguna formación donde se conoce que no producirá agua. Las figura 8, figura 9 y figura 10; muestran la producción de fluido, petróleo y agua de tres pozos vecinos navegando en la arena Tp. Los pozos Well1 y Well2 se completaron con tecnolo-

1000

Well2-Nozzle

800

600 Oil Well3-AICDS

400

Well3-AICD

6000

Oil Well2-Nozzle

200 0

5000

Oil Well1-Nozzle

100

200

300

400

500

600

Production Time [days]

Production Rate [BDD]

PERFORACIÓN

Figura 7. Configuraciones de empacaduras hinchables

4000

Figura 9. El pozo completado con AICDs produce más petróleo

Fluid Well2-Nozzle

3000

Well1-Nozzle

AICDS vs ICDS (Nozzle) Water Production

2000 Fluid Well1-Nozzle

Well2-Nozzle

Well3-AICD

5000

1000

4500 Fluid Well3-AICDS

4000 0

100

200

300

400

500

600

3500

gía ICDs pasivos tipo nozzle. El pozo Well-3 fue completado con AICDs. La figura 8 muestra la producción de fluido de los tres pozos. El pozo completado con AICDs produce menor cantidad de fluido que sus vecinos. Sin embargo, produce más petróleo que sus vecinos como se observa en la figura 9. La figura 10 muestra la gran ventaja que tiene 50

Production Rate [BDD]

Production Time [days]

Figura 8. La completación con AICDs produce menos fluido

3000 Water Well2-Nozzle

2500 2000 1500 Water Well1-Nozzle

1000 500 0

Water Well3-AICDS

100

200

300

400

500

600

Figura 10. El pozo completado con AICDs produce en el orden de tres a cuatro veces menos cantidad de agua que los pozos vecinos P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

Control de contrabando y mal uso de combustibles en el Ecuador Ing. Ernesto Grijalva H.

n Ecuador se evidencia una elevada fuga de combustible hacia los países vecinos y un mal uso en el consumo. Ello es inevitable a consecuencia del diferencial en el precio de la gasolina y del diésel cercano a 2,5 y 3 dólares por galón, respectivamente, en comparación con precios internacionales. El contrabando y mal uso de los combustibles tienen varios efectos negativos, entre los cuales se pueden resaltar: • El deterioro en la comercialización, distribución y producción de los combustibles líquidos. • Problemas de orden económico para nuestro país. • Sobredimensión del consumo de combustibles y aumento del subsidio. Por esta situación es necesario implementar mecanismos de control para el abastecimiento y asignación de cupos de combustibles para evi-

tar la fuga y mal uso. En cuanto a los controles es necesario automatizar el proceso con el propósito de contrarrestar el contrabando de combustibles generado por el diferencial de precios con la situación de Colombia y Perú. Con respecto a los cupos, considero prudente que sean entregados bajo responsabilidad a las Comercializadoras para que ellas a su vez distribuyan a sus Estaciones de Servicio propias o bajo contrato. Previamente es necesario revisar la conformación de la cadena de distribución que toma hasta llegar al usuario: • La actividad de refinación es realizada por el Estado. • La importación es efectuada por el Estado. • El almacenamiento a granel está a cargo del Estado. • La distribución mayorista de las Comercializadoras suman 16 en el área automotriz.

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• Los transportistas de los combustibles que, en su mayoría, son privados y también de propiedad de las Comercializadoras o de terceras personas. • Los distribuidores minoristas o estaciones de servicio (EDS) son de propiedad de las Comercializadoras o particulares afiliados a estas últimas y que suman 1182 EDS a marzo del 2014. La Constitución de la República del Ecuador en su artículo 313 determina: “El Estado se reserva el derecho de administrar, regular, controlar y gestionar los sectores estratégicos, de conformidad con los principios de sostenibilidad ambiental, precaución, prevención y eficiencia. Los sectores estratégicos, de decisión y control exclusivo del Estado, son aquellos que por su trascendencia y magnitud tienen decisiva influencia económica, social, política o ambiental, y deberán orientarse al pleno desarrollo de los derechos y al interés social. Se consideran sectores estratégicos la energía en todas sus formas, las telecomunicaciones, los recursos naturales no renovables, el transporte y la refinación de hidrocarburos, la biodiversidad y el patrimonio genético, el espectro radioeléctrico, el agua, y los demás que determine la ley.” En el Ecuador, las refinerías son de propiedad de EP Petroecuador: la Refinería Amazonas en Shushufindi con 20.000 BPD de capacidad de proceso; las Refinerías de La Libertad con una capacidad de proceso igual a 45.000 BPD y la Refinería Estatal de Esmeraldas con 110.000 BPD de capacidad de proceso. Las importaciones son en su totalidad realizadas por la Gerencia Internacional de la empresa estatal EP Petroecuador. El transporte y la logística conforman parte de la red de ductos que nacen en los centros de industrialización y terminan en los terminales de almacenamiento. Este transporte lo realiza EP Petroecuador. El transporte por poliducto es complementado con transporte terrestre contratado por el comercializador o por las estaciones de servicio para llevar el combustible líquido desde los terminales de EP Petroecuador a las estaciones de servicio. Los terminales de EP Petroecuador son las instalaciones físicas, construidas y operadas en tierra, necesarias para almacenar, manejar y despachar al por mayor combustibles líquidos derivados del petróleo a las EDS. El último eslabón de la cadena consiste en la distribución y comercialización de los combustibles desde las EDS al consumidor final. P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

Las Comercializadoras son compañías encargadas de la intermediación y control de los combustibles entre EP Petroecuador y la distribución minorista, EDS. Los agentes mayoristas abanderan la mayoría de estaciones de servicio mediante acuerdos comerciales. El abanderamiento consiste en exhibir la marca comercial del distribuidor mayorista del cual se abastece la estación de servicio, misma que no podrá vender los combustibles líquidos derivados del petróleo de otra marca comercial diferente a la que está exhibida. Cabe mencionar que las Comercializadoras pueden importar directamente el combustible. Los precios de los combustibles son subsidiados e incluyen el IVA que es asumido por el usuario. Los precios de la gasolina y diésel son fijados por el gobierno central a través de la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH). El mercado ilegal de combustibles se abastece fundamentalmente de tres fuentes: la toma clandestina; el robo a instalaciones de EP Petroecuador o el contrabando.

El sistema de distribución de combustibles cumple varias fases: las primarias a cargo exclusivo del Estado y la parte final –la más cercana al consumidor- en su mayoría en manos privadas

El recorrido por las experiencias internacionales más relevantes en relación con los diferenciales de precios de combustible permite concluir que el problema de contrabando no es exclusivo de Ecuador. El fenómeno se ha observado en distintas partes del mundo en diferentes momentos del tiempo, bajo la única condición de dicho diferencial de precios. Las experiencias en todo el mundo indican también que, a largo plazo, el contrabando a través de las fronteras puede ser prevenido exitosamente mediante la colocación de un tag o un chip en las estaciones de servicio para registrar la placa y el momento en el que se adquiere el combustible; la revisión de los autotanques en las carreteras; y la implementación de una tarjeta inteligente que permite identificar cantidad y destino permanentemente.

A continuación presento un resumen de los trabajos a implementar con el sistema de control mediante tag o chip:

Implementación del sistema de control: Es necesario efectuar el control a través de toda la cadena logística de la distribución de combustibles: desde la producción, la importación, el almacenamiento, la carga, el transporte en autotanques y las estaciones de servicios. El ciclo iniciaría, por un lado, en las refinerías; y, por otro, en los terminales de almacenamiento, donde se establecerán mediciones, para determinar las cantidades producidas o almacenadas para cada tipo de combustible, utilizando sistemas telemétricos como el denominado Scada.

RESUMEN DE LOS TRABAJOS A IMPLEMENTAR CON EL SISTEMA DE CONTROL MEDIANTE TAG O CHIP:

La rigurosidad del control debe extenderse a lo largo de la cadena de distribución, desde la producción, importación, almacenamiento, carga, transporte en autotanques y estaciones de servicios

• Implementación de tarjetas electrónicas o chip adherido a cada auto tanque que opere en los diferentes terminales o refinerías del país. • Con la implementación de estas tarjetas se obtienen estadísticas, nombre e identificación de las personas que operan los autos tanque para su control. • Las tarjetas no deben ser falsificables. • Solo los volúmenes autorizados por el Gobierno a través de la ARCH, pueden ser transportados con el control de las tarjetas electrónicas.

• Después de la entrega del combustible en las estaciones de servicio se debe controlar la venta a los usuarios. • Instalación de alarmas programables para volúmenes despachados a cada comercializador y a cada estación de servicio. • Hacer público todo este control a través de visualización vía WEB de todo el sistema, desde cada terminal o refinería, comercializadora y estaciones de servicio en tiempo real.

LAS VENTAJAS DE ESTE SISTEMA SON: • • • • • • • •

Rápida implementación de tarjetas electrónicas. Rápida implementación de tarjetas sin riesgos. Multiaplicación. Multitecnologías. Uso amistoso – interfaz de usuario y de control. Arquitectura abierta ( API, SDK). Sistema preciso y probado. Sin riesgos.

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Primera fase del control: Una vez que ingrese el producto de importación a los terminales de almacenamiento y que los poliductos entreguen a los terminales, inicia el control telemétrico vía RFID (Radio Frecuency Identification) o GPS, etc. Los tanques en las terminales pueden tener tags o chips activos con facilidad de lectura de volúmenes, densidades, temperaturas, etc., los cuales envían señales de manera permanente y continua para verificar las existencias en tiempo real. Se etiquetarán los tanques a granel con sistemas automáticos de medición. Se etiquetarán los sistemas de fluidos con tags o chips automáticos de control de medición de llenado. Una vez que ingresen los tanqueros al terminal de almacenamiento, mediante la identificación de los tanqueros, se pueden determinar variables tales como: Frecuencias de carga, cantidades por compartimientos, tipo de combustible, destinatarios, fechas, horas, pesos, etc. de cada tanquero.

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Así mismo se puede realizar un control de identificación de los conductores autorizados. Es posible tener una completa visualización de las posiciones de carga y en tiempo real monitorear el movimiento de los auto tanques dentro de las estaciones o terminales de carga. Todo se realiza por consolas vía WEB, cualquier persona autorizada podrá tener acceso en cualquier parte del mundo. Segunda fase del control: Cuando los tanqueros se encuentren en las rutas de distribución se podrán controlar de manera detallada, de tal forma que se puedan generar: • Alertas de todo tipo, como por ejemplo, rutas autorizadas, tiempos de entregas, paradas, velocidades, destinos autorizados, etc. • Control geográfico de partidas, tránsito y destino. • Control de los volúmenes de la carga y la descarga. • Sistema inteligente de alertas y control.

La activación de sistemas telemétricos de última tecnología ofrece efectivas formas de control en todas las fases y la pronta implementación de correctivos para reducir las fugas de combustibles

TERCERa fase del control: Cuando lleguen a las estaciones de combustibles se inicia la tercera fase de control, empezando por la descarga de los productos a los tanques de las estaciones de servicios. • Descarga y tanques de a lmacenamiento EDS. • Dispensadores o Surtidores • Posibilidad de controlar las cantidades despachadas a los vehículos. • Posibilidad de controlar las cantidades vendidas o despachadas a cada uno de los usuarios (vehículo). El control de la venta al consumidor final se puede realizar con un tag o chip, en el vehículo, donde se pueden registrar los eventos del consumo, por períodos de tiempo, tipo de combustible, cantidades autorizadas, frecuencias y estadísticas de consumos y precios. Toda la cadena se puede controlar con estos sistemas telemétricos, los cuales tienen ventajas tecnológicas de última generación, por lo tanto la intervención manual se

puede reducir al mínimo, lo cual previene el mal uso de los sistemas implementados. Los mecanismos de control se activan por excepciones o variables independientes que permiten la generación de alarmas y puntos de chequeo por excesos o disminuciones en los índices analizados. La rápida implementación de estas tecnologías permitiría, de manera inmediata, ejercer las acciones de cambio o ratificación de políticas para mejor planeación, asignación de recursos y distribución de todos los combustibles. Estos medios de control telemétricos como la Radio Frecuencia, lograrán en tiempo real disponer de la información necesaria para el monitoreo, rastreo y ubicación de los combustibles dentro de la cadena de distribución y consumo. Control total de la operación desde la carga en las refinerías o terminales de almacenamiento, transporte en los tanqueros, descarga en la estación de servicio y en los surtidores o venta al detal.

Además de evitar pérdidas, aplicar sistemas de control permite optimizar los procesos de distribución y establecer estándares en torno al transporte, almacenamiento, planes de rutas, tiempos de entrega y distribución de combustibles 56

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Micoremediación: remediación de suelos contaminados con hidrocarburos Clifford Bradley1 Fernando L. Benalcázar2

Un enfoque para micoremediación es contar con unidades móviles equipadas con controles de temperatura y ventilación para el cultivo

AMBIENTAL

xiste abundante literatura científica sobre bioremediación de suelos contaminados con hidrocarburos. El término bioremediación se aplica a una amplia gama de enfoques. Esto puede incluir desde: • Tiempo y paciencia, simplemente esperando y permitiendo que ocurra naturalmente la adaptación de las poblaciones microbianas a ese nuevo entorno (el enfoque principal de la contaminación de crudo en las aguas del Golfo de México y el derrame de BP). • Bioestimulación , inyección de agua y/o nutrientes para estimular las poblaciones microbianas. • Bioaumentación, la aplicación de cultivos de bacterias u hongos a sitios contaminados. En suelos los tratamientos pueden variar desde simples adiciones in-situ de cultivos micro-

bianos al suelo, a “biopilas” diseñadas con su propia ingeniería considerando aireación activa, hasta sistemas de biofiltración para aguas contaminadas. Este análisis se centrará en la bioaumentación en suelos contaminados con hidrocarburos mediante la aplicación y uso de Hongos Blancos Descomponedores (HBD); un enfoque que generalmente se denomina Micoremediación en el cual los hongos blancos descomponedores se utilizan en bioaumentación activa - mezclando cultivos de hifas fúngicas con suelos contaminados. Las ventajas de bioaumentación utilizando hongos blancos descomponedores sobre cualquier otra técnica utilizando hongos o bacterias incluyen: • Rápida degradación. • La degradación de los compuestos de hidrocarburos, especialmente los Hidrocarburos

1 CLIFFORD BEDFORD es investigador de Montana Myco Consultants (MMC), empresa Americana asociada con APD Proyectos Cia. Ltda. en Ecuador. Clifford cuenta con más de 25 años de experiencia en el desarrollo de productos biológicos de hongos y su aplicación. Innovador y experimentado en tecnología para la producción masiva y a gran escala de hongos con aplicaciones en Micoremediación, producción de encimas, biopesticidas y en desarrollo de bioprocesos.

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HAPs (Brar 2006 , Canet 1999, Husain 2008 , Peng 2008). Varios trabajos describen la producción y la función de las enzima peroxidasa (Novotny 2004 , Hofrichter 2002 , Wang 2009). Los HBD se refieren a un grupo de hongos (no estrictamente taxonómico) que son degradadores primarios de madera en los hábitats naturales en general. Por ello degradan la lignina en la madera, dejando exclusivamente la estructura blanca de la celulosa. La lignina es una estructura polimérica compleja constituida de anillos fenólicos que conforman la matriz que da a la madera su rigidez. En contraste con el comportamiento común de las enzimas, los HBD producen unas enzimas únicas que degradan la lignina por mecanismos no específicos. Estas enzimas también degradan los complejos compuestos aromáticos de los HAPs del petróleo y sus derivados. Tal como se discutió en los Criterios de Remediación, los HAPs son los compuestos más tóxicos existentes en la contaminación de petróleo.

A. Micoremediación, biología básica Varios artículos proporcionan una visión general de la degradación de hidrocarburos usando HBD y las vías metabólicas de degradación de 2 FERNANDO

L. BENALCÁZAR, Presidente APDProyectos Cia. Ltda. y VP Global Implementation & VP Latin America de Equitable Origin.

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Degradación blanca de la madera, HBD han consumido la lignina dejando la celulosa blanca

AMBIENTAL

Aromáticos Policíclicos – HAPs, que no son degradados por bacterias. • La degradación del compuesto por enzimas extracelulares. • El crecimiento y la penetración de las hifas fúngicas en todo el suelo contaminado. • La capacidad para seleccionar cepas locales • Tecnología para la producción rentable de cultivos de hongos a gran escala. • En la remediación del sitio, el transporte de cantidades relativamente pequeñas de cultivo de hongos a lugares con grandes volúmenes de suelo contaminado. • El diseño flexible de todos los sistemas de tratamiento. La Micoremediación utilizando HBD que crecen en desechos o subproductos agrícolas ofrece un enfoque fiable, rentable y puede ser aplicado en grandes volúmenes y en áreas remotas. En particular, proporciona un medio costo-eficiente de remediación de grandes volúmenes de suelo contaminado por hidrocarburos. La transferencia de tecnología de la micoremediación se puede lograr a través de una gama mucho más amplia de condiciones ambientales, sociales y económicas que la bioaumentación bacteriana. Con una buena instalación, soporte básico adecuado para mantener cultivos puros se puede mantener producción a gran escala para ser entregados a los sitios de remediación, sin la necesidad de esterilización a gran escala ni del transporte requerido para cultivos bacterianos. Con fines editoriales organizamos las referencias en tres secciones: A. Biología/enzimología básica de la degradación de hidrocarburos por HBD. En particular se centrará en Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos (HAPs), los compuestos de petróleo más resistente a los “microorganismos locales” o a la degradación bacteriana y en general a los compuestos más tóxicos del petróleo crudo. B. Ejemplos de remediación usando HBD, especialmente aplicaciones de campo. C. Cultivo de hongos a gran escala.

Los HBD producen tres tipos de enzimas que degradan la lignina, secretadas en la madera y que también degradan hidrocarburos complejos; lignina peroxidasa (LiP) , manganeso peroxidasa (MnP) y lacasa

HO HO

OH OCH3

OH HO O C OH

O O

HO OCH3

CH3O O

OCH3

CH3O HO

OCH3

AMBIENTAL

BENZO[o]PYRENE

2 O

OCH3 O

Softwood lignin fragment

Pruebas a nivel de laboratorio en ‘Estudios de Tratabilidad’ son importantes para seleccionar la variedad de HDB más eficaz en la contaminación específica, la estructura del suelo, etc. Especies diferentes de HBD producen diferentes conjuntos de enzimas que degradan la lignina. Algunos investigadores describen tres categorías de especies de HBD en base a los tipos de enzimas que degradan la lignina: i) Grupo de LiP-MnP, ii) Grupo de MnP- lacasa, y iii) Grupo de LiP-lacasa, aunque solapamientos y excepciones podrían existir (Canet 1999). Gran parte de los primeros trabajos con remediación usando HBD se centró en un hongo en particular, el Phanerochaete chrysosporium. Sin embargo trabajos de investigación más reciente han identificado otras especies que muestran una eficacia superior. En nuestra propia experiencia, las variedades de Pleurotus crecieron muy bien en cultura de residuos agrícolas y fueron extremadamente efectivos con la degradación de hidrocarburos/HAPs. Por ejemplo, otros investigadores han trabajado con especies Pleurotis (Annibale 2005), Polyporus sp. (Hadibarata 2009) y Trametes versicolor (Novatny 2004). Los HBD son comunes y están en todas partes, muchos son las setas comunes que la gente ve y conoce, tal es el caso de los Pleurotus, los hongos ostión. Es posible seleccionar cepas de hongos HBD de hábitats locales y seleccionarlos por su eficacia en la remediación de sitios específicos. No es necesario importar cepas exóticas. En una breve visita de campo a dos sitios de la Amazonia ecuatoriana en la zona contami60

BENZO[a]PYRENE

OCH3 OH

12 5

8 7

CH3O

H O

CH3O

OCH3

HO CH3O

CH3O

8 7

CH3O HO

CH3O

Los HBD producen tres tipos de enzimas que degradan la lignina, secretadas en la madera y que también degradan hidrocarburos complejos; lignina peroxidasa (LiP) , manganeso peroxidasa (MnP) y la casa

CH3O

6 CHRYSENE

8 9 DIBENZ[a,h]ANTHRACENE

nada de Lago Agrio, en noviembre de 2013, se identificaron al menos cinco especies diferentes de HBD en troncos podridos en o cerca de antiguos pozos petroleros. En otros casos de micoremediación en trabajos anteriores en los Estado Unidos, se utilizaron en los cultivos de cepas puras de HBD sustratos sólidos, tales como paja, virutas de madera u otros residuos agrícolas. Cultivando en dichos sustratos el hongo produce las peroxidasas necesarias para degradar la lignina en el sustrato. Cuando el cultivo de hongos y el sustrato se mezclan con el suelo contaminado con hidrocarburos las enzimas presentes en el sustrato y en su crecimiento continuo catalizan la degradación inicial de los contaminantes. El hongo (u otros microorganismos en el suelo) metaboliza agresivamente, expandiéndose en el entorno contaminado y degradando los compuestos que los alimentan. La aplicación de HBD producido en sustratos sólidos proporciona al hongo de una fuente continua de nutrientes y una ventaja competitiva sobre otros microbios del suelo. También otros investigadores han demostrado la importancia del cultivo en materia orgánica y/o cultivo en sustratos para proporcionar una ventaja competitiva para los HBD en el suelo (Carmichael 1997, Llado 2013, Pozdnyakova 2008, Winquist 2008). El resultado puede ser la conversión total de los hidrocarburos, incluyendo los HAPs, en dióxido de carbono y agua. Los HBD son aeróbicos y requieren, por lo menos, un poco de aire para crecer y metabolizar hidrocarburos con eficacia. En la práctica P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

los cultivos de hongos pueden mezclarse directamente en los 50 centímetros superiores del suelo más o menos (dependiendo de la estructura del suelo, tipo, etc.). Para profundidades mayores es necesario excavar el suelo, mezclarlo con el cultivo de hongos y esparcirlo en capas para el tratamiento. Los HBD también podrían ser utilizados en las biopilas. El cultivo de hongos se mezcla con el suelo, luego se lo coloca alrededor de tuberías perforadas y de diámetro adecuado para permitir el flujo de aire a través del suelo. En la mayoría de aplicaciones el cultivo de hongos se mezcla con el suelo en proporciones, en volumen del 2-10%, una relación de un volumen de cultivo de hongos por cada 10 a 50 volúmenes de suelo contaminado con hidrocarburos.

Micoremediación utilizando HBD que crecen en desechos o subproductos agrícolas ofrece un enfoque fiable, rentable y puede ser aplicado en grandes volúmenes y en áreas remotas

AMBIENTAL

B. Ejemplos de HBD en remediación de suelos contaminados Aplicaciones del sistema de micoremediación a nivel de campo o a nivel de laboratorio se describen en una serie de documentos técnicos con diferentes enfoques para la producción, el suministro y la aplicación del HBD en procesos de remediación de los suelos contaminados con los hidrocarburos. Nuestra experiencia como empresa incluye un proyecto de remediación tratando 10,000 metros cúbicos de suelo contaminado por un largo período de tiempo con hidrocarburos mixtos, principalmente HAPs residuales de más de 80 años de actividad en el sitio. El ín-

dice de contaminación con hidrocarburos registró concentraciones hasta de 50,000 ppm. Una cepa seleccionada de HBD se cultivó en residuos agrícolas en un lugar central; el cultivo se transportó en un remolque y luego se aplicó al suelo contaminado en el sitio mismo. El tiempo de cultivo fue de alrededor de siete días, incluyendo el tiempo de transporte y aplicación. La contaminación tenía una profundidad de hasta ocho metros por lo que fue necesario excavar el suelo contaminado, apilarlo y almacenarlo para posteriormente tratarlo en capas de hasta 0,50 metros de espesor. El suelo ya tratado fue devuelto a la excavación cuando los ensayos de laboratorio mostraron una reducción de la contaminación hasta cumplir el objetivo de concentración preestablecido por el cliente. Basándose en esta experiencia, un enfoque para micoremediación es contar con unidades móviles equipadas con controles de temperatura y ventilación para el cultivo, crecimiento de hongos de tal manera que se pueda transportar directamente hasta el sitio de aplicación. Estos pueden ser usados para tratar directamente el suelo contaminado en sitio o para inocular volúmenes mucho mayores de sustrato para el cultivo de hongos y posterior aplicación en el sitio. En Ecuador, las explanadas alrededor de los cabezales de los pozos se podrían utilizar para almacenar y tratar el suelo contaminado excavado de las piscinas y también de sus alrededores contaminados.

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En Ecuador, las explanadas alrededor de los cabezales de pozos se podrían utilizar para almacenar y tratar el suelo contaminado excavado de las piscinas y de sus alrededores contaminados

Dicho tratamiento podría ser en biopilas o posiblemente en capas dependiendo del área disponible. El tratamiento en sitio evitará el costo de excavación y transporte de los grandes volúmenes de suelo contaminado a los lugares de tratamiento centralizados. Investigaciones exitosas en Nigeria han utilizado HBD en el tratamiento de petróleo crudo en suelos contaminados (Edema 2011, Ogbo 2008) y de HAPs en fluidos de perforación base-crudo (Okparanma 2011). En Italia, investigadores probaron varias especies de HBD en la degradación de HAPs en suelos con una larga historia de contaminación (Annibale 2005).

AMBIENTAL

C. Cultivo a gran escala de HBD para la remediación En Ecuador, la implementación en la micoremediación en sitio de suelos contaminados con hidrocarburos demandará la producción y la entrega de grandes cantidades de inóculo fúngico a dichos sitios contaminados.

El diseño de producción y la entrega de inóculo impulsarán la viabilidad técnica y económica de la remediación en base de HBD. Por ejemplo, el tratamiento de 1’000.000 de toneladas de suelo contaminado con hidrocarburos, a una tasa de 5 % de cultivo de HBD, por peso de material contaminado requeriría de 50.000 toneladas. El cultivo fúngico demandará una línea de producción a gran escala, sin embargo, será incomparable con los requisitos actuales y los costos asociados de excavación y transporte del suelo contaminado a lugares centralizados de manejo y proceso. MMC tienen experiencia en el diseño y la construcción de instalaciones para la producción a gran escala de cultivo de hongos cultivados en sustratos y residuos agrícolas. Se ha trabajado en un proyecto con capacidad para aproximadamente 300 metros cúbicos de cultivo de HBD por lote, en un ciclo que duró dos semanas.

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Baterías de litio EOL: responsabilidad ambiental y de seguridad Ing. Santiago Aguirre1

a electrónica juega un papel fundamental en las nuevas tecnologías utilizadas en lo que se refiere a la industria petrolera. Las herramientas, la tecnología de transmisión y el almacenamiento de datos desde el fondo del pozo cada vez son mayores. La principal fuente de energía utilizada en herramientas de fondo son las baterías de litio. Sin embargo, mientras mayor es el uso de estas fuentes de almacenamiento de energía, mayor es la responsabilidad que las empresas tenemos durante su transporte, almacenamiento, uso y -sobre todo- cuando llegan al final de su vida útil EOL (End of Life). Baterías de litio EOL es como se conocen internacionalmente a las baterías que han agotado su capacidad de almacenamiento, regeneración o que no cumplen con el voltaje/amperaje requerido operacionalmente y no pueden seguir en servicio. Si bien podrían considerarse un desecho peligroso y enviarse a disposición final a través de un gestor ambiental calificado; sin embargo, esta no es la opción más responsable. De acuerdo a la norma técnica INEN NTE 2534:2011: “Cuando sea factible la exportación de las pilas y baterías en desuso para su manejo, se deberá realizar una clasificación en función de sus componentes conforme al

Apéndice Y, y considerarlos como materiales peligrosos recuperables…”. Este concepto de reciclaje y recuperación se hace más importante cuando se trata de baterías primarias por su peligrosidad. Características y riesgos Las baterías de litio primarias son las que están compuestas por Litio Metálico y no son recargables. Al ser expuestas a agua generan reacciones exotérmicas y liberan gas hidrógeno. La reacción exotérmica puede llegar a producir explosiones fuerte y fuego metálico. Las baterías primarias también pueden generar fugas líquidas que en contacto con el ambiente generan gases peligrosos como HCL, CL2, SO, SO2, LiOH, extremamente peligrosos y requieren de personal calificado y kits de emergencia especializados para su control. Consideraciones en el almacenamiento Las baterías de litio sobre todo deben ser protegidas de la humedad a fin de evitar que éstas reaccionen, por lo que el sitio de almacenamiento debe cumplir con las siguientes condiciones controladas: • Lugar específico para almacenamiento de baterías OEL con restricción únicamente a personal autorizado.

Símbolo ONU para materiales, sustancia y productos peligrosos misceláneos

SEGURIDAD

9 1 SANTIAGO AGUIRRE, ingeniero ambiental de la Universidad Internacional SEK, Quito. Master en Calidad, Seguridad y Ambiente de la Universidad Central del Ecuador. Ingresó a Halliburton en el 2009 y desde esa fecha se ha desempeñado en diferentes posiciones, entre la cuales ha liderado programas regionales como certificación de herramientas y equipos y estandarización de equipos de protección personal. Desde el año 2013 se desempeña como HSE Manager para Ecuador.

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ácidos, Lith X, vermiculita, bicarbonato de sodio y un sistema SCBA (Self Contained Breathing Apparatus). • Las baterías deben permanecer almacenadas en sus contenedores originales. • Deben estar segregadas entre las primarias y las secundarias. • Las baterías que han presentado fugas tienen un tratamiento especial. • MSDS deben estar en sitios disponibles. Todos estos requerimientos necesitan la inversión en infraestructura adecuada para garantizar la seguridad de dichos materiales, previo a su reciclaje.

CONTENEDORES EN CASO DE VENTEO

CONDICIONES CONTROLADAS DE TEMPERATURAS Y HUMEDAD

FACILIDADES MÍNIMAS ALMACENAMIENTO EQUIPOS DE EMERGENCIA

GABINETES DE SEGURIDAD

La gestión de calidad, en torno a la seguridad industrial, es un conjunto de principios y métodos que coadyuva decididamente al cumplimiento de las metas de la organización SEGURIDAD

• Se debe proporcionar un ambiente controlado en humedad y temperatura. La temperatura óptima debe estar entre 5°C y 21°C y humedad relativa entre 40 y 60%. • Sistema contra incendios que incluye alarma y agentes de extinción tipo D. • Kit de emergencia que debe incluir respiradores full face, con filtros para vapores

Reciclaje de baterías El reciclaje de baterías de litio actualmente no es posible en nuestro país por lo que es necesaria la exportación y entrega al fabricante de las mismas. La exportación se lo realiza generalmente hacia Canadá. El proceso de exportación inicia con el trámite para la obtención del permiso que otorga el Ministerio del Ambiente. Posteriormente, el embalaje debe cumplir con normas internacionales. Todos los materiales de embalaje deben estar bajo especificaciones UN y el personal que

TRAJE DE PRODUCCIÓN QUÍMICA, RESPIRADOR, GUANTES P G E PE T R ó LE O & G A S - M A Y O 2 0 1 4

SEGURIDAD

realiza el embalaje debe contar con la debida certificación. Es importante que la empresa cuente con un oficial de baterías de litio BSO (Battery Safety Officer), quien debe supervisar este riguroso proceso. El área designada para el embalaje de las baterías debe: • Estar totalmente aislada de las operaciones y tráfico de personas. • Zona caliente delimitada. Las baterías deben ser embaladas de forma individual, luego por cada lote y deben quedar correctamente señalizadas. Existen varios niveles de embalaje a fin de proporcionar las barreras adecuadas en caso de que hayan fugas que eviten la contaminación a otras baterías.

¿Qué hacer en caso de una emergencia con baterías de litio? Se conoce como venteo de una Batería de Litio a cualquier señal de fuga, emisión de gases o que la batería se encuentre inflada. Las baterías de litio pueden generar un venteo no solo en su etapa de desecho sino en toda su vida útil, desde su fabricación e incluso durante su almacenamiento y uso en pozo. Recomendaciones si se presentase un caso de venteo: • La batería y/o herramienta que la contenga debe ser aislada a un área seca, sin tránsito de personas y debidamente señalizada. • Para manipular la batería se debe utilizar un traje de protección química, respirador full face con filtros de vapores orgánicos y guantes de neopreno. • Se debe realizar una medición de todos los gases del área donde se produce el venteo de la batería. • La batería venteada debe ser colocada en un recipiente metálico que contenga vermiculita y los derrames de ácido neutralizados con bicarbonato de sodio. Finalmente, asegurando estos estrictos procedimientos se procede al transporte y exportación hacia el destino final donde se devuelve al fabricante estas baterías para su reciclaje. El control de la calidad es riguroso en un proceso donde la seguridad y el ambiente se encuentran en juego.

El objetivo de la calidad en la seguridad industrial es velar porque esas actividades se realicen sin secuelas de daño inaceptables para los profesionales que las ejecutan, las personas en general, los bienes y el medio ambiente

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Donde hay un desafío está nuestra energía Allí está la razón de ser de Tecpetrol, una empresa dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas, y al transporte y distribución de gas. Comprometida con el desarrollo de su personal, las comunidades con las que trabaja y con el cuidado del ambiente, la empresa continúa analizando oportunidades para la incorporación de nuevos negocios.

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Provee tecnología de punta que permite la producción eficiente en pozos con alta media de sólidos, condiciones corrosivas y de fluidos de alta viscosidad.

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De fácil transporte y fácil instalación, la Maxistroke de Halliburton paga sus beneficios con cada pulsación, incluyendo mayor producción y bajos costos de operación

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Proveen sistemas de alta eficiencia energética. Es una alternativa en costo-eficacia al sistema convencional para producción en pozos con una taza baja de producción, alta presencia de sólidos y fluidos con viscosidad muy alta. Este sistema es muy eficiente en pozos con tasas de gas (GOR) baja hasta media-alta.

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Se tiene el control total de desempeño de sus activos más valiosos las 24 horas y los 7 días a la semana. Operadores pueden incrementar los periodos de uso, reducir intervenciones, optimizar producción, mejorar eficiencia en la operación, reducir costos operativos y mitigar daños colaterales

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