Revista PGE Petróleo & Gas Agosto 2014

No. 002- AGOSTO 2014

IS SN 1 390 - 8 81 2

2 000 ejemplares

PRODUCCIÓN

Implementación de sistemas de bombeo mecánico en pozos profundos en Ecuador

CIFRAS

Ecuador es atractivo para la inversión petrolera

PERFORACIÓN

Optimizando el posicionamiento de los pozos horizontales en el Ecuador

PLAN ESTRATÉGICO DE ADMINISTRACIÓN DEL YACIMIENTO del CAMPO PINDO

i

EDITORIAL

Gestión de campos maduros y cementación En la segunda edición de PGE PETRÓLEO&GAS encontrará variedad de artículos y estudios de interés, entre los que resalta la gestión de campos maduros: plan estratégico de administración del yacimiento campo maduro Pindo y sobre la combinación de las técnicas más eficaces de cementación usando un diseño de alta ingeniería para la aplicación en condiciones extremas durante la perforación de pozos.

Los otros artículos tienen que ver con la implementación de sistemas de bombeo mecánico en pozos profundos en el país, un estudio para optimizar el posicionamiento de los pozos horizontales.

Podrán revisar un análisis a través del cual queda de manifiesto que Ecuador es atractivo para la inversión petrolera y un publirreportaje sobre la compañía Servicios Drilling Technologies Cía. Ltda. También están disponibles estadísticas y la agenda de eventos de capacitación.

En cada publicación PGE PETRÓLEO&GAS refuerza su compromiso de ser una útil herramienta de consulta para el sector hidrocarburífero.

4

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

i

Contenido

6

Ecuador es atractivo para la inversión petrolera

34 Plan estratégico de administración

10

Gestores: SPE, AIHE y LADS Capítulo Ecuador

44 Flujos de trabajo colaborativo mejoran

13

Próximos eventos y seminarios

del yacimiento del campo Pindo

la toma de decisiones en los campos petroleros a través de activos digitales

48 Optimizando el posicionamiento de

15

Convertirse en un profesional de éxito

18

Reportes: taladros de perforación y mantenimiento

21

Proyección de demanda y oferta mundial de petróleo al 2035

26 Implementación de sistemas de

bombeo mecánico en pozos profundos en Ecuador

Revista PGE Petróleo & Gas

Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, Presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (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

los pozos horizontales en el Ecuador

54 Combinación de las técnicas más

eficaces de cementación usando un diseño de alta ingeniería

60 Repsol muestra el camino para

conservar la selva Amazónica en el Ecuador

64 Gestión de la calidad en la seguridad industrial

Dirección: Verónica Aguayo Coordinación: Pamela Quilca - Mayra Revelo Redacción y Edición: Nancy Jarrín - Verónica Aguayo Diseño: José Escalante - Natalia Tafur Corrección de estilo: Nancy Jarrín Fotografía: Shutterstock Images Colaboradores de esta edición: Ernesto Grijalva, Thiago Fructuoso, Ana Solá, José Ernesto Jaua, Dorian Jaramillo, Hugo Simba, Fabricio Sierra,

Nayda Terán, Marisol Bastidas, Bogar Castro, Esteban Rojas, Marco Cayo, William Furlow, Evelyn Lucero 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: 002 - agosto 2014 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto e información: revistapetroleogas2014@gmail.com

RECTIFICACIÓN En la primera edición de la revista PEG PETRÓLEO&GAS de mayo 2014 hay algunas imprecisiones: • Página 10: En la ficha de Carlos Pérez consta el cargo de Gerente de Desarrollo de Negocios de Halliburton Ecuador. Su cargo es Gerente General de Halliburton Ecuador.

• Página 12: En la ficha de Juan Vera consta el cargo de Director de Perforación de Andes Petroleum y su cargo es Gerente de Perforación de Andes Petroleum Ecuador Ltd. • Página 31: En la figura debieron pintarse de color naranja los pozos Jatun N, Jatun S e Imuya. En blanco deben estar los pozos Paujil y Sábalo.

• En el mapa desprendible de bloques petroleros en Ecuador constaba el logotipo y nombre anterior de la compañía Repsol. El nombre legal de la empresa es: Repsol Ecuador S.A. • Página 33: El nombre correcto del cuadro es Columna Estratigráfica de la Sección Cretácica del itt.

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS O

OPINIÓN

P

PUBLICITARIO

i

INFORMATIVO

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

E

ENTRETENIMIENTO F

FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURAL

D

DEPORTIVO

Pr

propaganda

5

O

CIFRAS

Ecuador es atractivo para la inversión petrolera Ing. Ernesto Grijalva1

E

l Ecuador es atractivo para la inversión privada. Hay muchas oportunidades para invertir a través de la participación en licitaciones internacionales o la asignación directa de un campo para empresas estatales, mediante contratos de prestación de servicios.

Existe la posibilidad conformando empresas mixtas o de contratos de servicios específicos con financiamiento para optimización y recuperación de campos maduros (IOR – EOR) operados por Petroamazonas EP. Para las fases de exploración y explotación, el contrato de prestación de servicios recibe una tarifa por cada barril producido. Esta tarifa se la define a base de inversiones, costos operativos y una utilidad.

Se puede pagar en dólares o en especies, a decisión de la contratista. Existe un factor de ajuste anual a partir del segundo año. El Estado se reserva el 25% de los ingresos brutos como margen de soberanía. Además, cubre los gastos de transporte y comercialización.

La fase exploratoria, para este tipo de contrato, es de cuatro años que inician seis meses después de inscrito el contrato.

Es prorrogable por dos años y se puede autorizar una producción anticipada. La fase de explotación es de 20 años que inicia una vez aprobado el plan de desarrollo, prorrogable indefinidamente si al Estado ecuatoriano le conviene.

El consumo de gas y uso de petróleo para la generación eléctrica es sin costo para la contratista.

Los contratos de servicios específicos con financiamiento para optimización y recuperación de campos maduros operados por Petroamazonas EP se caracterizan por lo siguiente:

• Son diferentes a los contratos de prestación de servicios.

• Se requiere que la contratista financie el 100% • Petroamazonas EP es el operador del área.

• La contratista recibe una tarifa solo por los barriles incrementales arriba de la curva base determinada.

• La tarifa es fija a lo largo del contrato. No existe ajuste y se reconoce un TIR del 15% en la fase de optimización.

• Cuando existe recuperación mejorada, se requiere determinar una nueva curva base y para la tarifa se considera una TIR del 25% que aplica cuando se implemente la recuperación mejorada.

• No tiene ajustes, el período del contrato es de 15 años prorrogable por cinco años más.

• Las controversias son resueltas mediante un arbitraje al amparo del reglamento de arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional, UNCITRAL, exceptuando las que se deriven de una declaratoria de caducidad o tributarias que serán resueltas por tribunales del Ecuador. Invertir en el Ecuador puede ser más atractivo en términos ambientales, reduciendo los tiempos para la obtención de licencias, acompañando a las compañías en la solución o prevención de conflictos sociales, entregando incentivos fiscales y actuando con celeridad en solucionar la economía de los términos contractuales ante variaciones.

1ERNESTO

GRIJALVA, es Ingeniero Petrolero de la Universidad Nacional Autónoma de México, UNAM. Desde julio 2013 es el Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador, AIHE.

6

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

O

CIFRAS

Comercialización de crudo La comercialización de crudo debe asegurar mayores ingresos y minimizar sus riesgos. Para ello es aconsejable que el crudo marcador o crudos marcadores sigan el comportamiento del mercado y consideren márgenes de refinación, por ejemplo: • Que las zonas donde se comercialicen sean representativas para nuestro crudo como es el área del golfo.

• Que sus precios no sean manipulables. Por ejemplo, tener un solo vendedor y/o un solo comprador.

• Usar referencias de precios cuando estas consideren todas o la mayoría de transacciones diarias y estas sean ponderadas. En este sentido es recomendable tomar como marcadores a crudos tipo MARS BLEND, que adquieren alrededor de 20 o 30 entidades a nivel mundial.

Valor actual 130,00

110,00

90,00

70,00

50,00

30,00

1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

10,00

Crudo Oriente

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

Crudo Mars Blend

Crudo WTI

7

O

CIFRAS

VALOR NETO CRUDOS ORIENTE, MARS BLEND Y WTI

API CRUDO ORIENTE

PRECIO CRUDO ORIENTE US $

PRECIO CRUDO MARS BLEND US $

1972

29,10

2,50

3,40%

13,48

1973

29,90

4,20

8,70%

5,39

20,83

1974

30,10

13,70

12,30%

4,96

60,51

1975

30,40

11,50

6,90%

4,42

47,51

1976

30,30

11,50

4,90%

4,13

45,29

1977

29,10

13,00

6,70%

3,94

47,99

1978

30,00

12,50

9,00%

3,69

42,33

AÑO

PRECIO CRUDO WTI US $

INFLACIÓN USA

FACTOR ACTUALIZACIÓN

VALOR ACTUAL CRUDO ORIENTE

VALOR ACTUAL CRUDO MARS BLEND

VALOR ACTUAL CRUDO WTI

1979

29,80

23,50

13,30%

3,39

70,24

1980

29,80

35,26

12,50%

2,99

93,68

1981

29,40

34,48

8,90%

2,66

84,12

1982

29,40

32,84

3,80%

2,44

77,19

67,03

1983

29,40

28,08

29,60

3,80%

2,35

63,58

1984

29,20

27,46

26,41

3,90%

2,26

59,85

57,56

1985

29,60

25,90

26,30

3,80%

2,18

54,38

55,22

1986

29,80

12,70

17,94

1,10%

2,10

26,37

37,26

1987

29,50

16,35

16,70

4,40%

2,08

32,52

33,22

1988

29,10

12,50

17,24

4,40%

1,99

23,82

32,85

1989

28,90

16,22

21,82

4,60%

1,91

29,55

39,75

1990

28,80

20,32

28,44

6,10%

1,82

34,89

48,83

1991

28,70

16,16

19,12

3,10%

1,72

26,91

31,84

1992

28,70

16,89

19,50

2,90%

1,67

27,33

31,56

1993

28,40

14,42

14,17

2,70%

1,62

22,72

22,33

1994

27,80

13,68

17,76

2,70%

1,58

20,99

27,25

1995

27,00

14,83

19,55

2,50%

1,53

22,20

29,26

1996

26,10

18,04

25,92

3,30%

1,50

26,14

37,56

1997

25,20

15,51

17,64

1,70%

1,45

22,10

25,13

1998

25,20

9,15

12,05

1,60%

1,42

12,83

16,90

1999

24,60

15,12

25,60

2,70%

1,40

20,65

34,96

2000

24,20

24,92

26,80

3,40%

1,37

32,91

35,39

2001

23,90

18,99

19,84

1,60%

1,32

24,68

25,79

2002

23,90

22,06

31,20

2,40%

1,30

28,00

39,61

2003

24,20

26,26

32,52

1,90%

1,27

32,71

2004

24,10

32,17

34,53

43,45

3,30%

1,25

38,79

41,64

2005

23,80

42,84

46,13

61,04

3,40%

1,21

49,96

53,80

71,19

2006

23,50

51,84

57,35

61,05

2,50%

1,17

58,99

65,25

69,46

40,51 52,40

2007

24,30

62,27

63,37

95,98

4,10%

1,14

68,06

69,26

104,91

2008

24,30

83,96

93,40

92,57

0,10%

1,09

91,68

101,99

101,08

2009

23,40

54,34

57,21

79,36

2,70%

1,09

57,78

60,83

84,38

2010

23,70

72,57

75,43

91,38

1,50%

1,06

76,02

79,01

95,72

2011

23,90

98,92

105,30

98,83

3,00%

1,05

100,60

107,09

100,51

2012

24,00

99,49

105,03

91,82

1,70%

1,02

100,98

106,61

93,20

2013

24,80

97,36

100,80

97,98

1,02

97,36

100,80

97,98

1,00

2014

Fuente: Los datos del precio WTI y MARS BLEND provienen de Bloomberg y Energy Information Administration, EIA. • Los valores para el Crudo WTI US $ son al cierre del año en cuestión.

• Los datos de inflación provienen del índice US CPI Urban Consumer YoY NSA que son calculados por el Bureau de Estadísticas Laborales.

• Las cifras de esta tabla corresponden a diciembre del año en cuestión.

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PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

P

Transporte especial de 10 hasta 1200 Ton.

Grúas hidráulicas de 30 a 550 Ton y grúas gantry hasta 800 Ton.

Oficina Matriz Quito: Edificio Renazzo PlazaAv. de los Shyris N35-174 y Suecia (Esq). Piso 10 - Oficina 1001 PBX (593-2) 3520 420 E-mail: tno@noroccidental.com www.noroccidental.com Quito - Ecuador

Pr

GESTORES

SPE – Capítulo Ecuador Sea miembro del SPE a través del Capítulo Ecuador-Beneficios • Pertenezca a una asociación con más de 124 000 miembros en 135 países y reciba reconocimiento por sus contribuciones a través del Capítulo Ecuador.

• Obtendrá descuentos en la inscripción a eventos y precios especiales en libros y suscripciones.

• Podrá presentar documentos técnicos, exponer y participar en los programas voluntarios de liderazgo.

• Distíngase en su carrera con varios programas, incluyendo eMentoring, Distinguished Lecturer, cursos de formación y comunidades online.

• Con la membresía se suscribirá al Journal of Petroleum Technology.

Automáticamente calificará para ser miembro de AAPG (American Association of Petroleum Geologists) y SEG (Society of Economic Geologists). No es un requisito ser ingeniero en petróleos. Es suficiente estar relacionado con la industria de hidrocarburos.

www.spe-ecuador.org Guías para asociarse o renovar su membresía al SPE • Aplicación en línea http://www.spe.org/join/ • Costo: $90 • Necesita tarjeta de crédito internacional.

• Para la aplicación local, envíe un e-mail a ana.ortiz@halliburton.com y pida instrucciones para llenar la solicitud y cancelar en forma local.

10

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

Pr

GESTORES

AIHE Visión Ser el nexo estratégico y referente entre los entes asociados y el Estado apoyando el crecimiento de la industria hidrocarburífera y el desarrollo económico y social del país.

Misión Fortalecer la industria hidrocarburífera del Ecuador agrupando a las empresas del sector, promoviendo la existencia de relaciones de cooperación y colaboración con las entidades estatales, el sector privado y entre sus socios.

www.aihe.org.ec

Beneficios Algunos de los beneficios de pertenecer a la AIHE son: • Representación ante las entidades del sector público y privado en defensa de los intereses generales del sector.

• Información sobre oportunidades de negocios y posibles cambios en el entorno que puedan incidir en la industria.

• Participación en reuniones para tratar temas de interés como: planes anuales de actividades de las operadoras, leyes, contratos, reglamentos y proyectos especiales, entre otros.

• Participación en seminarios, conferencias y demás eventos organizados por la AIHE. • Noticias nacionales e internacionales relacionadas con la industria petrolera.

AIHE es una organización sin fines de lucro establecida en el marco legal de la República del Ecuador.

Agrupa a compañías especializadas en: • Exploración, producción y transporte de hidrocarburos.

• Comercialización de combustibles, derivados y lubricantes; y • Servicios petroleros para la industria.

Guía para asociarse • Envíe una solicitud de afiliación y una carta de presentación de su empresa a: aihe@aihe.org.ec

P G E PE P E T R ó LE LEO & GAS - AGOSTO 2014

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Pr

GESTORES

LADS– Capítulo Ecuador Misión Generar una cultura de cambio en las áreas de seguridad, salud y ambiente en las empresas del sector hidrocarburífero, concienciándolas sobre la importancia de tener un desempeño sobresaliente.

Esto a través de la realización de actividades orientadas a cuidar la salud de las personas y el ambiente con el fin de que las operaciones estén libres de incidentes que se consideran evitables.

Visión Ser las compañías líderes en el desempeño en seguridad, salud y ambiente en Latinoamérica.

www.latdrillingsafety.org

LADS es una asociación creada para ser el canal de comunicación por excelencia en materia de salud, seguridad y protección del ambiente en la industria de las operaciones de pozos petroleros en Latinoamérica.

LADS no tiene el mandato ni la autoridad de imponer seguridad, pero sí el compromiso de trabajar en forma segura, compartiendo con la industria las mejores prácticas y liderando con el ejemplo.

Beneficios de ser miembro LADS • Compartir temas de seguridad como lecciones aprendidas, near miss y desarrollo de nuevos sistemas de gestión, entre otros.

• Estar a la vanguardia y ser parte de la elaboración de importantes documentos mandatorios en coordinación con Riesgos del Trabajo del IESS y el Ministerio de Relaciones Laborales (MRL).

• LADS Ecuador cuenta con más de 40 empresas miembros entre operadoras, perforación, servicios petroleros y de transporte.

• Generar capacitación continua en temas técnicos operativos con enfoque en la seguridad.

Guía para asociarse o renovar su membresía con LADS • Solicite el formato de inscripción a: administrador@ladsecuador.org • Pago anual: $1 000.

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P G E PE P E T R ó LE LEO & GAS - AGOSTO 2014

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CAPACITACIÓN

Visita de seguridad al Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur

Organiza: LADS Capítulo Ecuador Fecha: Agosto 14, 2014 Lugar: Coca Información e inscripciones: administrador@ladsecuador.org

Bombeo eléctrico sumergible “Nuevas Tecnologías”

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Fecha: Agosto 22, 2014 Lugar: Quito Expositor: Alfonso Esquivel (Schlumberger) Información e inscripciones: aihe@aihe.org.ec

Workshop LADS Subcapítulo Coca: Uso de productos químicos en el trabajo

Organiza: LADS Capítulo Ecuador Fecha: Agosto 28, 2014 Lugar: Coca Información e inscripciones: administrador@ladsecuador.org

La próxima generación de métodos de recuperación de crudos pesados, energéticamente eficientes y de bajo consumo de agua

Organiza: SPE Capítulo Ecuado Fecha: Septiembre 10, 2014 Lugar: Quito Expositor: Jalal Abedi (Universidad de Calgary) Información e inscripciones: Ana.Ortiz@halliburton.com

Certificación y verificación en exploración y explotación petrolera

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Fecha: Septiembre 2014 Lugar: Quito Expositor: Equitable Origin Información e inscripciones: aihe@aihe.org.ec

Reunión LADS No. 90

Organiza: LADS Capítulo Ecuador Fecha: Septiembre 18, 2014 Lugar: Quito Auspiciante: Andes Petroleum Ecuador Ltd. Información e inscripciones: administrador@ladsecuador.org

Lecciones aprendidas en el desarrollo de la tecnología y perforación de pozos inteligentes

Organiza: SPE Capítulo Ecuador Fecha: Octubre 23, 2014 Lugar: Quito Expositor: Curtis Blount (Conoco Phillips) Información e inscripciones: Ana.Ortiz@halliburton.com

Un enfoque holístico para comprender la causa e impacto de la producción de finos

Organiza: SPE Capítulo Ecuador Fecha: Marzo 12, 2015 Lugar: Quito Expositor: David Underdown (Chevron Energy Technology Company) Información e inscripciones: Ana.Ortiz@halliburton.com

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

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i

CAPACITACIÓN

Society of Petroleum Engineers Distinguished Lecturer 2014-15 Capítulo Ecuador 10 de septiembre de 2014

La próxima generación de métodos de recuperación de crudos pesados, energéticamente eficientes y de bajo consumo de agua Jalal Abedi University of Calgary

Resumen La recuperación de petróleo pesado in-situ de arenas petrolíferas se ha convertido en un éxito económico en las últimas dos décadas. Inventos y desarrollos de los procesos de recuperación que utilizan inyección de vapor como la estimulación cíclica y el drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD) han contribuido a este éxito. Sin embargo, los principales puntos débiles de los procesos de vapor actuales son su alto consumo de energía, la elevada emisión de gases de efecto invernadero y el elevado consumo de agua fresca. Se ha encontrado que los efectos combinados de los disolventes y el calor en la viscosidad del crudo pesado pueden proporcionar velocidades de producción de crudo pesado que podrían ser equivalentes o superiores a los de la inyección de vapor solo. Además, los procesos asistidos con solventes también pueden contribuir al mejoramiento in situ del crudo, debido a la formación de dos fases líquidas, con el fin de producir un crudo de mayor calidad que el crudo pesado original. Por lo tanto, es esencial determinar las condiciones que potencialmente podría conducir a la mejora in situ.

Numerosos esquemas de utilización de disolventes y calor se han inventado y patentado. Cada proceso que utiliza solventes ha mostrado resultados prometedores a escala de laboratorio y en pruebas piloto. Sin

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embargo, hay una clara falta de datos básicos de comportamiento de fases y el conocimiento relacionado con los mecanismos de recuperación asistida de solvente/calor. Los efectos cuantitativos del disolvente sobre la viscosidad del bitumen, los comportamientos de fase y los mecanismos de transporte tampoco se comprenden bien.

El objetivo de esta charla es proporcionar conocimientos mecánicos cuantitativos pertinentes a los procesos de recuperación asistida de solvente/calor. Este conocimiento es un requisito previo para optimizar la composición de disolvente en los procesos de inyección de disolvente.

Biografía Jalal Abedi es profesor de Ingeniería Química y Petróleo en la Universidad de Calgary en Canadá. Lidera una facultad de investigación de equilibrio de fases de clase mundial y un grupo de investigación de 20 personas que se dedican a la investigación relacionada con mediciones experimentales de equilibrio de fases crudo/solvente/ vapor, modelado EOS y simulación de procesos de transporte. El doctor Abedi dirige el consorcio de investigación SHARP (recuperación asistida solvente/vapor) y dicta la cátedra de Investigación Industrial NSERC, en procesos de recuperación mejorada con solventes. Ha sido autor y co-autor de más de 100 artículos.

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

O

CAPACITACIÓN

Convertirse en un profesional de éxito: progrese en su carrera con los cursos de entrenamiento de la SPE Paulo Pires, Petrobras

E

n todas las industrias, varias cualidades parecen ser universales entre los profesionales más exitosos: enfoque en los resultados, sólidos conocimientos técnicos, capacidad de liderazgo, automotivación, apertura para compartir conocimientos, ética a toda prueba y excelente habilidad para comunicarse e interrelacionarse. Los profesionales de éxito tienen otra cualidad que no resulta fácil detectar en el ámbito de trabajo: un compromiso personal al continuo aprendizaje.

Dentro de la insdustria los triunfadores reconocen que el mercado se encuentra en constante cambio, y para mantenerse a la par frecuentemente deben renovar, construir y sumar nuevos conocimientos a su amplia base.

Todo esto como una forma de complementar su educación formal.

Por ejemplo, solo en los últimos cinco años, los descubrimientos costa fuera del presal en

Brasil y los reservorios no convencionales en los Estados Unidos demandan diferentes habilidades a las adquiridas en la universidad. El siguiente gran descubrimiento y nuevo avance tecnológico se encuentra a la vuelta de la esquina. ¿Está listo para aprovechar la oportunidad cuando llegue el momento?

Una de las formas más efectivas como la SPE le ayuda a obtener ese aprendizaje continuo es a través de los cursos de entrenamiento. La SPE ofrece un amplio catálogo, desde niveles introductorios hasta avanzados, que fueron diseñados para asistir a los profesionales en sus diferentes necesidades de entrenamiento.

La SPE tiene cuatro centros de entrenamiento localizados en Houston, Kuala Lumpur, Dubai y Calgary. Ahí se ofrecen cursos independientes y de entrenamiento antes y después de los eventos (conferencias y talleres) de la SPE. Estos pueden convocar a participantes de diversos lugares, por lo que las oportunida

Traducido por la SPE Capítulo Ecuador

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

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O

CAPACITACIÓN

des de entrenamientos relacionados con los eventos son accesibles a un mayor número de personas alrededor del mundo. Los cursos pueden convertirse en el medio a través del cual se generen contactos y una red global con profesionales que comparten los mismos intereses.

El catálogo de cursos de la SPE engloba disciplinas de seis industrias: perforación y completaciones; salud, seguridad, ambiente y seguridad física; gerencia e información; proyectos, facilidades y construcción; producción y operaciones; ingeniería de reservorios y su dinámica. El catálogo de cursos por título o disciplina puede revisarse en línea.

La meta de la SPE hasta 2015 es impartir 190 cursos de entrenamiento, incluyendo aquellos que se impartan de manera independiente y conjunta con los eventos. Los próximos temas que se abordarán son: “Social, Psychological, and Cognitive Factors in Project Decision-Making”; “Geology for Engineers”; “Practical Decline Curve Analysis”; “Oilfield Data Mining”; y, “Technical Writing and Publishing”.

Los instructores para cada curso de la SPE son cuidadosamente elegidos. Cada uno debió haber contribuido de manera importante a la industria y ser un experto en su área. Sus biografías pueden ser revisadas en el catálogo de cursos previo al registro del participante. Esto, para garantizar que el aprendizaje esté en buenas manos.

Para quien está empezado su carrera, los cursos de entrenamiento de la SPE son de mucho valor, porque pueden acelerar el logro de experticias y hasta pueden incrementar las oportunidades de ascenso.

Los estudiantes y los recién graduados tienen la oportunidad de encontrar los cursos efectivos de entrenamiento, para adquirir habilidades y acceder a información técnica que, generalmente, no es parte del currículo académico. La asistencia a cursos de una aso-

16

ciación de profesionales para complementar la educación formal es una manera adecuada de ampliar las competencias técnicas.

Los profesionales experimentados que están a la vanguardia de una disciplina específica pueden ser instructores en algún curso de la SPE y proponer nuevas ideas, que están sujetas a la revisión y aprobación del Comité de Entrenamiento Global de la SPE. Lograr que un curso sea aprobado cimentará la reputación del experto, además de compartir los conocimientos y las experiencias con los colegas de la industria.

Las compañías igualmente se pueden beneficiar de los programas de entrenamiento de la SPE. Muchas carecen de instalaciones de entrenamiento, así como de instructores profesionales y dedicados. Los cursos de la SPE son una forma efectiva y relativamente económica, a través de la cual una organización puede mantener a sus profesionales actualizados en sus conocimientos y los desarrollos de la industria. Las compañías pequeñas y medianas pueden solicitar a la SPE que los cursos se realicen en las instalaciones de trabajo.

Estas actividades están diseñados para mantener los altos estándares técnicos de los profesionales de la industria petrolera para que puedan responder de manera efectiva a los problemas más desafiantes con los que el sector debe lidiar. Si se identifica una materia técnica, mejor práctica o tecnología emergente no abordada en los cursos existentes, remita sus ideas a: www.spe.org/training/courses.php.

La próxima vez que se registre en un evento, incluyendo los talleres, puede revisar los cursos de entrenamiento que se ofrecen en conjunto.

En caso de buscar entrenamiento personal o para la compañía, visite www.spe.org/training y revise el calendario o el catálogo completo de cursos de entrenamiento alrededor del mundo.

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

P

i

REPORTES

Taladros en Ecuador Taladros de perforaciﾃｳn Agosto 1, 2014 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR

OGLAN 2

PETREX

20

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

CEMENTING 13 3/8" CASING

ANDES PETROLEUM

FANNY 18B164

CCDC

CCDC25

2000 HP

RIH 7" LINER HANGER

ANDES PETROLEUM

WANKE ESTE 2H

CCDC

CCDC37

ZJ70DB (2000 HP)

P/U & MU 5 1/2" DP IN STANDS TO DERRICK

ANDES PETROLEUM

MARIANN 43

HILONG

7

ZJ70D 2000 HP

DRILL CEMENT PLUG PRIOR TO DRILL 12 1/4" HOLE

ANDES PETROLEUM

ATUQ 1

SINOPEC

185

2000 HP

STARTING MOBILIZATION FROM LAGO AGRIO BASE TO LOCATION

CONSORCIO INTERPEC MARAﾃ前N

RON 2

PETREX

26

HH 300 (1500 HP)

DRILLING 12 1/4" HOLE

CONSORCIO PETROLERO PALANDA YUCA SUR

YUCA SUR 8D

HELMERICH & PAYNE

190

2000 HP

DRILLING

EP PETROAMAZONAS

APAIKA 011

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

CEMENTING 13 3/8" CASING

EP PETROAMAZONAS

COCK 042

SINOPEC

119

2000 HP

DRILLLING 16" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

OSO A 037

SINOPEC

129

70B

DRILLOUT CEMENT INI CASING 9 5/8" CSG. W/ 8 1/2" BIT

EP PETROAMAZONAS

LMNH 061

CCDC

CCDC036

BAOJI 2000 HP

RUNNING 13 3/8" CSG.

EP PETROAMAZONAS

COCA 052

CCDC

CCDC066

2000 HP

DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

AUCA SUR A018

CCDC

CCDC068

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

EDYJ-181

HELMERICH & PAYNE

132

OILWELL 840

DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS

PLAN 050HS1

HELMERICH & PAYNE

121

IDECO E1700

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

PKNA 013

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1220

DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS

YNNA 008

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

CHONTA SUR A001

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

MOBILIZING RIG

EP PETROAMAZONAS

OSO G097

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

DRILLING 16" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

OSO I0011

SINOPEC

191

2000 HP

LOGGING

EP PETROAMAZONAS

ACAQ 118

SINOPEC

128

OILWELL 840

DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS

YUCA G34

CCDC

CCDC69

2000 HP

DRILLING 16" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

DRRA 048

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

DRILLING 6 1/8" HOLE

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHS 177D

HILONG

15

2000 HP

RIG MOVE

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 206D

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

RIG MOVE

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 172D

HELMERICH & PAYNE

176

1500HP / LEE C. MOORE

CEMENTING 9 5/8" CASING

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR)

PACAYACU 9

PETREX

3

2000 HP

RUNNING 9 5/8" CSG. DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS

ARAZA 06

CCDC

CCDC38

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

EP PETROAMAZONAS

CUYABENO G64

CCDC

CCDC39

1600 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

LAGO AGRIO H054

PDVSA

PDV-80

ZJ70DB 2000 HP

TESTING

EP PETROAMAZONAS

GUANTA E034

PDVSA

PDV-81

ZJ70DB 2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

OSO H118H

SINOPEC

127

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS

CONONACO I038

SINOPEC

248

2000 HP

MOBILIZING RIG

EP PETROAMAZONAS

YULEBRA B014

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS (OFFSHORE OPERATION)

AMISTAD 15 ST1

PETREX

OCEAN SPUR

2000 HP (JACK UP RIG)

CONNECTING 20" CASING MLS

GENTE OIL

SINGUE B5

SINOPEC

188

3H-1500

DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 480D

PDVSA

CPV-16

CONTINENTAL EMSCO 2000 HP

COMPLETION & TESTING

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 451D

PDVSA

CPV-23

CONTINENTAL EMSCO 1500 HP

COMPLETION & TESTING

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 473H

PDVSA

PDV-79

ZJ70DB 2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 424D

HILONG

16

ZJ70DB VFD 2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 447D

CCDC

CCDC-28

2000 HP

LOGGING

Fuente: Ing. Jorge Rosas

18

PGE PETRﾃｳLEO & GAS - AGOSTO 2014

i

REPORTES

Taladros en Ecuador Taladros de mantenimiento Agosto 1, 2014 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

MARIANN 9

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

W.O.

ANDES PETROLEUM

HORMIGUERO 11

SINOPEC

904

750 HP

W.O.

ANDES PETROLEUM

NANTU 3

CCDC

52

650 HP

W.O.

ANDES PETROLEUM

MARIANN 42

HILONG

HL-3

XJ 650

W.O.

CONSORCIO INTERPEC MARAﾃ前N

ENO 02

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

W.O.

ENAP SIPEC

PARAISO 12

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

80091

MUSTANG, 250 HP VARILLERO

W.O. W.O.

ENAP SIPEC (THROUGH WEATHERFORD)

PARAISO 6

KEY ENERGY

EP PETROAMAZONAS

TAPI 11

CCDC

42

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

EP PETROAMAZONAS

PCCB037

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

LMNK 041

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DURENO 1

GEOPETSA

1

COOPER LTO 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

GUANTA 03

GEOPETSA

6

ZPEC 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

OSO A095HS1

SAXON ENERGY SERVICES

32

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDYD 180

NABORS DRILLING SERVICES

813

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O

EP PETROAMAZONAS

PLAC 46

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS

OSO B078

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS

YNNA 001

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

W.O

EP PETROAMAZONAS

AUCA 79

PETROTECH

4

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CULEBRA 6

SINOPEC

905

750 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

LAGO AGRIO 37

TRIBOILGAS

7

WILSON 42 B

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRAGO ESTE

TRIBOILGAS

8

COOPER 550DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CUYABENO 006

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AUCA 15

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AUCA 84

TRIBOILGAS

103

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AUCA 103

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 113D

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POr DYGOIL)

SSFD01

KING SERVICES 750HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

AGUARICO 18D

DYGOIL

30

CAMERON 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI A221

KEY ENERGY

80051

LOADCRAFT 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 99

KEY ENERGY

80055

LOAD 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI T109

KEY ENERGY

80057

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 246D

SAXON ENERGY SERVICES

53

WILSON 4B

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 126D

SAXON ENERGY SERVICES

56

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR)

SHUARA 4

CCDC

CCDC51

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR)

SHUARA C038

SAXON ENERGY SERVICES

55

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR)

ATACAPI 31

SAXON ENERGY SERVICES

47

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR)

SHUSHUQUI 011

TRIBOILGAS

6

COOPER 550

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 106

DYGOIL

20

FRANKS 600

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 185

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 396D

FAST DRILLING

FD11

XJ 650 (700 HP)

W.O. (CONTRACT WITH ORN ENDS IN AUGUST/05/2014

REPSOL

IRO A9

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

TECPECUADOR

BERMEJO 5

SAXON ENERGY SERVICES

7

COOPER 550

W.O.

Fuente: Ing. Jorge Rosas

PGE PETRﾃｳLEO & GAS - AGOSTO 2014

19

i

REPORTES

Taladros de perforaciรณn disponibles CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

HELMERICH & PAYNE

117

MID CONTINENTAL U1220EB

COCA BASE

HILONG

17

2000 HP

SHUSHUFINDI

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

220

2000 HP

SHUSHUFINDI

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

COCA BASE

Taladros de mantenimiento disponibles CONTRATISTA AGIP OIL ECUADOR

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

AOE 1

STACKED

OIME 750SL

STBY. VILLANO "A"

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO "B"

CCDC

40

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

CCDC

41

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

ESPINEL & ASOCIADOS *

EA 12

XJ 650

COCA BASE (*THIS RIG BELONG PREVIOUSLY TO FAST DRILLING)

GEOPETSA

2

WILSON 42B 500

COCA BASE

GEOPETSA

3

WILSON 42B 500

COCA BASE

GEOPETSA

4

UPET 550 HP

COCA BASE

GEOPETSA

5

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE (IN ASSEMBL)

SAXON ENERGY SERVICES

34

WILSON 42B

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

907

XJ 550

COCA BASE

SINOPEC

932

XJ 650

LAGO AGRIO BASE

TRIBOILGAS

5

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

105

550 DD

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TUSCANY

108

650 HP HELI PORTABLE RIG

COCA BASE CAMP

EP PETROAMAZONAS (BLOQUE 1)

1

WILSON 42 B DD

PENINSULA STA. ELENA

TALADROS DE MANTENIMIENTO

TALADROS DE PERFORACIร N 45 40

45

41

41

40

35

35

30 25

30

20 15

20

25

Disponible

8

6

2

21 TOTAL

4

TUSCANY DRILLING

1

SINOPEC

6 1 1

TRIBOILGAS

4

PETROTECH

4

SAXON ENERGY SERVICES

4 3

PETROAMAZONAS

En operaciรณn

2

HILONG

ESPINEL & ASOCIADOS FAST DRILLING

1 1

GEOPETSA

32 CCDC

2

DYGOIL

5

NABOR DRILLINGS SERVICES

10 0

TOTAL

TRIBOIL GAS

TUSCANY DRILLING

Disponible

6 1

KEY ENERGY

En operaciรณn

2 11 SINOPEC

5 PETREX

PDVSA

HILONG

NABORS DRILLINGS

1 3 1 2

5

AGIP OIL ECUADOR

11 5

HELMERICH & PAYNE

CCDC

10 9 5 0

20

15

Fuente: Ing. Jorge Rosas

20

PGE PETRรณLEO & GAS - AGOSTO 2014

i

ESTADÍSTICAS

Proyección de demanda y oferta mundial de petróleo al 2035

C

onforme con las proyecciones de la OPEP, en torno a la oferta mundial de petróleo, se considera que llegará hasta 107,5 millones de barriles diarios en el año 2035, lo cual representa un incremento de 0,9% promedio anual durante el periodo 2010-2035. En el caso

de la oferta de petróleo de países fuera de la OPEP para el largo plazo, mostrará una tasa de crecimiento anual de 0,7%. Las optimistas estimaciones de la OPEP se atribuyen a las consideraciones respecto de la oferta de petróleo, puesto que los recursos son abundantes y que las fuentes de esta oferta son ampliamente diversas.

Demanda mundial de petróleo (Porcentaje de participación) 35% 30% Países en desarrollo

25%

América Europa

20%

China 15%

Asia Ex Unión Soviética

10%

Otros Europa 5% 0%

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: www.opec.org

Oferta mundial de petróleo (Porcentaje de participación) 40%

Producción OPEP (Argelia, Angola, Ecuador, Irán, Iraq, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Venezuela)

35%

América (USA, Canadá, México)

30%

Ex Unión Soviética (Rusia, Kazajstán, Azerbaiyán y otros) Países en desarrollo (Brunéi, India, Indonesia, Malasia, Tailandia, Vietnam, Argentina, Brasil, Colombia, Trinidad y Tobago, Bahrein, Omán, Siria, Yemen, Chad, Congo, Egipto, Guinea Ecuatorial, Gabón, Sudáfrica, Sudán y otros)

25% 20% 15%

OPEP NGLS + crudo no convencional China Europa (Noruega, Reino Unido, Dinamarca y otros) Ganancias procesadas Asia (Australia y Otros)

10% 5% 0%

2007

2008

2009

2010

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

2011

2012

2013

Otros Europa

Fuente: www.opec.org

21

i

ESTADÍSTICAS

Factores que inciden en el precio del petróleo El desajuste entre la oferta y la demanda, así como en la capacidad de refinación, la especulación financiera, el clima, las condiciones geopolíticas y otros inciden en la fijación del valor del crudo.

Otro factor preponderante -por el margen de la oferta- es la regulación de los niveles de producción de la OPEP con sus 12 países miembros, con lo cual logra sostener el consumo requerido y así no satura el mercado.

La demanda de crudo de los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), una entidad de más de 30 países, en su gran mayoría desarrollados, cerró 2013 con un aumento de 0,2% ( el primero desde 2010) después de haber retrocedido 1,1% en 2012.

Dado que las rutas comerciales, los mecanismos de transportación y los procesos de negocio se han mantenido casi estandarizados, sin mayores innovaciones y progresos, ni administrativos y tampoco tecnológicos, estas variables poco influyen en el factor precio.

Bajo estas consideraciones del comportamiento y manejo del mercado, entidades mundiales como la Asociación Internacional de Energía y la propia OPEP, advierten que los precios del petróleo oscilarán por los $100 en el mediano plazo.

Un factor definitivamente influyente comienza a evidenciarse: el climático, por el prolongado invierno en las zonas templadas y el recrudecimiento de las bajas temperaturas en Estados Unidos determinaron un necesario incremento del consumo de petróleo.

Factores importantes que incidieron en el precio del petróleo a nivel mundial (precio por barril)

Colapso económico global

140

Guerra Irán – Iraq

120

100

Baja capacidad de reserva

Revolución Iraní Saudis abandonan el papel de productores

80

60

Reserva agotada de capacidad EE.UU

Ataque del 9-11

Crisis financiera asiática

40

OPEP corta metas 4.2mmbpd 20

Embargo de petroleo árabe

Iraq invade Kuwait

OPEP corta metas 1.7 mmbpd

0 1970

1975

1980

1985

Costo del crudo adquirido en refinería importada

1990

1995

2000

2005

2015

WTI precio de petróleo crudo Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA)

22

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

i

ESTADÍSTICAS

Producción nacional fiscalizada de petróleo en Ecuador Periodo 2008 - 2013 (barriles promedio por día) Empresa PETROAMAZONAS EP RíO NAPO CEM

2008

2009

2010

2011

2012

2013

64.810

99.132

113.605

156.252

148.608

325.390

-

8.237

50.673

49.394

57.675

70.429

PETROPRODUCCIóN / EP PETROECUADOR

170.952

174.185

137.966

150.007

157.882

-

SUBTOTAL CÍAS ESTATALES

235.761

281.553

302.243

355.653

364.165

395.819

AGIP OIL ECUADOR

25.294

20.513

18.679

17.044

15.012

13.575

ANDES PETROLEUM

43.881

38.482

38.398

36.265

34.084

33.892

CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO)

-

111

981

1.007

1.820

1.408

CONSORCIO DGC - DYGOIL

-

-

-

-

-

525

CONSORCIO INTERPEC

-

-

-

-

-

41

CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

-

-

-

2.000

2.191

2.827

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA

7.869

7.474

8.981

5.008

5.621

5.542

PACIFPETROL

1.464

1.383

1.337

1.279

1.240

1.190

4.742

4.333

4.650

4.154

3.666

3.272

PETRORIENTAL

PETROBELL

15.721

14.722

13.974

13.056

13.421

13.048

REPSOL

54.065

44.810

44.836

46.200

43.518

37.959

SIPEC (Sociedad Petrolera)

16.879

14.864

13.609

12.462

13.945

12.780

TECPECUADOR

5.659

4.776

4.405

3.927

3.581

3.353

30.393

-

-

-

-

-

CANADÁ GRANDE EP PETROECUADOR

97

76

63

-

-

-

CITY ORIENTE EP PETROECUADOR

2.854

-

-

-

-

-

PERENCO PETROAMAZONAS

27.796

21.937

12.970

-

-

-

PETROBRAS PETROAMAZONAS

32.562

29.383

18.830

-

-

-

1.210

2.216

2.201

126

-

-

SUBTOTAL CÍAS PRIVADAS

270.486

205.078

183.912

142.528

138.099

129.412

TOTAL PRODUCCIÓN FISCALIZADA

506.248

486.631

486.155

498.181

502.264

525.231

BLOQUE 15 PETROAMAZONAS

SUELOPETROL EP PETROECUADOR

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) Adaptado por: Diana Carvajal - AIHE

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

23

i

ESTADÍSTICAS

Producción Petroamazonas EP (Barriles promedio diario por campo)

Zonas

Zona centro

Zonas

Zona norte

Zonas

Bloques

2008

2009

2010

2011

2012

2013

B31

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

407,62

EDEN YUTURI

58.313,65

58.821,66

59.121,85

64.406,09

54.878,94

48.644,53

INDILLANA

36.629,22

40.309,88

41.272,82

40.078,34

37.202,49

37.218,88

TOTAL ZONA CENTRO

94.942,87

99.131,53

100.394,67

104.484,43

92.081,43

86.271,03

Bloques

2008

2009

2010

2011

2012

2013

CUYABENO

8.067,74

20.504,26

22.478,68

22.351,97

23.866,88

25.284,65

LAGO AGRIO

9.000,50

12.061,96

12.003,16

10.198,37

9.888,59

10.404,06

LIBERTADOR

31.763,31

19.397,79

17.574,55

18.937,01

17.997,24

19.142,98

SHUSHUFINDI

43.508,27

46.196,94

46.167,98

51.985,99

54.785,92

69.540,47

TOTAL ZONA NORTE

92.339,83

98.160,95

98.224,38

103.473,35

106.538,63

124.372,17

Bloques

2008

2009

2010

2011

2012

2013

AUCA

33.461,88

35.134,32

37.873,71

45.960,27

52.581,87

56.651,58

OSO YURALPA

27.720,08

21.936,53

26.204,63

34.145,43

39.390,7

42.803,29

PALO AZUL

32.473,01

29.382,99

20.729,38

18.133,71

16.846,97

16.495,15

TOTAL ZONA OESTE

93.654,97

86.453,84

84.807,73

98.239,41

108.819,53

115.950,02

Zona oeste

Fuente: Gerenciamiento de Datos - PETROAMAZONAS EP Adaptado por: Diana Carvajal - AIHE

24

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

Área Técnica

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

25

PRODUCCIÓN

F

Implementación de sistemas de bombeo mecánico en pozos profundos en Ecuador

L

Actualmente se pueden alcanzar profundidades de hasta 16 000 ft, con caudales de producción que dependería de la profundidad y de otros parámetros

Thiago Fructuoso1, Ana Solá2 y José Ernesto Jaua3

os sistemas de levantamiento artificial son utilizados 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 medio de dispositivos mecánicos colocados en el pozo, como bombas, que reducen el peso de la columna hidrostática a través de la inyección de gas, a cierta profundidad o una combinación de 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 producción que sea económicamente rentable. Dentro de los principales métodos de levantamiento artificial se encuentra el bombeo mecánico. Su aplicación en pozos de altas profundidades será el tema principal del siguiente artículo.

El sistema de bombeo mecánico consta de una bomba de desplazamiento positivo tipo pistón instalada en el pozo que es accionada mediante varillas, comúnmente metálicas, que conectan la bomba en fondo a la unidad de superficie. Esta unidad se convierte en el movimiento rotativo de un motor eléctrico o de combustión en el movimiento axial reciprocante necesario para accionar el sistema.

Históricamente el bombeo mecánico ha sido utilizado principalmente en pozos de bajas profundidades y caudales. Sin embargo, nuevos desarrollos tecnológicos, tanto en diseño de unidades de superficie como en metalurgias y diseños de elementos de fondo han expandido las fronteras del sistema. En la actualidad pueden alcanzar profundidades de hasta 16 000 ft, con caudales de producción que dependerán de la profundidad y de factores como la desviación, producción requerida y densidad del fluido, entre otros.

A continuación se muestra una configuración básica de un sistema de bombeo mecánico el cual ilustrará los conceptos anteriormente mencionados: Equipo de Superficie

Varillas

Bombas Conjunto de Fondo

Figura 1. Sistema de bombeo mecánico

1. Principio operativo de bombeo mecánico Como se indicó, el sistema de bombeo mecánico consta de una bomba de desplazamiento positivo tipo pistón, conocida como bomba de fondo, que se acciona mediante varillas conectadas a la unidad de superficie. Esta genera el movimiento necesario para activar todo el sistema.

La bomba de fondo es un barril fijo a la tubería de producción dentro del cual se mueve un pistón que cuenta con dos válvulas: una fija y otra que se mueve hacia arriba y hacia abajo. Se la conoce como válvula viajera.

Conjunto de Anclaje

Conjunto Barril

Válvula Válvula Fija Viajera

Pistón

Figura 2. Esquema básico de una bomba mecánica de subsuelo

1Thiago

FRUCTUOSO, ingeniero en Petróleos graduado de la Universidad Estacio de Sá en Río de Janeiro.

Actualmente desempeña el cargo de Ingeniero de aplicaciones y ventas para bombeo mecánico en Weatherford Ecuador.

26

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

PRODUCCIÓN

F

Compression Chamber

En el primer movimiento descendente del pistón, la válvula viajera se abre y la fija se cierra permitiendo el paso del fluido dentro del barril hacia el interior del pistón. Luego se inicia el movimiento ascendente en el que la válvula viajera se cierra y la fija se abre. En este proceso ocurren dos acciones simultáneas, por el lado superior del pistón el fluido es movilizado en dirección hacia la superficie y por debajo el barril se llena, nuevamente, con el fluido del pozo. Al finalizar esta etapa se inicia otra vez el movimiento descendente y el ciclo comienza.

Figura 3 . Ciclo de la bomba de fondo

2. Aplicación del sistema de bombeo mecánico en Ecuador Las profundidades de los pozos ubicados en el Oriente ecuatoriano alcanzan los 7 000 pies y pueden extenderse hasta los 10 500. Esto es un desafío importante del bombeo mecánico para lograr producciones a tasas rentables y un tiempo de vida extenso del sistema.

Para alcanzar este reto se requiere de unidades de bombeo de superficie más robustas y varillas más resistentes. En el caso de los pozos

con desviaciones elevadas es necesario el uso de centralizaciones especiales para las varillas. En este artículo se expondrán cada uno de los componentes y sus características en aplicaciones profundas.

Como ejemplo práctico se mostrarán los resultados de un caso real en el que se instaló un sistema de bombeo mecánico en un pozo de gran profundidad y con alta desviación.

Se dará a conocer el proceso detallado del diseño y la selección de los componentes utilizados en el pozo que se denominará Pozo “A”.

3. Caso real: instalación de bombeo mecánico en un pozo con alta desviación y profundidad En marzo de este año Weatherford presentó una propuesta a una de las principales compañías operadoras del país para implementar el bombeo mecánico en un pozo profundo, altamente desviado y con manejo de cantidades considerables de gas.

El pozo fue escogido en base a los retos técnicos y de diseño que representaba, su principal característica fueron la desviación y la profundidad. Adicionalmente, dentro de su historial de intervenciones de reacondicionamiento, se evidenció que este pozo había sido producido anteriormente utilizando sistemas de bombeo electrosumergible con resultados poco favorables debido al corto tiempo de vida del equipo.

Como se mencionó anteriormente, el sistema de bombeo mecánico utiliza varillas metálicas para transmitir el movimiento reciprocante desde la unidad de superficie hasta la bomba de fondo tipo pistón. Este elemento se ve altamente afectado en pozos como el de este estudio, con altos niveles de desviación debido al desgaste mecánico, expuesto principalmente en aquellos puntos del pozo donde los cambios de desviación (doglegs) son más pronunciados.

Unido a los retos de profundidad y desviación, la presencia de gas fue un tema de análisis y atención, ya que el objetivo fue lograr una óptima producción y que la bomba de fondo no se viera afectada por la cantidad de gas a manejar y trabajara eficientemente.

Las profundidades de los pozos ubicados en el Oriente ecuatoriano alcanzan los 7 000 pies y pueden extenderse hasta los 10 500.

Esto es un desafío importante para el bombeo mecánico

2 Ana SolÁ, ingeniera en Petróleos, graduada de la Universidad Tecnológica Equinoccial en Quito.

Actualmente desempeña el cargo de Coordinadora de ventas e Ingeniería de aplicaciones para bombeo mecánico en Weatherford Ecuador.

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

27

PRODUCCIÓN

F

3.1. Datos del Pozo A Datos del Pozo “A” Profundidad Total

Figura 4. Diagrama de completamiento de fondo

10378 ft

Profundidad de la bomba

10217 ft

Profundidad de los perforados

10354 ft

Corte de agua

4%

Grado API del crudo

26

DogLeg máximo

4,74° / 100 ft

Fuerza lateral máxima

389 Lb / 25 ft

Última producción evaluada (MTU)

168 BFD

Producción diseño BM

180 BFPD

3.2.Diagrama de completamiento de fondo Pozo A A continuación se muestra el estado mecánico del completamiento de fondo.

FOTO 4

El completamiento de fondo de esta aplicación se encuentra cercana a los 10 000 pies. El niple de asiento mecánico se ubicó a 10 217 pies (MD) caracterizando a la aplicación como profunda.

El punto de mayor desviación registrado en el pozo o “dogleg” máximo encontrado fue de 4,74°/100 pies a 5 357 pies de profundidad y la tubería de producción utilizada fue de 3-1/2 pulgadas. La arena productora seleccionada fue la T inferior en el intervalo de 10 348 a 10 354 pies MD. El completamiento ideal de bombeo mecánico y una de sus ventajas es la facilidad para instalar la bomba de fondo por debajo de los perforados.

En esta posición se elimina gran cantidad de gas que ingresó a la bomba, debido a una separación natural como efecto de la gravedad que permite que este, siendo más liviano, se separe del líquido y sea producido por el espacio anular. Como recomendación general, lo mejor es que se posicione la bomba al menos 15 pies por debajo de los perforados para una mejor separación. En el caso del Pozo A, el completamiento con empacadura hidráulica impedía la instalación por debajo de los perforados y representó un reto adicional porque todo el gas liberado debía ser producido a través de la bomba mecánica.

Otra desventaja de instalar la bomba por encima de la formación es la presión a favor de la producción (drawdown) que se pierde por cada pie de distancia que exista de separación entre la bomba de fondo y la formación. El instalar la bomba por debajo de los perforados nos habría permitido alcanzar presiones de fondo fluyentes más bajas e incrementar la producción del reservorio. En el pozo de estudio, el ingreso de la bomba está ubicado a 140 pies sobre los perforados, lo que representa para un crudo API 26 cerca de 55 psi de pérdida de presión.

3.3.- Selección de la unidad de superficie La unidad de bombeo es la responsable de la conversión del movimiento rotatorio del motor primario en el movimiento reciprocante necesario para ser transmitido a la sarta de varillas conectadas a la bomba de fondo.

Para seleccionar apropiadamente la unidad de superficie para el Pozo A, se deben evaluar dos características principales que serán las respon-

3 JOSÉ ERNESTO JAUA ALEMÁN, graduado en Ingeniería Mecánica de la Universidad Metropolitana en Caracas. Actualmente y desde el año 2011 se desempeña como Gerente de Sistemas de Producción en Weatherford Ecuador.

28

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

PRODUCCIÓN

F

sables de optimizar el desempeño de todo el sistema. Estos son: la longitud de la carrera de la unidad y la capacidad de carga.

Longitud de carrera La longitud de la carrera de la unidad debe atender la longitud de la bomba de fondo. Las de mayor longitud (con mayor recorrido del pistón) brindan las siguientes ventajas: - Mejor manejo del gas porque permiten contar con un mayor espacio para la absorción de una posible compresión de gas evitando un bloqueo (por gas) de las válvulas de la bomba.

- Mantener las tasas de producción con una cantidad menor de golpes por minuto (GPM), que es la cantidad de veces que el pistón de la bomba de fondo cumple un ciclo completo por minuto. Con ello se reduce el desgaste producto de la fricción entre las varillas y la tubería de producción, en especial en los pozos desviados, alargando el tiempo de vida útil del completamiento de fondo.

- Al manejar velocidades de operación menores, se permite un llenado más completo de la bomba de fondo incrementando la eficiencia de bombeo del sistema.

En caso de escoger una unidad de superficie con carrera de 192 pulgadas (medida común en las unidades de superficie convencionales) para producir los 180 barriles esperados, se debería trabajar a cerca de cuatro golpes por minuto (GPM). Sin embargo, al seleccionar una unidad de 366 pulgadas de longitud de recorrido se lograría trabajar a tan solo dos GPM, la mitad.

Esto, además de todas las ventajas mencionadas, duplicaría la vida útil de la sarta de varillas y el completamiento de fondo.

En base a estos factores se debería seleccionar la unidad de superficie que permita la mayor longitud de carrera posible.

Capacidad de carga Otro de los parámetros críticos a ser considerado en la selección de la unidad de superficie es la carga o peso que deberá soportar durante su vida operativa. Para trabajar en pozos de alta profundidad y desviación es importante contar con la posibilidad de implementar unidades de alta carga.

- Una desviación elevada del pozo aumenta la fricción entre la sarta de varillas y la tubería de producción, incrementado a su vez la carga que debe vencer la unidad de superficie.

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

- La profundidad de asentamiento de la bomba es proporcional a la carga que tendrá que soportar la unidad de superficie. Cuanto más profunda sea la ubicación de la bomba, más varillas se deberán usar (mayor peso de la sarta), que, sumado a la fricción entre los componentes del sistema y densidad del fluido, da como resultado la carga total.

En este caso, las cargas calculadas se encontraron cerca de las 40 500 libras en su punto máximo. No muchas unidades en el mercado están en capacidad de soportar estos niveles y la selección de la unidad de superficie debía cubrir este requerimiento.

En este caso la unidad seleccionada fue la de más larga carrera (366 pulgadas) y de más capacidad de carga (50 000 lb) disponible en Ecuador: Una unidad Rotaflex 1150 (ver Tabla 1).

ROTAFLEX 1150 Capacidad de carga

50.000 LB

Carrera

366 pulgadas

Caja reductora

320.000 In.Lb

Velocidad Max

3,64 Golpes por minuto

Tabla 1

Figura 5a. Rotaflex. carrera larga

Figura 5b. Balancín convencional 29

PRODUCCIÓN

F

El motor utilizado para el pozo fue un NEMA B de 100 HP con variador de frecuencia de 125HP, con consumo energético de 635 KWH/ día. En el caso de usar un balancín o unidad de bombeo convencional se habría requerido un motor de 125 HP con variador de 150HP y consumo de 950 KWH/día. El ahorro energético es otra de las principales ventajas de las unidades de carrera larga (Rotaflex) en comparación con unidades convencionales.

3.4. Selección de la sarta de varillas La sarta de varillas conecta y transfiere el movimiento de la unidad de superficie hasta la bomba ubicada en el fondo del pozo. El peso de esta sarta representa la mayor carga que deberá manejar la unidad de superficie, carga que será proporcional a la profundidad de asentamiento de la bomba.

La utilización de una sarta de varillas telescópicas es lo que posibilita llegar a grandes profundidades. Las varillas de mayor diámetro con capacidad de soportar mayores cargas son ubicadas hacia la superficie. A medida que se profundiza en el pozo la carga disminuye, por lo que se puede utilizar varillas de menor diámetro. La reducción es gradual. Con ello se logra que la unidad de superficie trabaje a menor carga (ver Tabla 2).

desviación del pozo (doglegs). Para evaluar los riesgos asociados a este aspecto y seleccionar los equipos de centralización más apropiados es clave contar con un diagrama real de desviación del pozo (survey).

Para mitigar este problema y las posibles consecuencias de elevadas cargas laterales sobre las varillas, se utilizan centralizadores. Estos generan puntos de contacto adicionales entre la varilla y la tubería, ayudando a distribuir de mejor manera las cargas.

Se recomienda que la carga lateral que se aplique sobre una varilla sea de máximo 50 libras.

Es decir, al realizar un diseño, una varilla deberá llevar los centralizadores necesarios para que cada uno soporte una carga menor a 50 libras.

Las varillas pueden ser centralizadas en los acoples y en el cuerpo de la varilla. Dos tipos de centralizadores y acoples centralizados se muestran a continuación.

Configuración de Sarta de Varillas Diametro (pulgadas)

Cantidad

Longitud (pies)

1

95

2,367

7/8

103

2,575

¾

198

4,950

1-1/8

13

325

Tabla 2

Las varillas son conectadas entre sí mediante acoples. Al ser el punto más débil es más susceptible a fallas o rupturas. Al momento de la instalación hay que tener un cuidado especial porque un torque inapropiado de los acoples o una rosca en malas condiciones puede representar una falla prematura del sistema.

3.5.Selección de los accesorios de centralización El principal problema de la sarta de varillas en pozos de elevada desviación son las fuerzas laterales que se generan en los puntos de contacto entre las varillas y en los mayores cambios de 30

Figura 6. Acoples centralizados de tipo PL-5 Rubber Rod Guide

Slotted Design for Easy Installation

Figura 7, 8 y 9.

Centralizador - cuerpo de la varilla

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

PRODUCCIÓN

F

fluido y permitir que la válvula viajera convencional se abra con menor presión, ganando llenado y eficiencia en la bomba.

A continuación está el esquema de una bomba especial de tres válvulas: Válvula fija

Adicionalmente a las protecciones mencionadas para la sarta, se instaló también un rotador de varillas, que trabaja girando todo el conjunto de fondo a cada ciclo de bombeo. Este equipamiento posibilita el desgaste uniforme del equipo de subsuelo incrementando la vida útil de las varillas y los centralizadores.

v

Figura 10. Rotador de varillas

3.6. Selección de la bomba de fondo El último elemento del completamiento es la bomba de fondo. Cuando hay presencia de gas en la bomba, la eficiencia es reducida y este fue el caso del Pozo A. La presión esperada del fondo fluyente se encontraba por debajo del punto de burbuja. Para estos casos se recomienda la utilización de bombas de fondo de dos etapas que cuenta con una segunda válvula viajera por encima de la convencional.

Esta tercera válvula está ubicada en la parte superior de la varilla conectada al pistón y se mueve junto con la válvula viajera. Su función es mantener toda la presión de la columna de

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

Conjunto Viajera

Conjunto Barril

Conjunto Pistón Tercera Válvula

3.7. Selección de los sistemas de control Para el control automático del pozo, se utilizó un variador de frecuencia con controlador WellPilot integrado. La importancia de este accesorio, en epecial, para pozos con gas o baja presión de intake, es que se puede predefinir una cantidad máxima de gas deseada en la bomba.

En caso de que este valor se supere, la velocidad de bombeo es automáticamente reducida, lo que incrementa la presión de fondo y baja la presencia de gas en la bomba.

En el pozo en estudio varía frecuentemente y de manera automática la velocidad del sistema, manteniendo una presencia de gas máxima de 20% en la bomba.

Figura 11.

Bomba especial de tres válvulas

4.-Resultados finales del proyecto Por la carta dinamométrica de fondo es posible saber exactamente lo que pasa con la bomba de fondo. La carta es medida con un sensor de superficie que calcula la carga que soportan las varillas a nivel de superficie a lo largo de todo el recorrido de la bomba. Así se conoce la carga medida en cada posición en la que se encuentra la varilla en superficie y el pistón de la bomba ubicado en el fondo del pozo.

La presencia de gas es controlada por esta carta. A continuación la carta dinamométrica real del pozo: 31

PRODUCCIÓN

F

12.5 Fo Max 10.0

7.5

5.0

2.5 88% Fluido

12% Gas 0

-2.5

Figura 12.

Carta dinamométrica real del pozo

32

0

El resultado final reflejó una operación estable del Pozo A con una producción alcanzada de 202 barriles por día, con un llenado de bomba de 88% de fluido y 12% de gas. Un diseño apropiado y la selección adecuada de los equipos de superficie y fondo fueron la clave para el buen desempeño del sistema. La bomba de dos etapas (tres válvulas) ayudó a incrementar la eficiencia mediante un manejo adecuado del gas proveniente del yacimiento.

Un correcto centralizado de las varillas, en conjunto con el uso del rotador de varillas y la implementación de una unidad de bombeo de carrera larga, hicieron posible la instalación de bombeo mecánico en condiciones altas de desviación del pozo.

Los resultados finales del proyecto puede verlos en la Tabla 3.

Estos resultados demuestran que se pueden lograr altos niveles de eficiencia y confiabilidad en la operación y la producción de pozos profundos implementando sistemas de bombeo mecánico. La evolución tecnológica, tanto en metalurgias como en configuración de unidades de superficie y, en particular el desarrollo de unidades de carrera larga (Rotaflex), permiten

375.3

extender las fronteras de aplicación de bombeos mecánicos a pozos con profundidades y desviaciones que antes no se hubieran considerado como alternativa.

De igual manera, la implementación de sistemas de control apropiados permiten un manejo de las variables de operación y producción mucho más amplio y detallado, lo cual faculta una optimización de la producción, operación continua de los equipos, extiende la vida útil y se logran incrementos elevados en las eficiencias de operación.

Datos Finales del Proyecto Caudal Evaluado ( MTU )

168 BFPD

Caudal Propuesto Diseño

180 BFPD

Cauldal Actual

202 BFPD

Carga Limite Superficie

50.000 LB

Carga Actual en Superficie

36.342 LB

Esfuerzo en las Varillas Diseñado

70%

Esfuerzo en las Varillas Actual

67%

Consumo de Energía Simulado

594 KWH/Día

Consumo de Energía Medido

625 KWH/Día

Tabla 3 PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

P

PRODUCCIÓN

F

Gestión de campos maduros: Plan estratégico de administración del yacimiento del campo Pindo

L

a administración integral de yacimientos se ha convertido en la herramienta indispensable para lograr el máximo beneficio recobro-rentalibidad (R/R) de la explotación de los campos petroleros a nivel mundial.

Debido a la alta declinación del campo Pindo (57% en un año), en 2009 se pone en marcha un plan estratégico de administración del yacimiento, con el objetivo de revertir el comportamiento natural que presentaba.

Dorian Jaramillo1 / Hugo Simba2 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO El campo Pindo fue descubierto por Petroecuador (operadora del Consorcio CEPE-TEXACO) mediante la perforación del pozo exploratorio Pindo 01 en noviembre de 1991.

En 1999, bajo la modalidad de un contrato de participación, el campo pasó a ser operado por el Consorcio Petrosud Petroriva. Lo opera hasta la actualidad bajo la modalidad de prestación de servicios bajo tarifa desde 2010.

El campo Pindo está ubicado en la provincia de Francisco de Orellana a 35 km al sur de la ciudad de El Coca y a 10 km al oeste de la estación central del Campo Auca (Petroamazonas) (figura 2).

Figura 1. Comportamiento Forecast Pindo al 2009 y al 2014

Con su aplicación, que se detalla a continuación, se logró revertir la declinación. Esto permitió llegar a cifras históricas de producción, como también su continua aplicación para mantener la producción en niveles económicamente rentables. Considerando como base la declinación de 2009, se ha incrementado el recobro final esperado en 14 MMBO adicionales hasta agosto de 2019, fecha en la que terminará el contrato.

Figura 2. Ubicación del campo Pindo

1Dorian Jaramillo, ingeniero en Petróleos graduado en la Universidad Central del Ecuador en Quito. Desde 2009 se desempeña como Ingeniero de Desarrollo en el Ecuador para el Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur y para el Consorcio Petrosud-Petroriva que operan los bloques 64 y 65, respectivamente.

34

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

PRODUCCIÓN

F

En el Campo Pindo se han perforado 19 pozos.

En la actualidad 13 de ellos son productores, tres han sido convertidos a pozos de inyección de agua (no recuperación secundaria) y los otros tres se encuentran en abandono temporal.

En la figura 3 se observa la ubicación de los pozos dentro del campo Pindo.

La producción máxima se alcanza en 2010 (9100 bppd).

Reservorios de interés En el campo Pindo existen seis formaciones productoras correspondientes al cretácico. El principal reservorio es la arenisca U, inferior de la formación Napo que representa el 55% de la producción acumulada del campo. El crudo de esta arenisca es semiliviano con un API de entre 15 y 17 grados.

Los reservorios Basal Tena, T inferior, Hollin superior y Hollin principal representan el 45% restante de la producción acumulada. Basal Tena (22-24° API), T inferior (24-28° API) y Hollin (20-24° API).

La figura 5 presenta la distribución de la producción acumulada en los principales reservorios presentes en el campo.

Figura 3. Ubicación de pozos Campo Pindo (mapa estructural 3D, arenisca U inferior)

Historial de producción y producción acumulada del Campo Pindo La figura 4 presenta el histórico diario de producción, producción acumulada y el número de pozos perforados.

Figura 4. Histórico de producción vs pozos productores

Se puede observar tres pendientes de producción acumulada de hidrocarburos, los cuales están asociados a los siguientes eventos: a) 1999-2001: perforación de pozos. b) 2001-2009: perforación de pozos. c) 2009-2013: reducción de perforación de pozos y aplicación del plan estratégico.

Figura 5. Reservorios presentes en campo Pindo

Napo U inferior es una arenisca con una porosidad promedio de 15%, permeabilidad de roca de 200 md, que en la parte norte del campo se encuentra masiva y en la parte sur presenta cambios laterales de facies. El mecanismo de energía corresponde al empuje parcial de agua y gas en solución.

Napo T inferior es una arenisca con una porosidad promedio de 12%, permeabilidad de roca de 300 md, que en la parte norte del campo se encuentra masiva y en la parte sur presenta cambios laterales de facies. El mecanismo de energía corresponde al empuje parcial de agua y gas en solución.

Basal Tena es una arenisca con una porosidad promedio de 19% y permeabilidad de roca de 700 md. Un reservorio estratigráfico con un mecanismo de energía, que corresponde a gas en solución.

Hollin superior es una arenisca con una porosidad promedio de 12% y permeabilidad de roca

2Hugo Simba, ingeniero en Geología de la Universidad Central del Ecuador en Quito. Ingresó al Consorcio

Petrosud-Petroriva en 2007 y desde la fecha se ha desempeñado en las áreas de Geofísica, Geología y Petrofísica.

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

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PRODUCCIÓN

F

de 100 md. Un reservorio estratigráfico con un mecanismo de energía que corresponde a gas en solución.

Hollin inferior es una arenisca con una porosidad promedia de 16% y permeabilidad de roca de 200 md. Un reservorio estructural con un mecanismo de energía asociado a un acuífero infinito.

Plan estratégico para la gestión del campo Registro de cemento maduro Pindo (2009) muestra buen volumen y adherencia garantiza el aislamiento de Basal En 2009 se decide elaborar e implementar un Tena para las zonas superiores e inferiores. plan estratégico de administración del yacimiento con el objetivo de incrementar el índice R/R. Para lo cual se determinan cuatro fases de ejecución con la integración de equipos multidisciplinarios y, de esta forma, cubrir cada una de las fases. Esto debido a la alta declinación del campo, las limitaciones en facilidades de superficie y por el alto costo de generación eléctrica (diesel). Adicionalmente, el cambio de contrato a prestación de servicios bajo tarifa modificó el plan de inversiones. Las fases definidas fueron: FASE 1 1. Actualización y verficación del estado actual de pozos.

2. Verificación de las condiciones de operación del bombeo eléctrico sumergible.

3. Incremento de frecuencias.

4. Determinación y actualización de índices de productividad de pozos.

Esta fase no requeriría inversiones y su objetivo principal fue determinar el potencial del campo para acondicionar las facilidades de superficie a los objetivos planteados en la fase 2.

Fase 2 1. Reingeniería del bombeo eléctrico sumergible en base a la fase 1. Determinación de modificaciones de facilidades en superficie.

2. Recompletación de pozos.

3. Tratamientos y estimulación de yacimientos.

Fase 3 1. Determinación de puntos críticos de facilidades en superficie.

Esta fase determinó el requerimiento para incrementar la inyección de agua, el cambio de sistema de generación a gas y su aprovechamiento total. El proceso para separación de fases no necesitó modificaciones.

Fase 4 1. Reinterpretación sísmica.

2. Actualización de modelos estáticos y dinámicos del campo.

3. Perforación de desarrollo y avanzada.

4. Perforación exploratoria.

5. Nuevo cálculo de reservas.

36

La figura 6 presenta las estrategias de desarrollo que se diseñaron para el plan estratégico de administración del yacimiento del campo Pindo Optimización de frecuencias en BES EQUIPO DE PERFORACIÓN SERVICIOS DE PERFORACIÓN

INVERSIÓN: 0,00 U$D

Perforación de desarrollo

Optimización de fluidos

GENERACIÓN Y EQUIPO DE SUPERFICIE WO_POZOS INYECTORES CONSTRUCCIÓN LÍNEAS DE INYECCIÓN BOMBAS Y GENERACIÓN ELÉCTRICA

Rediseño de facilidades de superficie Manejo de fluido

Recompletación de pozos

BES MAYOR TAMAÑ0 INCREMENTO DE ENERGÍA CAMBIO DE FACILIDADES EN SUPERFICIE

PUNZADOS, EVALUACIONES BHA DE FONDO PERMISOS

Figura 6. Estrategias de desarrollo campo Pindo

A continuación se presenta varios trabajos efectuados en los pozos del Campo Pindo.

CASO HISTÓRICO 1: PINDO 06_ Ui Dentro de la fase 1, se identificaron los pozos con los mejores índices de productividad y cuyo mecanismo de producción estaba asociado a un acuífero lateral, que ya mostraban condiciones de presión y tasa de fluido pseudo estables.

El pozo Pindo 6, fue uno de los determinados para esta aplicación por lo que se procedió a realizar el incremento de fluido con el uso del variador de frecuencia del equipo BES. Los resultados obtenidos muestran el incremento de producción sostenido durante 2011 y 2012.

CONSORCIO PETROSUD-PETRORIVA CAMPO PINDO PINDO_6:Ui Ui

Figura 7. Comportamiento Pindo 6 (Optimización de frecuencias) PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

PRODUCCIÓN

F

CASO HISTÓRICO 2: PINDO 14_Ui En la fase 2 se identificaron los pozos con altos índices de productividad pero que su sistema de levantamiento no permitía el incremento de fluido, por ser un diseño para bajas tasas de extracción. Por ello, se mantuvo la misma premisa de estar asociado a un acuífero lateral y en condiciones pseudo estables. En esta fase se requiere la inversión necesaria para un work over con el objetivo de cambiar el diseño del equipo de fondo y el de superficie.

El pozo Pindo 14 perforado en 2006, tenía un IP de 2.5 stb/bbls, antes de 2009 producía a tasas inferiores a los 2000 bfpd. El nuevo diseño del equipo BES aumentó la capacidad a 4000 bfpd, obteniendo un incremento en producción de 400 bppd a 800 bppd.

CONSORCIO PETROSUD-PETRORIVA CAMPO PINDO PINDO_14:Ui Ui

Figura 8. Comportamiento Pindo 14 (Optimización de fluido)

La producción se incrementó en 100% y el corte de agua bajó 8% para luego estabilizarse en los valores que se tuvieron previos al trabajo.

CASO HISTÓRICO 3: PINDO 13_Ui Una vez integrada la fase 4, se logró determinar que en el reservorio Napo U inferior, además de existir cambios laterales de facies hacia el norte y sur de la estructura, este yacimiento presentaba al menos seis unidades de flujo que impiden que el acuífero actúe en forma directa sobre ciertas áreas del campo.

En el caso del pozo Pindo 13, perforado en 2006, el reservorio Ui se comportaba de manera diferente, el corte de agua evolucionó de otra forma que los pozos presentados anteriormente.

El IP del pozo Pindo 13 era 0.9 stb/d/psi.

La figura 9 presenta una comparación del comportamiento del corte de agua.

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WATER CUT COMPARISON PINDO 13 - PINDO 14 - U INFERIOR

Figura 9. Comportamiento BSW pozos Pindo 13 y Pindo 14 (U inferior)

El comportamiento de las presiones y del corte de agua evidencia que el reservorio U inferior está compuesto por distintas unidades de flujo, unas conectadas a un acuífero parcial lateral y otras con poca conectividad al acuífero, que presentan mayor grado de depletación como es el caso del Pindo 13.

Bajo este esquema, no se podía aplicar la optimización de fluido porque el índice de productividad era bajo, y por ende, las presiones de fondo de trabajo se encontraban muy cercanas al punto de burbuja. Sin embargo, para aprovechar el bajo corte de agua que el pozo presentaba, se decide optimizar el fluido utilizando varios conceptos de las fases anteriormente mencionadas: 1. Incremento de frecuencias.

2. Redisparar y añadir zonas de flujo no drenadas.

3. Reingeniería del bombeo eléctrico sumergible utilizando bombas por debajo de los disparos efectuados.

CONSORCIO PETROSUD-PETRORIVA CAMPO PINDO PINDO_13:Ui Ui

Figura 10. Comportamiento pozo Pindo 13, 1) Fase de optimización de frecuencias, 2) Problemas con el equipo de fondo y 3) Recompletación del pozo con el sistema BES-Rec y la ampliación de los punzados 37

PRODUCCIÓN

F

El sistema de recirculación del equipo de bombeo eléctrico sumergible permite aumentar la sumergencia del equipo colocando el intake por debajo del nivel de los punzados. Este incremento de profundidad se transforma en aumento de producción, manteniendo el mínimo de sumergencia, para evitar la liberación de gas en el pozo.

Con el aumento del intervalo de cañoneo y el cambio en el sistema de enfriamiento del equipo BES, se incrementó la tasa de extracción manteniendo las mismas condiciones de sumergencia, pero con una configuración distinta.

CASO HISTÓRICO 4: PINDO E1_BT CONSORCIO PETROSUD-PETRORIVA CAMPO PINDO PINDO ESTE_1:BT BT

Figura 12. Comportamiento del pozo Pindo Este 1 Arenisca Basal Tena.

1) Pérdida de eficiencia en equipo BES, 2) Optimización de fluido, 3) Optimización de frecuencia, 4) Recañoneo de zona & equipo BES por debajo de los punzados (Sistema Encapsulado).

Figura 11. Completación antes del WO #1 (arriba) y después de WO #1 (abajo)

Bajo un nuevo esquema de monitoreo y de análisis de fallas (ver figura 13) se determina que el pozo Pindo Este 1, a mediados de 2009, empezó a tener problemas con el equipo de fondo.

La pérdida de eficiencia en el levantamiento era evidente y a pesar de que el pozo seguía produciendo se decidió intervenirlo para corregir el problema.

Con ello, de paso, se optimizó la producción porque el IP del reservorio podría alcanzar tasas de extracción mucho mayores (ver figura 14).

PINDO ESTE 1 DIAGNÓSTICO DE PERDIDA DE APORTE INTERFERENCIA CON OTRO POZO

PINDO ESTE TIENE UN SOLO POZO EN PRODUCCIÓN, LO QUE DESCARTA LA INTERFERECIA CON OTROS POZOS CERCANOS

ZONAS LADRONAS Y/0 PÉRDIDA DE EFICIENCIA EN COMPLETACIÓN FALLAS EN CEMENTACIÓN

EFICIENCIA DE LA COMPLETACIÓN

MIGRACIÓN DE FINOS? Afecta equipos BES

Registro de cemento muestra buen volumen y adherencia garantiza el aislamiento de Basal Tena para las zonas superiores e inferiores.

El equipo BES muestra clara pérdida de eficiencia tras 1024 días en operación

Durante el WO2 del pozo se encontró gran cantidad de arena en las etapas del equipo BES lo que ocasionó la pérdida de eficiencia en el levantamiento. Una vez realizado el WO de cambio de BES y la limpieza de punzados se recupera producción

Figura 13. Diagnóstico Pindo Este 1 BT 38

TAPONAMIENTO DE LA BES

DEPLETACIÓN NATURAL DEL YACIMIENTO

El comportamiento típico de Basal Tena (ejemplo: Pindo) indica la pérdida progresiva de energía debido al mecanismo de producción de expansión de roca y fluido seguido de la energía del gas de solución. Para el caso de Pindo Este, donde existe un solo pozo, las condiciones de presión se han mantenido en los 9 años de historial que se tiene.

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PRODUCCIÓN

F

ÁRBOL DE DECISIÓN MEJORAR APORTE NETO DEL POZO

PRODUCCIÓN CONJUNTA

BASAL TENA

Repunzar (HP-UB-PROP)

Bomba recirculadora encapsulada o con tubo recirculador

Presiones

Bajar BES normal

Moler CIBP @ 9200 y bajar nuevo tapón a 9920 PIES

Propiedades del fluido

Se requiere bajar presión de U INF a menos de 800 PSI

API_UI=16 API_BT-22

BFPD bomba min: 900 max: 1500

Equipo de fondo

NAPO U INFERIOR

Autorización SH y ARCH

Equipo normal

Equipo con sistema de recirculación (debajo de punzados)

Autorización SH

Bajar BHA de fondo cerrar BT

Asentar equipo BES por arriba de BT

Figura 14. Árbol de decisión Pin E1

CONCLUSIÓN: SE RECOMIENDA MOLER TAPÓN CIBP, COLOCAR NUEVO TAPÓN A 9920 PIES, REPUNZAR BT Y BAJAR EQUIPOS BES CON SISTEMA DE RECIRCULACIÓN A 9880 PIES

Figura 15. Cambio en el diseño del equipo de fondo, pozo Pindo Este 1

CASO HISTÓRICO 5: PINDO 15_Ti En el caso del pozo Pindo 15 se aplican varios criterios de las fases 1 y 2.

1. Recompletación de Hollin a Napo T. 2. Administración del yacimiento y monitoreo constante.

3. Análisis temprano de fallas. Curvas de diagnóstico.

4. Redisparos y añadir nuevas zonas de flujo.

CONSORCIO PETROSUD-PETRORIVA CAMPO PINDO FIELD:CAMPO_PINDO Hs-Hi-Ti

Figura 16. Comportamiento de pozo Pindo 15.

0) Completación Hollin Superior 1) Recompletación Hollin inferior, 2) Re-completación T inferior, 3) Problemas de canalización de agua proveniente de Hollin y 4) Recañoneo T inferior por migración de finos y control de agua PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

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PRODUCCIร N

F

Las fases 1 y 2 presentaron oportunidades de recompletaciรณn de pozos y su continua aplicaciรณn ha permitido seguir buscando oportunidades desde su implementaciรณn.

En 2009 se identificรณ la oportunidad de una recompletaciรณn en el pozo Pindo 15 en la formaciรณn Napo T. ร sta permitiรณ incrementar la producciรณn de 200 bppd a 2 200 bppd.

A partir de 2011 y basados en la administraciรณn de los yacimientos se determinรณ que: 1. Las salinidades eran anรณmalas en base a los resultados de laboratorio, de 500 a 800 ppm Cl-.

2. Un incremento en la presiรณn de fondo determinada en el sensor de fondo de la bomba.

3. Se realiza un anรกlisis con la curva de diagnรณstico de Chang, que muestra una probable intrusiรณn de Hollin.

Figura 17. Anรกlisis del comportamiento de WOR (grรกfica superior), grรกfica WOR vs WORโ (grรกfica inferior). Se verifica problema de invasiรณn de agua proveniente de Hollin

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PRODUCCIÓN

F

PINDO 15D CONTROL DE AGUA INCREMENTO DEL CORTE DE AGUA EN PINDO 15

Reservorio T inferior con empuje lateral parcial BSW crece de forma escalonada

AVANCE NATURAL DEL AGUA

CANALIZACIÓN MODELO DE CHANG

DETRÁS DEL CASING

FALLA MECÁNICA

Registro de cemento aunque no muestra 100% volumen y adherencia, garantiza el aislamiento del Hollín con más de 10 pies de buen cemento por arriba del primer punzado.

Existen puntos de posibles fallas en el BHA de fondo como son las empacaduras y las camisas de producción.

La fermenticidad de estas pueden estar fallando.

Existe antecedentes de estas fallas en campo.

CONIFICACIÓN?

ALTAS TASAS DE EXTRACCIÓN PRESIÓN CTE?

ACUÍFERO POTENTE? Solo Hollín inferior se caracteriza por tener un acuífero infinito, arenas como U y T tienen acuíferos limitados y de empuje lateral.

Tasas entre 1000 - 1500 bfpd no se consideran excesivas. En el caso de Hollín tasas de hasta 3000 - 4000 bfpd en pozos verticales pueden provocar conificación temprana en el pozo.

Figura 18. Diagnóstico comportamiento Pin 15

Al realizar el WO3 del pozo se realiza una prueba de hermeticidad en la completación de fondo y se concluye que el packer que aísla Hollin tiene alguna falla. Se decide recuperar el BHA de fondo y bajar uno nuevo.

Luego se realiza una evaluación corta de T inferior con toma de BUP para establecer las condiciones reales de aporte del reservorio.

BFPD

Completación 2008 WO 3: 2012

1512 512

IP Psi/stb

K (md)

1.30 0.35

523 95

Cuadro 1 . Cambio en el potencial de T inferior en el pozo Pindo 15 por migración de finos

El cuadro 1 muestra la variación en las condiciones de aporte de T inferior, pero el valor que más llama la atención es la permeabilidad que se redujo cinco veces aproximadamente. Con el estudio del comportamiento de esta capa en otros campos y los antecedentes hallados, se concluyó que existió taponamiento de la formación debido a la migración de finos.

Por ello, se realizó un recañoneo con el uso de propelentes para lograr una mejor limpieza y una estimulación de la formación. A continuación los resultados en el cuadro 2.

Luego del trabajo de reacondicionamiento del pozo, se incrementó la producción de 591 a 1 300 bppd aproximadamente, es decir, un delta PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

de 709 bppd, que equivale a 120% de incremento en el aporte neto del pozo.

FECHA BFPD

Antes de Jul-12 2110 WO 3 Después de Ago-12 2262 WO 3

BPPD

BAPD

BSW Sand

591

1519

72

1312

950

42

BhP (psi)

Gas (Mpcd)

Ti

1855

33

Ti

841

170

Cuadro 2 . Pruebas de producción de Pindo 15 Ti antes y después del WO 3

REVISIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO DEL CAMPO PINDO La fase 4 permitió encontrar más oportunidades de perforación de relleno, avanzada y exploratoria que ha permitido también continuar en el campo este tipo de actividad en condiciones rentables. Con la continua evolución de nuevos algoritmos en el estudio de atributos sísmicos, el reprocesamiento de la sísmica y el modelamiento estático por unidades de flujo, las alternativas para lograr una mejor interpretación del modelo geológico son numerosas. En el campo Pindo desde 2009 se trabaja en la elaboración de nuevos modelos estáticos y dinámicos con el fin de determinar futuras perforaciones y proyectos de recuperación secundaria. Se ha adquirido nueva sísmica 3D en áreas no estudiadas y se han perforado pozos de largo alcance hasta los límites del yacimiento para determinar la continuidad de las unidades de flujo.

41

PRODUCCIÓN

F

Figura 19. Cambio en la interpretación estructura al tope de la arenisca U inferior, versión 2007 (izquierda), con la perforación de los pozos P13 y P14 se creía haber encontrado el límite del reservorio. Versión 2013 (derecha) con la perforación de los pozos P19 y P20 se encuentró el reservorio U inferior sin CAP y con potentes espesores (>35 pies)

Figura 20. Cambio en la interpretación estructural de T inferior, versión 2007 (izquierda), con la perforación de los pozos P13 y P14 se descartó la posibilidad de encontrar un buen desarrollo de la capa Ti, ya que en la zona norte en ninguno de los pozos se había encontrado esta capa en condiciones prospectivas. Versión 2013 (derecha), con la perforación de los pozos P15 y P16 se encontró el reservorio T inferior sin CAP y con potentes espesores (>45 pies), y en 2013 con los pozos P19 y P20 se corrobora el desarrollo de esta capa hacia el norte

CONCLUSIONES La aplicación de la administración integrada de yacimientos ha permitido en el campo Pindo: 1. Incrementar el recobro final estimado en 14 MMBO con respecto a la base de declinación observada en 2009.

2. El monitoreo constante de las condiciones de

42

los pozos buscando siempre incrementar el índice R/R. 3. La aplicación de nuevas tecnologías para maximizar la recuperación de hidrocarburos.

4. Cambios drásticos en la generación eléctrica, que ha permitido reemplazar en 90% el uso del diésel por gas asociado.

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P

PRODUCCIÓN

F

Flujos de trabajo colaborativo mejoran la toma de decisiones en los campos petroleros a través de activos digitales1 César Enrique Bravo2

L

as operadoras de gas y petróleo tienen por delante grandes desafíos.

Para cristalizarlos deben integrar la experticia de varias disciplinas y trabajar en equipos multidisciplinarios para analizar y tomar decisiones adecuadas.

Muchos ingenieros gastan más del 70% de su tiempo buscando datos y tan solo el 30% realizando análisis y tomando decisiones.

Por esta circunstancia los ingenieros de producción se enfrentan a tres problemas comunes: acceso ineficiente a la información, perspectiva fragmentada de la información y administración insuficiente del conocimiento.

Los ingenieros pueden tener acceso a muchos datos de diferentes fuentes de información.

Como resultado, grupos diferentes de una misma organización pueden tomar decisiones basadas en perspectivas incompletas del mismo recurso, y es así como podrían recomendar soluciones diferentes para el mismo problema de producción.

Otro desafío al que se enfrentan muchas organizaciones es la limitada disponibilidad de experticia debido a la focalización de conocimiento de sus expertos.

Actualmente las compañías operadoras y de servicio cuentan con iniciativas dirigidas a enfrentar la creciente complejidad de las operacio-

1Versión

44

nes de producción. En Landmark-Halliburton, a este enfoque le llamamos Intelligent Operations (IO). Las metas primordiales de un IO incluyen: • Maximización sostenible de la producción.

• Minimización de costos de capital y de operación.

• Protección de la seguridad del personal.

• Asegurar la integridad del equipo para todos los procesos de incremento de producción desde los reservorios hasta el punto de venta.

Los métodos básicos para lograr estas metas de IO implican: rápida integración de avances tecnológicos, procesos de trabajo y personas; y, adquisición y análisis de datos para la toma de decisiones y acciones a una frecuencia adecuada para lograr las ganancias requeridas.

Las soluciones del IO pueden mejor la toma de decisiones de varias maneras: • Focalización de información relevante.

• Visualización previa de la información.

• Distribución de información única.

• Combinación de información relacionada.

El desafío para el usuario final será analizar los datos y sacar ventaja del conocimiento de varias disciplinas para la toma de decisiones correctas. Las soluciones del IO permiten esto al:

original: Collaborative Workflows Improve Decision-Making Processes in the Digital Oil Field.

Traducido y resumido por Halliburton Ecuador.

2 CESAR BRAVO, Intelligent Operation Manager, Landmark Services – Houston.

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PRODUCCIÓN

F

Visualize Realize

Understand Diagnose

Analyze Recommend

Act Learn

Figura 1. Fases en el proceso de toma de decisiones

- Liberar a los ingenieros del trabajo poco importante.

- Mejorar el entendimiento de los procesos de producción.

- Permitir la colaboración interdisciplinaria en estado presencial o virtual.

Los flujos de trabajo comprensivos y un ambiente de colaboración son elementos clave de cualquier operación inteligente y exitosa. Para garantizar un rendimiento óptimo, se debe incluir un modelo de procesos de toma de decisiones para operaciones inteligentes que incluye las siguientes fases (ver figura 1).

Visualizar/Realizar: El primer paso del proceso involucra un sinnúmero de actividades de soporte que deben ser implementadas. Entre ellas están: la notificación automatizada, validación y limpieza de datos, pre-procesamiento de datos estadísticos e integración de información relevante.

Entender/Diagnosticar: Los ingenieros deben entender las causas y posibles consecuencias de estos eventos para diagnosticar la situación con precisión.

Analizar/Recomendar: Los ingenieros analizarán alternativas potenciales y recomendarán acciones necesarias para llevar el proceso al estado deseado.

Actuar/Aprender: El paso final en un IO es el de implementar las acciones requeridas para llevar el proceso operacional al estado deseado.

Esto mejora la base del conocimiento de recurPGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

sos y brinda un soporte continuo para la mejora del proceso de administración de producción de recursos.

FLUJOS DE TRABAJO En los programas IO los flujos de trabajo comprensivos en la administración de producción deben también permitir la colaboración entre todos los miembros del equipo de manejo de recursos. Los beneficios incluyen: - Acceso a todos los datos y aplicaciones técnicas de forma más rápida y eficiente en la toma de decisiones operacionales a través de la web en un ambiente unificado.

- Captura automatizada y retención de conocimiento de producción institucional.

- Una mayor eficiencia de procesos y severidad técnica y científica a través de actividades repetibles y ejecutables basadas en reglas consistentes.

Los flujos de trabajo colaborativos en un programa de IO exitoso deberían ser construidos con las siguientes premisas fundamentales (ver figura 2): - Mejora continua.

- Integración multi-dimensional.

- Integración con la infraestructura IT (Tecnología de la Información).

- Soluciones agnósticas de IT. - Captura de conocimiento.

- Compromiso del equipo de recursos.

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PRODUCCIÓN

F

Continuous Improvement Asset Team Engagement

Multidimensional

Intelligent Operations Solutions

Integrated IT Infrastructure

IT Agnostic Knowledge Capture

Figura 2. Flujo de trabajo colaborativo

Los elementos fundamentales que se deben considerar en el desarrollo e implementación de flujos de trabajo colaborativos de producción son (ver Figura 3):

lización del modelo y cálculo de indicadores de rendimiento clave.

Procesos mejorados y procedimientos de ingeniería

Los modelos de datos federados son parte de la solución requerida para permitir el acceso y la integración de múltiples recursos de la información de producción en flujos de trabajo estandarizados.

El primer bloque incluye el análisis de flujos de trabajo existentes y la identificación de oportunidades de mejora. Para conseguir el nivel necesario de integración, dos equipos importantes de especialistas y consultores tienen que trabajar juntos: Dominio de Ingeniería y Tecnología de la Información. Ambos equipos participan en el diseño e implementación, probando y desarrollando la solución final.

Instrumentación e infraestructura La agrupación de información de proceso en tiempo real es otro elemento clave en un flujo de trabajo colaborativo. Los equipos usan esta información para operaciones de vigilancia, optimización de producción en tiempo real, actua-

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Modelos de producción integrados y federación de datos

Componentes de inteligencia artificial Los componentes de inteligencia artificial que se usaron incluyen: sensores virtuales, sistemas de reconocimiento de patrones, modelos predictivos y sistemas expertos.

Interfaces de usuario y sistemas de colaboración Los flujos de trabajo colaborativos deberían incorporar varias interfaces de usuario que guíen iteractivamente a los ingenieros a través de la información requerida o generada por los

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PRODUCCIÓN

F

Instrumentation & Infrastructure

Interactive & Intuitive Graphic Interface

Analytics & Artificial Intelligence Components

Collabortive Workflows

Integrated Production Models

Improved Processes & Engineering Procedures

Figura 3. Construcción de bloques de flujos de trabajos colaborativos en producción

flujos de trabajo. Adicionalmente a esto se requiere: centros de visualización/colaboración en tiempo real, soluciones de colaboración entre compañías; y, tecnologías móviles de colaboración.

Las soluciones de IO de Landmark-Halliburton se enfocan exclusivamente en el análisis, diseño y la implementación de flujos de trabajo automatizados y ambientes de trabajo colaborativo para equipos comprometidos en la administración de producción de petróleo y gas.

El equipo de IO tiene una amplia experiencia en las mejores prácticas asociadas a la implementación de flujos de trabajo colaborativos en la industria, incluyendo la integración de datos en tiempo real con modelos de pozo, reservorios y modelos de superficies para definir escenarios de producción óptima.

Nuestro equipo de automatización de flujos de trabajo (Workflow Automation - WFA) provee servicios especializados que optimizan las operaciones de Exploración y Producción (E&P) a través de

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la integración de datos y aplicaciones en flujos de trabajo automatizados. Las soluciones incluyen: - Análisis de flujos, mejoramiento y reingeniería.

- Implementación de una integración de IT independiente del proveedor único y una plataforma de automatización diseñada específicamente para flujos de trabajo de operación de producción.

- Entrenamiento, documentación y servicios de soporte.

Nuestro equipo de entornos de trabajo colaborativo (Collaborative Working Environments – CWE), provee un completo conjunto de herramientas y servicios para crear y dar soporte a nuevos niveles de colaboración. Las soluciones incluyen: - Visualización en tiempo real y centros de colaboración.

- Soluciones de colaboración inter-empresarial.

- Tecnología de colaboración móvil.

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F

PERFORACIÓN

Optimizando el posicionamiento de los pozos horizontales en el Ecuador

L

Ingenieros: Fabricio Sierra, Nayda Terán, Marisol Bastidas, Bogar Castro, Esteban Rojas

a perforación de un pozo horizontal generalmente resulta más costosa y técnicamente más compleja que un pozo vertical. Sin embargo, es una técnica que históricamente ha permitido acceder a zonas productivas y drenar más eficientemente el yacimiento. Al mismo tiempo reduce la conificación de agua para lograr el mayor retorno sobre la inversión.

Cuando se realiza una campaña de desarrollo con un número significativo de pozos horizontales puede resultar globalmente más económico y ambientalmente más amigable que la perforación de varias decenas de pozos verticales o direccionales y se obtiene, en muchos casos, una producción por pozo horizontal equivalente entre dos y cuatro veces a la de un pozo convencional. Esta relación depende de las simulaciones matemáticas realizadas y del desempeño del yacimiento.

Perforar un pozo horizontal dentro del yacimiento no garantiza siempre el mayor acceso a las reservas. La maximización de la producción en general se logrará al posicionarlo dentro de un objetivo geológico específico. Por ejemplo, a una distancia predeterminada del tope del yacimiento, a fin de tener mejor acceso al crudo de la parte superior de la estructura y, a su vez, retra-

sar la producción de agua que se encuentra hacia la base del yacimiento. La finalidad de esta técnica de perforación horizontal es la de navegar dentro de una capa de porosidad o permeabilidad que permita un aumento de la producción.

A menudo estos objetivos geológicos presentan variaciones estructurales, heterogeneidades laterales de tipo de roca y dimensiones menores a las incertidumbres geológicas y a la resolución de la sísmica, por lo que el manejo apropiado de estos factores será crítico en esos casos.

Con el fin de reducir las incertidumbres geológicas y de ubicación de la trayectoria, en la mayoría de los casos, se requiere la adquisición de datos adicionales para garantizar una mejor interpretación. Esto se hace posible con la aplicación de tecnologías para posicionamiento de pozos y de la definición de procedimientos específicos que permitan maximizar el intervalo productivo.

La herramienta PeriScope*, con casi 10 años en la industria petrolera, ha permitido el posicionamiento proactivo de un gran número de pozos horizontales en yacimientos de distintas características. Esto mediante el mapeo de límites de formación hasta 21 pies de distancia en forma radial al pozo, dependiendo del contraste conductivo que se presenta.

Figura 1.

Superficies estructurales ajustadas con el mapeo de límites de capa de PeriScope

*Marca de Schlumberger

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F

con el objetivo de mapear el tope del yacimiento y anticipar los cambios estructurales. Al mismo tiempo se busca mantener la trayectoria en la zona de mayor resistividad (zona productora de crudo, ver figura 2).

Para atender la necesidad de la industria petrolera de disponer de mediciones más profundas y tecnologías que permitan un mejor entendimiento del yacimiento y no solo a nivel de capa, se desarrolló la herramienta GeoSphere*. Esta fue recientemente comercializada en la pasada conferencia de la SPWLA (sociedad de petrofísicos y analistas de registros de pozo), desarrollada en mayo pasado en Abu Dhabi, Emiratos Árabes.

Utilizando mediciones electromagnéticas profundas, GeoSphere* permite el mapeo del yacimiento mientras se perfora, revelando detalles del subsuelo y contactos de fluido a una distancia que puede llegar a ser inclusive superior a 100 pies (30 m) del pozo. Esta vista a escala del yacimiento da paso a una profundidad de investigación sin precedentes, permitiendo a las compañías operadoras optimizar el aterrizaje de pozos, reducir los riesgos en la perforación y maximizar la exposición en el yacimiento. Mediante la integración de los mapas de resistividad en tiempo real, con la información geológica y sísmica, es posible refinar el modelo estructural y, por lo tanto, la estrategia de desarrollo del campo.

El sistema GeoSphere* se compone de un transmisor y dos receptores que permiten generar y recibir ondas electromagnéticas a diferentes frecuencias, los que pueden ser ubicados y espaciados de manera flexible en el ensamblaje de fondo. Con ello se logra una amplia profundidad de investigación y un conjunto de mediciones utilizadas para delinear las múltiples capas del subsuelo (ver figura 3). La interpretación avanzada de la información se

PERFORACIÓN

Las mediciones electromagnéticas acimutales de lectura profunda corresponden a registros de desplazamiento de fase y atenuaciones a diferentes frecuencias (100 KHz, 400KHz y 2MHz) y espaciamientos (96” y 34”). A partir de estos registros acimutales, y por medio de un proceso de inversión, se calculan las distancias a los límites de formación y sus resistividades. El algoritmo invierte modelos de diferente complejidad incluyendo hasta seis parámetros en el caso más complejo. De esta manera es posible obtener en tiempo real una representación de la geometría del yacimiento entorno al pozo.

La inversión se realiza en forma individual para cada profundidad específica (es decir, el cálculo no depende de resultados anteriores), pudiéndose hacer en intervalos predefinidos de hasta medio pie a lo largo de la trayectoria del pozo. La configuración de la herramienta incorpora la simetrización de transmisores y receptores haciendo insensible el cálculo de distancias a factores como la anisotropía de la formación y buzamiento de las capas, no requiriendo ningún tipo de presuposiciones respecto a la geometría o propiedades de la formación, que no sean medidas por la misma herramienta.

La herramienta PeriScope* se utilizó por primera vez en el Ecuador en 2006 y, posteriormente, ha sido utilizada en más de 100 trabajos para el posicionamiento proactivo de pozos en casi todos los yacimientos del país, ayudando a maximizar el intervalo productivo y garantizando una distancia lejos de la zona de agua (base del yacimiento).

En Ecuador, el Activo Oso-Yuralpa de Petroamazonas E.P., quien opera los Bloques 7 y 21, es usuario efectivo de esta tecnología, la cual ha sido aplicada exitosamente para la navegación de múltiples pozos en la formación hollín

Figura 2. Ejemplo de pozo navegado con PeriScope en el Bloque 7-21 *Marca de Schlumberger

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PERFORACIÓN

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Figura 3.

Características y componentes del sistema GeoSphere*

Figura 4.

Tope del yacimiento detectado 49 pies (15 m) TVD por debajo de la trayectoria permitiendo espacio suficiente para aterrizar y navegar el pozo. Nota: el intervalo en gris fue perforado sin GeoSphere*

obtiene mediante una robusta inversión multi-capa automática que genera en segundos miles de modelos, los cuales son comparados con los datos en tiempo real para producir un mapa de resistividad de la formación, buzamiento estructural y la distribución de la resistividad con su incertidumbre asociada. La inversión no requiere restricciones del usuario en términos de número de capas, resistividad y anisotropía, espesor o buzamiento.

El riesgo de aterrizar trayectorias de manera somera o muy profunda con respecto al objetivo geológico, donde puede afectarse dramáticamente la posición del pozo y, por lo tanto, la posterior ejecución de la sección lateral, puede ser mitigado con las mediciones profundas de esta nueva tecnología. Esta permite tomar decisiones con gran anticipación y complementar

la correlación pozo a pozo, la cual es la técnica comúnmente utilizada para la definición del punto de aterrizaje (ver figura 4).

Otra práctica común en la industria es la perforación de un hueco piloto para verificar la posición del yacimiento y adquirir información petrofísica para su caracterización. Posteriormente, se perfora el pozo horizontal a partir del piloto, el cual aunque permite información significativa a nivel local, no es efectivo para prever posibles variaciones laterales a lo largo del yacimiento.

Esta tecnología de detección profunda permite la aplicación para mapeo de yacimiento en pozos horizontales de desarrollo o en pozos de evaluación, delineando el tope y la base o contacto de fluidos, identificando la presencia de heterogeneidades laterales o compartamentali-

*Marca de Schlumberger

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Figura 5. La tecnología GeoSphere* fue utilizada para evaluar la columna de petróleo y delinear la estratificación del yacimiento, el cual presentó un buzamiento estructural de 3 a 5 grados

zación y permitiendo un mejor entendimiento de la estructura y la geometría de los estratos (ver figura 5).

El Activo Oso-Yuralpa de Petroamazonas E.P. llevó a cabo la selección y perforación de un pozo horizontal, resultando en la introducción de la tecnología GeoSphere* en Ecuador. Con ello se convirtió en el segundo país en Sudamérica en utilizar esta revolucionaria tecnología y en el primero, a nivel mundial, en aplicar este sistema de mapeo de yacimiento en un pozo en tierra.

La perforación exitosa de pozos horizontales en los Bloques 7-21, depende altamente

del posicionamiento preciso durante la etapa de aterrizaje en la formación objetivo ubicada en profundidades verticales superiores a los 9 000 pies. En el pozo horizontal se presentaron incertidumbres adicionales, ya que el objetivo geológico principal podría o no desarrollarse debido a heterogeneidades laterales de tipo de roca observadas en los pozos vecinos.

Bajo este escenario se definió un posible objetivo secundario, el cual requeriría de la ubicación de la trayectoria cercana al tope debido a la proximidad del contacto agua-petróleo, aproximadamente 30 pies TVD (True Vertical Depth) por debajo (ver figura 6).

Figura 6. Pozos de correlación y objetivos geológicos definidos para pozo horizontal en el bloque 7-21 *Marca de Schlumberger PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

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PERFORACIÓN

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PERFORACIÓN

Durante la ejecución del aterrizaje del pozo, la tecnología GeoSphere* permitió detectar el acercamiento al marcador calcáreo regional que define la entrada al yacimiento superior con 55 pies TVD de anticipación. Posteriormente, se pudo definir la posición del tope de la arena objetivo principal a 25 pies TVD de distancia. Sin embargo, se observó una disminución en las propiedades de la formación, la cual fue confirmada por registros convencionales de LWD (Logging While Drilling).

Debido a este escenario geológico se continuó profundizando en el yacimiento para aterrizar el pozo en el tope del objetivo secundario, el cual pudo ser detectado a 25 pies TVD de distancia, permitiendo definir anticipadamente el nuevo punto de aterrizaje.

La robusta inversión multi-capa reveló contrastes resistivos no identificados por la sísmica, confirmó el espesor y continuidad del marcador calcáreo regional y permitió definir apropiadamente el punto de revestimiento.

La posterior ejecución de la sección horizontal confirmó el correcto aterrizaje del pozo y alcanzó un total de 1 080 pies en zona productiva (ver figura 7).

Actualmente, la capacidad de los sistemas PeriScope* y GeoSphere* permiten el mejor entendimiento de la geometría de la formación y de las variaciones en las propiedades de la roca. Esto es fundamental para posicionar correctamente un pozo horizontal y, por lo tanto, maximizar el intervalo perforado en la zona productiva.

La lectura profunda y la robusta inversión multi-capa del sistema GeoSphere* permiten un aterrizaje mas proactivo para ajustar la trayectoria del pozo con suficiente anticipación, al mismo tiempo reduce la incertidumbre geológica y puede eliminar la perforación de un pozo piloto. El Activo Oso-Yuralpa de Petroamazonas E.P. es pionero en aplicar exitosamente esta tecnología en Ecuador.

La optimización del recobro de petróleo en el Bloque 7-21 mediante la perforación de pozos horizontales, ha sido posible con la realización de diferentes estudios en el campo, la integración efectiva de la información disponible y con el soporte e implementación de herramientas desarrolladas para posicionar correctamente los pozos.

Figura 7. Las mediciones profundas e inversión robusta de GeoSphere* permitieron un mejor entendimiento del escenario geológico y un correcto aterrizaje del pozo horizontal sin la perforación de un pozo piloto

*Marca de Schlumberger

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En Operaciones RĂ­o Napo CEM desarrollamos actividades hidrocarburĂ­feras para proveer al Estado Ecuatoriano de recursos incrementales que contribuyan a su crecimiento econĂłmico y social, con calidad, transparencia y responsabilidad socio-ambiental.

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PERFORACIÓN

Combinación de las técnicas más eficaces de cementación usando un diseño de alta ingeniería Ing. Marco Cayo1 Introducción Las condiciones extremas durante la perforación de un pozo han dado paso al desarrollo de nuevas tecnologías enfocadas a solventar esos retos. Condiciones tales como: reservorios de altas presiones y temperaturas, reservorios depletados con hoyos completamente lavados y con alto riesgo de pérdida o también operaciones en costa afuera. En muchos casos, la operadora se ha enfocado en minimizar los riesgos para favorecer el proceso de cementación, optimizando parámetros de perforación y diseñando pozos para que se exponga lo menos posible las zonas de alta presión, etc. Por otro lado, la evaluación de la mecánica de la roca no es siempre realizada para entender la estabilidad del pozo y mantener una buena geometría de este.

La formación hollín es conocida, generalmente, en la cuenca Oriente como la de mayor reto en términos de aislamiento zonal, debido a sus condiciones de presión. Esta formación tiene dos cuerpos: el primero es hollín superior del cual el principal mecanismo de producción es el empuje lateral y el segundo es la formación de hollín principal el cual se produce con la energía del empuje de agua de fondo.

En general, el mayor problema de la producción, en especial de hollín principal es la alta producción de agua que alcanza elevados porcentajes en muy poco tiempo.

La relación de permeabilidades que se ha realizado en algunos campos, donde la formación hollín está presente, muestra que en algunos campos la permeabilidad vertical es mayor a la horizontal. Este hecho influye a la conificación temprana de los pozos en este yacimiento.

La cementación es una etapa fundamental al

momento de aislar zonalmente los reservorios, sobre todo, los que están en zonas de acuíferos potentes o zonas con gas. Por esto, con el paso de los años, se ha venido trabajando en desarrollar nuevas técnicas para contrarrestar estos problemas. Uno de los puntos fundamentales que se analizan, al momento de visualizar los éxitos en una cementación primaria, es la correcta aplicación de totas las buenas prácticas como son: • Acondicionamiento del lodo • Propiedades de la lechada • Movimiento de la tubería • Apropiada centralización – ayudas mecánicas • Volúmenes de espaciadores y tiempo de contacto • Caudal de bombeo Pero no solo aplicando las buenas prácticas se podrán obtener resultados exitosos. Hay otros factores que influyen directa o indirectamente en el proceso de cementación. A continuación se describen algunos de los que se deben tomar en cuenta cuando se cementa en pozos de presión elevada, en zonas sensibles a la formación de cavernas y en acuíferos activos.

Estabilidad del pozo vs velocidad anular y remoción del lodo La inestabilidad del hoyo generalmente ocurre cuando la formación absorbe agua. La utilización de lodos controlados, en muchos casos, es el único método para presentar la afinidad de la lutita con el agua. Sin embargo, es muy importante tomar en cuenta al aspecto mecánico con planeadas y flexibles reologías, así como programas de hidráulica que aseguran la remoción del lodo sin comprometer la estabilidad de la lutita.

Es importante tener en cuenta que si se tiene un

1Marco Cayo, ingeniero en Petróleos de la Universidad Central del Ecuador. Ingresó a Halliburton en 2005.

Actualmente se desempeña como Líder Técnico en las líneas de Cementación, Estimulación y B&C.

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pozo con cavernas prominentes, se afecta directamente a la velocidad anular y, por ende, a la calidad de cementación. Mientras más grande sea la caverna, menor será la velocidad anular durante la cementación. También será más difícil

remover el lodo de dichas cavernas. Para eso, se estudiaron pozos con formaciones lutíticas que, generalmente están sobre la formación hollín. A continuación presentamos una comparación de dos escenarios:

PERFORACIÓN

• Caudal de perforación 510 gpm • Diámetro promedio 9.94” • Cavernas 13”

• Caudal de perforación 410 gpm • Diámetro promedio 8.87” • Cavernas 9”

Figura 1. Condiciones de perforación vs calidad del hoyo

En la figura 1 se puede observar que perforando a 410 gpm se produce menos afección a la generación de cavernas, lo cual favorece al diseño del programa de cementación.

Un concepto fundamental que se está aplicando es la eficiencia de desplazamiento que, básicamente, es la cantidad de lodo removido por los PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

espaciadores, lavadores y cemento.

El número ideal es obtener 100% en la zona de interés. En el tipo de campos que se ha realizado el estudio se ha alcanzado una ED (Eficiencia de Desplazamiento) entre 80% y 90% corroborándolo con buenos registros CBL(Cement Bond Long).

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PERFORACIÓN

El caudal de bombeo (velocidad anular), el tipo de lodo y la forma de hoyo (presencia de cavernas) afectan directamente la eficiencia de desplazamiento. Los resultados de los estudios en la cuenca oriente muestran que si se tiene una ED menor a 70% (70% cemento-30% lodo) el cemento tardará más tiempo en fraguar y esa zona quedará expuesta a fluidos no deseados durante la producción. A continuación se muestra que a más caudal (velocidad anular) se obtendrá mejor eficiencia de desplazamiento:

difícil llegar a tener flujo turbulento en un trabajo de cementación. Para acercarse al flujo turbulento se necesitarían caudales muy elevados de desplazamiento.

Los caudales elevados generan altos ECD que, en muchos casos, superan las presiones de fractura de la formación, por lo que es un limitante.

Para contrarrestarlo, se ha realizado una aplicación de centralizador integral que ayuda a energizar el paso de los fluidos en el anular, dándole formas que distribuyen el fluido en todo el hoyo. Esto podría compensar, de cierta manera, el hecho de no tener flujo turbulento.

Figura 3. Distribución del fluido en todo el hoyo abierto

Figura 2. Presión de cabeza y eficiencia de desplazamiento

Tipo de flujo en el anular Es conocido que el flujo turbulento ayuda de gran manera a la remoción del lodo de perforación, sobre todo cuando los espaciadores y lavadores están en el anular, así ellos pueden hacer mejor su trabajo. También se conoce que es muy 56

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PERFORACIÓN

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Figura 4. Aplicación de centralizadores integrales con bajo coeficiente de fricción

Resistencia de gel estático En formaciones de altas presiones como hollín, es importante tener en cuenta y entender el mecanismo de migración de agua a través de la columna de cemento y la predicción de este flujo requiere conocimiento adicional del comportamiento del fondo.

De esta manera, el periodo en el que los cambios desde un fluido que transmite presión hidrostática a una masa altamente viscosa, con

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algunas características de sólido es llamado tiempo de transición.

El tiempo de transición comienza cuando la lechada desarrolla suficiente esfuerzo de gel hasta que restringe la transmisión de toda la presión hidrostática y finaliza cuando el cemento desarrolla suficientes características de sólido para controlar la percolación de gas o agua.

• Empieza tiempo de transición: 100 lb/100ft2 • Finaliza tiempo de transición: 500 lb/100ft2

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PERFORACIÓN

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Figura 5. Comparación de tiempo de transición alto y bajo

En la figura 5 se observa la comparación de dos tipos de lechada, una con aditivos para minimizar el tiempo de transición y otra convencional. Por experiencia un valor menor a 30 min es el adecuado para contrarrestar un acuífero con presión poral de 4400 psi.

Cemento elástico Es importante el enfoque a cementos elásticos que soporten las cargas requeridas del pozo en toda su vida productiva.

Mediante la realización de pruebas confinadas y no confinadas en equipos especiales con celdas triaxiales se obtiene los valores de módulo de Young y relación de Poisson. El ángulo de fricción y la cohesión del cemento son medidos igualmente mediante la realización del círculo de Mhor. También se realizan pruebas de tensión para validar la adición de fibras en la lechada de cemento.

A continuación se muestra un conjunto de pruebas mecánicas sin confinamiento y con 1000 psi (Tabla 1). Se observa una relación de Possion elevada y un módulo de Young bajo. EsCuring Pressure (psi)

4,500

tos valores corresponden a una lechada elástica que evitaría la falla del cemento en condiciones extremas.

Es muy importante en reservorios con empuje de agua que el cemento aísle el anular de una forma correcta así cualquier entrada de agua por el cemento craqueado o deformado quedaría descartada aún después de que al cemento se le haya aplicado cargas extremas.

Conclusiones La cementación es parte fundamental para una correcta producción de hidrocarburos de acuerdo a lo planificado. Factores como la aplicación correcta de las buenas prácticas de cementación, uso de una lechada elástica, diseño de la lechada con un tiempo de transición corto, aplicación de ayudas mecánicas para mejorar el tipo de flujo en el anular y, durante la perforación, evitar la formación de cavernas ayudarán a la operadora a acercarse a obtener sus metas de producción.

La cementación es una inversión y si esta falla será muy difícil remediarla y mantener las expectativas de producción.

Lower Upper Confinement Young’s Poisson’s Ultimate Load Test Curing Cohesion Friction (psi) Angle Calculation Calculation Pressure Modulus Ratio Compressive Temperature Temp (degree) Range Limit (%) Range Limit (%) psi) (Mpsi) Strength (psi) (°F) (°F)

200

1,547

14.98

25

40

0 1,000

0.77 0.35

0.14 0.35

3,937 4,575

80 80

Tabla 1. Propiedades mecánicas de una lechada tipo Bibliografía: • API. Cement Sheath Evaluation, API Technical Report 10TR1, second edition, 2008. • SANCHEZ, A., ADAMS, W. Casing centralization in Horizontal and Extended Reach Wells. In: SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, Vienna, Austria, 2012, SPE 150317. •DE ANDRADE, J., TORSAETER, M., TODOROVIC, J., OPEDAL, N., STROISZ, A., VRALSTAD, T. Influence of Casing Centralization on Cement Sheath Integrity During Thermal Cycling. In: IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, Fort Worth, Texas, USA, 2014,IADC/SPE 168012. • JOHNSON, R.M., GARVIN, T.R. Cementing Practices – 1972. In: Joint AIME-MMIJ Meeting, Tokyo, Japan,1972. • HART, W.A., SMITH, T.R. Improved Cementing Practices Reduce Cementing Failures.

Journal of Canadian Petroleum Technology, v. 29, n. 6, 1990.

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Caso de estudio: Repsol muestra el camino para conservar la selva Amazónica en el Ecuador1 William Furlow2

E

AMBIENTAL

l término licencia social para operar (LSO) está ganando importancia en la industria petrolera del upstream (exploración y producción). Se refiere al nivel de aceptación y aprobación de las operaciones de las compañías de gas y petróleo por las comunidades locales y otras partes interesadas. Evolucionando de una noción social corporativa más amplia y establecida, el concepto se basa en la idea de que las compañías necesitan no sólo el permiso del gobierno (o permisos), sino también el permiso social para realizar sus negocios. Mientras que el apoyo público a las operaciones de exploración y producción ha sido crucial en el éxito. El auge del shale gas en Estados Unidos ha traído el tema a la vanguardia.

De la noche a la mañana, áreas con poca historia de desarrollo se fueron llenando de plataformas y equipos de apoyo. Además de generar nuevos puestos de trabajo y seguridad financiera a las comunidades, la actividad afectó la infraestructura de las zonas con mayor tráfico, ruido, demanda de agua y recursos eléctricos.

Los proyectos se desarrollaron en y los alrededores de las comunidades rurales y ciudades planteando interrogantes entre los residentes y los políticos sobre lo que estaba pasando; y esperaban respuestas. La industria ha hecho avances significativos para aumentar la transparencia y mantener informado al público, pero la respuesta llegó demasiado tarde en algunas áreas. Como resultado hubo una reacción violenta en algunas comunidades en las que las actividades de fracturamiento hidráulico han sido estrictamente reguladas o absolutamente prohibidas.

La era de la LSO nace como respuesta a la necesidad de un enfoque proactivo en las interacciones de los operadores con las comunidades donde actúan. Independientemente de la forma en la que un operador aborda las regulaciones, desafíos técnicos o logísticos, la opinión pública es el último factor decisivo para determinar cuándo y dónde tiene lugar un desarrollo.

Entornos sensibles y personas en aislamiento Las empresas que operan en entornos extremadamente sensibles (EESs), como la compañía nacional de petróleo de España (Repsol) son muy conscientes de la importancia de LSO. Repsol opera varios campos en el Bloque 16, en el Oriente ecuatoriano. El proyecto de 20 años se encuentra en la selva tropical del Parque Nacional Yasuní de 3 800 millas2 declarada Reserva de la Biósfera por la Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura (Unesco), es ampliamente considerado uno de los lugares más biodiversos del mundo. Además de albergar una serie de proyectos de desarrollo, esta parte de la selva es también el hogar de la tribu Waorani, un grupo aislado que tuvo su primer contacto con el mundo exterior en la década de 1950.

Protegido por un tratado del gobierno, un subgrupo de la tribu (con conocimiento del mundo exterior) ha decidido vivir apartada del resto de su grupo clasificados como en aislamiento voluntario. Esto pone un límite a los operadores de la región evitando la interferencia directa con los Waorani y también ayuda a preservar la via-

1 Artículo tomado de SPE Oil and Gas Facilities Magazine.

Furlow, es director Senior de Desarrollo de Negocios en la Sociedad de Ingenieros Petroleros (Society of Petroleum Engineers - SPE). Puede ser contactado al correo electrónico: bfurlow@spe.org.

2 William

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Figura 1. La unidad de topping opera durante todo el día, la producción de 1 800 B/D de combustible diésel se almacena en dos tanques de 8 000 barriles y se utiliza para la generación de energía en el Bloque 16 en la selva tropical de Ecuador.

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Miembros de la tribu Waorani también ayudan en la preservación del medio ambiente con su experiencia en el entorno de la selva tropical.

Más de 30 de ellos trabajan para Repsol rastreando los movimientos de diferentes especies y participan en el monitoreo ambiental. Ellos tienen la tarea de informar cualquier cambio.

Debido a la densidad de la jungla, un forastero que no está familiarizado con el follaje y el entorno no sería apto para realizar una adecuada vigilancia y seguimiento de los cambios que ocurren en el área. Toma una vida familiarizarse con el medioambiente para permanecer orientado y no perder el camino entre el denso follaje. El pueblo Waorani navega las tierras con facilidad sin usar mapas, ni dispositivos de sistema de posicionamiento global demostrando conocimiento íntimo de su entorno.

El reto que enfrenta a Repsol en el Bloque 16 es transportar y procesar 950 000 BFPD provenientes de 150 pozos utilizando dos instalaciones de producción, para generar 34 000 B/D de crudo pesado (12 ° API). Una planta de producción se encuentra en el norte y otra en el sur del bloque.

La instalación del norte maneja 220 000 BFPD de los campos Capirona, Bogi y Tivacuno. La instalación del sur colecta 730 000 BFPD de 10 campos en producción y suma con el grueso de la producción total. El proyecto genera grandes volúmenes de agua producida que debe ser tratada y bombeada para ser inyectada en pozos de desecho.

Rubén Carrera, gerente de campo de Repsol del Bloque 16, explicó que 96% de la producción

AMBIENTAL

bilidad de sus territorios de caza y entorno natural. Caminos, servidumbres, derechos de vía, ruido excesivo e incluso cambios en la luz causada por la tala de árboles pueden tener su efecto sobre este EESs. David Omar Meza Lasso, director de la Estación Científica Yasuní de la Pontificia Universidad Católica del Ecuador, junto con su equipo de voluntarios y estudiantes han documentado las aves, mamíferos y especies de árboles en la selva cerca del Bloque 16. El equipo ha utilizado tecnología para desarrollar esta tarea.

El equipo de Meza utiliza cámaras de detección de movimiento, algunos con visión nocturna para identificar y documentar la vida animal, sin causar disturbios. Usando su computadora portátil, Meza muestra fotos de animales como pumas, tapires, jaguares y ocelotes moviéndose a través del campo de visión de la cámara. Algunos incluso hicieron una pausa para investigar las cámaras.

Meza trabaja en colaboración estrecha con Repsol y el gobierno ecuatoriano para identificar cualquier cambio en la población animal, que pueda atribuirse a las actividades del desarrollo petrolero. También asesora a la empresa petrolera sobre la mejor forma de evitar esos cambios. Como resultado, las velocidades de los vehículos están limitadas a 30 km/h y los derechos de vía para las carreteras se mantienen tan estrechos como sea posible. Muchos de los caminos son sinuosos y diseñados alrededor de los árboles grandes.

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AMBIENTAL

Figura 2.Las carreteras dentro y fuera de las instalaciones de producción de petróleo en el Bloque 16 se construyen sobre servidumbres estrechas y, en algunos casos, alrededor de grandes árboles y otros puntos naturales emblemáticos en la selva tropical.

Este procedimiento, mínimamente invasivo en Ecuador, ayuda a proteger uno de los lugares con mayor biodiversidad en el mundo.

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es agua y gas asociado. El programa de disposición del agua requiere 30 pozos de desecho, además de los 150 pozos productores. El petróleo pesado y altos cortes de agua requieren el uso de bombas eléctricas sumergibles (BES), para el levantamiento artificial aumentando la demanda de electricidad. En lugar de quemar el gas, como se hizo en el pasado, las instalaciones del Bloque 16 utilizan el gas asociado para generar electricidad. Este también se utiliza para procesar el petróleo en una unidad de topping evitando el uso de diésel. Este diésel, a su vez, se utiliza para la generación de electricidad. La planta produce 1 800 B/D de combustible diésel que se almacena en dos tanques de 8 000-bbl.

El proceso de separación en las instalaciones de producción del norte comprende tres etapas.

El fluido llega a través de un gasoducto de 20” y entra en el freewater knockout donde el corte agua se reduce de 96% a 75%. En una segunda etapa el fluido es tratado en un intercambiador de calor y calentado a 200° F. Por último, un deshidratador reduce aún más el corte de agua a 0,5%, que es aceptable para la exportación del crudo a la estación Amazónica. El crudo se al-

macena en uno de los dos tanques de almacenamiento de 15 000-bbl a la espera de exportación.

El agua separada es tratada en un scrubber y almacenada en dos tanques de 25 000-bbl a la espera de reinyección. El agua se canaliza hacia los pozos inyectores a través de una línea de 18 pulgadas.

Antes de entrar en la unidad de topping, el petróleo crudo se somete a un proceso de desalinización que requiere agua dulce extraída del vecino río Napo. El agua es recuperada en el scrubber y almacenada para su disposición en un pozo inyector. El crudo residual que sale de la planta de topping es pesado (8,5 ° API a 9 ° API), así que se somete a un proceso de mezcla con el petróleo de exportación antes de ser almacenado. La adecuada generación de energía es fundamental para el éxito de la operación.

Hay dos turbinas General Electric LM2500 en las instalaciones de producción del norte y una en la planta de producción del sur, que puede funcionar con diésel o gas. Hay también seis generadores Waukesha en el norte, 15 en el sur y siete generadores Wartsila de gasoil también en el sur.

La generación de electricidad típica para las instalaciones de producción es 37 MW en el norte y 60 MW en el sur. Aunque hay una capacidad potencial total de generación de 130 MW, no todos los generadores operan en determinado momento. La capacidad de generación de electricidad ha cumplido las exigencias del programa de levantamiento artificial (ESP), la cual ha extendido la vida del proyecto.

En abril de 2015 se iniciará una nueva campaña de perforación. El plan comprende siete nuevos pozos diseñados para frenar el declive de los campos. Aún así, la disminución de la producción sigue siendo un problema grave. En la última década, la producción promedio ha caído desde 65 000 BOPD a 34 000 BOPD. Mientras, el Bloque 16 no puede producir petróleo para siempre, las lecciones aprendidas aquí se aplicarán a los nuevos descubrimientos en las regiones de Ishpingo, Tambococha y Tiputini (ITT). También localizado en el Parque Nacional Yasuní, el Bloque ITT fue recientemente evaluado y se piensa puede contener hasta 850 millones de barriles de petróleo. Si es correcto, representaría una quinta parte de la producción total de petróleo del Ecuador.

El desarrollo de ITT puede ser una buena noticia para la economía del país pero, para tener éxito, tendrá que seguir las lecciones aprendidas de su vecino más modesto en el Bloque 16.

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Gestión de la calidad en la seguridad industrial

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SEGURIDAD

l hablar de programas o sistemas de salud y seguridad en el trabajo, se lo asocia con la elaboración de manuales, lineamientos, normativas y afines, que al ser documentados transmiten el mensaje de tener “todo bajo control” a quien los desarrolla. Sin embargo, esto está lejos de la realidad.

Vivimos en un mundo muy competitivo, donde la producción de bienes y servicios está marcada por una dura competencia entre quienes buscan producir a menor costo y en mayor cantidad, anclado en estándares internacionales que aseguren la calidad de los productos y servicios.

Para que tengan valor se debe considerar la vigencia y necesidad de un proceso efectivo en la prevención, control y mitigación de las enfermedades laborales y los accidentes de trabajo. Un proceso que fomenta la seguridad basándose en conceptos profundos que buscan evitar los daños, riesgos o peligros con los que el hombre convive, dándole valor e importancia al ser humano.

Ing. Evelyn Lucero1

La calidad y la seguridad son atributos inherentes a los productos y servicios, son un factor de competitividad que las empresas deben tener muy en cuenta porque su éxito o fracaso depende, en gran medida, de que los productos o servicios que ponen en el mercado satisfagan la demanda de una sociedad cada vez más exigente y conocedora.

A esta filosofía que busca abarcar a toda la organización y sus actividades, se la conoce como Calidad en la Seguridad Industrial, y no es únicamente un modo de pensar, es sobre todo, un conjunto de principios y métodos que procuran cumplir las metas de la organización y que aportan valor agregado.

Esto implica superar la visión clásica de que la responsabilidad sobre la seguridad es exclusiva de los departamentos de HSE o SSA. Hay que considerar que la acción de otras personas tendrá efecto, en mayor o menor grado, sobre el resultado final. Para que esta aspiración se cumpla hay que tener en cuenta:

1Evelyn Lucero, ingeniera Comercial, cursa una Maestría en Gestión Empresarial y una Maestría en Sistema de Gestión de Calidad, Ambiente, Salud y Seguridad Ocupacional. Es Jefe de Gestión Empresarial en Sertecpet Ecuador.

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• Ampliar el concepto de cliente: Podemos concebir a la organización como un sistema integrado por el cliente global: proveedores, cliente interno-externo, sociedad, familia, entorno, ambiente y organismos de control, entre otros. Aplicar la seguridad significa que hay que satisfacer también las necesidades del cliente global.

• Poseer liderazgo: La seguridad cuesta, pero es más cara la inseguridad. Si se trata de centrar la atención en las necesidades y expectativas del cliente, éstas serán mejor atendidas si dentro del presupuesto están identificadas todas las prevenciones de riesgos que aseguren la integridad de la persona y la productividad del requerimiento del cliente. Este concepto permite competir en el mercado con posibilidades reales de éxito. A este concepto se debe incluir que el liderazgo no lo ejerce únicamente quien está al frente de un proceso; liderazgo significa levantar la bandera de alerta cuanto vemos que está en peligro la producción, la vida, la integridad y el lugar o el espacio en que nos encontremos.

• Gestionar basándose en la prevención: Nuestra meta es hacer las cosas bien desde el inicio. De esta forma se reduce la necesidad de aplicar acciones de identificación, evaluación, control, mitigación o eliminación de riesgos.

Se aplica la participación y consulta a todos los involucrados, generando de esta forma pertenencia y gestión de la prevención.

• Potenciar el factor humano: La seguridad no se controla, se hace y para conseguirla deben intervenir todas las personas que

conforman la organización, sin excepción. Es imprescindible establecer una gestión de los recursos humanos desde la motivación, sensibilización, concienciación y competencia para la seguridad y la participación.

• Mejora permanente. La seguridad debe ser concebida como un horizonte, no como una meta.

No se llega a la calidad en la seguridad, si no se persigue un horizonte claro, definido, oportuno

Todos somos un equipo Dirección, Operaciones, Administración, Organización…

No se puede mejorar nada que no se haya CONTROLADO No se puede controlar nada que no se haya MEDIDO No se puede medir nada que no se haya DEFINIDO No se puede definir nada que no se haya IDENTIFICADO

que se amplía a medida que se avanza. Aquí está implícita la idea de mejora continua. Siempre es posible hacer mejor las cosas y adaptarse lo más cercano posible a las necesidades y expectativas del cliente global.

Secuencia de manejo SSO PLANEAR

· Identificación de peligros · Matrices de cumplimiento legal · Objetivos, programas y presupuestos

· Informes a la Dirección · Indicadores · Toma de acciones

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

ACTUAR

SG SSO

· Medición y seguimiento · Investigación de accidentes · Acciones correctivas y preventivas · Control de riesgos

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VERIFICAR

SEGURIDAD

HACER

· Comunicación y participación · Formación, toma de conciencia · Control de documentos · Control operativo 65

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SEGURIDAD

El objetivo de la calidad en la seguridad industrial es velar porque las 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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principios de seguridad Entendiéndose claramente que la idea de gestionar la calidad en la seguridad industrial a base de la prevención, tal cual como lo dice el postulado de dicha filosofía, da vida activa al proceso de higiene y la seguridad, que contempla: la idea de hacer las cosas bien desde un principio es mejor que detectar y corregir para minimizar los costos de mala calidad.

En consecuencia, la protección debe entenderse como el conjunto de actitudes y actividades ordenadas sistemáticamente que constituyen un proceso que permite evitar o reducir la presencia de causas que pueden generar daño y de las causas concurrentes y desencadenantes de aquellas, así como anular o hacer mínimos los daños en caso de producirse un accidente. Este proceso cobra fuerza dentro de las organizaciones debido a los resultados fatales e indicadores de gravedad. Sin embargo, el manejo de la prevención de los riesgos no es un tema de moda y se lo debe asumir con toda responsabilidad y conciencia.

La organización debe girar en torno a los procesos que son importantes para este fin y que aportan valor agregado.

De esta manera, se evidencian las implicaciones que tiene sobre la calidad, productividad de un producto o un servicio, cuando por motivo de un incidente, accidente o enfermedad ocupacional se alteran de manera sucesiva los procesos de trabajo.

Definitivamente, la creación del efecto multiplicador, facilitará que este conocimiento adquirido de forma sistematizada pueda llegar al entorno social de cada miembro de la organización y replicarse en las comunidades en las que ellos

viven. Colaborando en forma directa con el desarrollo sostenible de una organización que debe asegurar que los peligros, riesgos de salud y de seguridad ocupacional sean identificados.

Lo que se persigue es una efectiva gestión de prevención, a fin de establecer las medidas de control adecuadas para gestionar la salud y seguridad ocupacional de todos sus colaboradores, incluyendo sus contratistas.

Beneficios de un Sistema de Gestión: • Es una demostración pública de responsabilidad.

• Mejora la imagen corporativa.

• Demuestra responsabilidad y compromiso.

• Conduce a procesos de mejoramiento.

• Asegura el compromiso de todos los líderes y todas las áreas.

• Genera una respuesta positiva de potenciales clientes.

• Forma parte de una visión integrada de gestión ISO 9000 + 14001 + OHSAS 18001 = ISO 26000 • Genera una mayor motivación del personal.

• Disminución de accidentes, costos, personal, ausentismo y/o reclamos.

El ser humano siempre ha demandado a las autoridades el establecimiento de leyes o códigos que aseguren realizar su actividad normal confiadamente. Este conjunto de normativas que aparece y cobra vida luego de varios años de estar archivado es el que ha sido introducido y debe ser adaptado efectivamente en las organizaciones; no por obligación, sino por la necesidad de cuidar al capital más valioso de la empresa: el trabajador.

PGE PETRóLEO & GAS - AGOSTO 2014

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HALLIBURTON Landmark Software & Services

Landmark le ofrece los expertos y las soluciones que transformarán su negocio, maximizarán sus campos y acelerarán el tiempo de operación.

MAYOR RENDIMIENTO DEL NEGOCIO El conocimiento exacto sobre los datos de un campo, al momento de plantear la estrategia de extracción, desarrollo de reservorios, optimización de la producción y su valoración comercial, es vital al alinear objetivos y metas.

Nuestros consultores evalúan y proveen información objetiva sobre la infraestructura, plataformas y tecnologías a implementar, para elaborar mejores prácticas.

REDUCCION DE RIESGOS Diseñamos la implementación de los procesos que mitigarán los riesgos asociados a la exploración de hidrocarburos y valoración de reservorios.

Aseguramos el conocimiento de los operarios y su oportuno acceso a la información correcta cuando la necesiten.

SOLUCION ESTRATEGICA Los métodos de exploración y explotación de petróleo y gas han evolucionado en sofisticación y complejidad para enfrentar los retos energéticos contemporáneos, de igual manera nuestros servicios.

Tecnología en Geociencias: DesicionSpace® Geociences ofrece la más avanzada tecnología integrada para el análisis, interpretación y modelado de grandes y complejos volúmenes de datos en diferentes tipos de ¨Plays¨, que permiten incrementar la eficiencia y exactitud de las decisiones en la cadena de valor de E&P. Optimización en Perforación y Completación: Es una solución enfocada tanto para las operaciones diarias de perforación, completación y reacondicionamientos, como para la planificación, diseño y seguimiento a tiempo real de pozos, con el objetivo de lograr realizar las operaciones de forma segura, económica y factible.

MAXIMIZACION DE RESULTADOS Imagine los resultados que su equipo de operaciones logrará al contar con la “verdad absoluta” del campo, estos son los datos más exactos en tiempo real. Esto es posible gracias a que los servicios que Landmark ofrece, contribuyen a lograr que sus objetivos se logren de forma oportuna y con una reducción de costos que se ve día a día.

Manejo de Tecnología de Información: Permite un eficiente acceso a los datos necesarios desde diferentes fuentes para tomar decisiones críticas en E&P a través su visualización en un único ambiente con capacidades GIS y facilidades de acceso vía internet. Contamos con herramientas colaborativas para una rápida búsqueda de la información y con la flexibilidad de crear y ejecutar procesos de negocios multi disciplinarios, que permitirán conseguir la integración exigida por las actividades actuales y futuras del área de E&P.

INFORMACION OPTIMIZADA PARA MANEJAR EL ECOSISTEMA Ya sea un proyecto pequeño o a gran escala, el conocimiento exacto de la información es la llave del éxito. Nuestros servicios y tecnología permiten a los usuarios ser más eficientes y más productivos al asegurar el acceso de la información correcta en el momento oportuno.

Producción: Las compañías de E&P se enfrentan cada vez más a la escasez de mano de obra, condiciones complejas de operación y datos fragmentados en múltiples aplicaciones. Halliburton posee una plataforma completa para producción con DecisionSpace® que permite una combinación con otras herramientas para la colaboración eficaz, la interoperabilidad y la automatización de procesos.

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