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

No. 007- DICIEMBRE 2015

ISSN 1 390 - 8 81 2

2 000 ejemplares

GESTORES

Proyecto: Banco de Información Petrolera del Ecuador (BIPE)

Perforación

Eficiencia y reducción de costos en la construcción de pozos

DOWNSTREAM

Perspectivas tangibles de la Industria Petroquímica Ecuatoriana (IPE)

LACPEC 2015,

un éxito en el Ecuador

EDITORIAL

Quito fue sede de LACPEC 2015 La capital del Ecuador fue sede de la Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe (LACPEC, por sus siglas en inglés), el evento técnico más importante de la SPE en E&P para la región de América Latina y el Caribe. La Society of Petroleum Engineers (SPE) es la mayor asociación de profesionales de la industria del petróleo a nivel mundial. Abarca a más de 143 mil miembros en 16 regiones y más de 147 países. Bajo el tema “Personas, Planeta y Tecnología: Soluciones Energéticas Innovadoras a los Entornos Más Exigentes”, la conferencia continúa su tradición de ofrecer contenido técnico de primera clase en la industria E&P. LACPEC fue la ocasión ideal para mostrar los últimos logros técnicos de las diferentes compañías, sus más recientes productos y servicios. Sin duda, la exposición ante proveedores regionales de petróleo y gas, autoridades regionales de energía y ejecutivos internacionales, les permitió perfeccionar sus estrategias y mejorar sus objetivos comerciales. “Como profesionales de la industria E&P, la excelencia y el éxito no pueden ser alcanzados sólo una vez y en una circunstancia en particular, la excelencia es un constante trabajo de desafíos a nosotros mismos. El conocimiento y experiencia es una herramienta para abrir nuevos caminos para la humanidad”, dijo el Presidente General de LACPEC 2015 Italo T. Cedeño. LACPEC también fue una gran oportunidad para promocionar a nuestro país, ubicándolo como un importante destino turístico de negocios. Con estas excelentes noticias, les deseamos una Feliz Navidad y un 2016 lleno de éxitos y metas cumplidas. 4

Contenido

reúne en Quito al sector 6 LACPEC de energía de AL y el Caribe

taladros de 34 Reportes: perforación y mantenimiento

7 Proyecto: BIPE

38 Estadísticas

soporta sus operaciones en 11 Igapó tecnología Landmark

42 PRLL1

Ecuador: grandes beneficios 13 OCP para el país y la región

49 Introducción de la tecnología CTS

para la sostenibilidad de la 18 Clave compañía, industria y del país

y reducción de costos 53 Eficiencia en la construcción de pozos

solución al bajo precio es el 22 La bajo precio

la transformación 57 ACTive: tecnológica en operación de pozos

de la baja en el precio 25 Impactos del petróleo en AL y el Caribe

en capacitación para 62 Simuladores los operadores de la industria

32 Capacitación y eventos

64 Perspectivas tangibles de la IPE

Ubicación del pozo de relleno

Revista PGE Petróleo & Gas

Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador; Ing. Marcelo Aguirre, presidente del Directorio de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE); e Ing. Paúl Barragán, presidente de Latin American Drilling Safety (LADS) Capítulo Ecuador. Coordinación General y supervisión: Editorial Taquina - Saraswati Rivadeneira Dirección: Nancy V. Jarrín Coordinación: Pamela Quilca - Mayra Revelo Redacción y Edición: Nancy V. Jarrín

Corrección de estilo: Daniela Arias Diseño: Cinthya Cisneros Fotografía: SPE y Shutterstock Images Colaboradores de esta edición: Ing. José X. Orellana Giler, Ing. Jorge Asturias, Ing. Martha Ligia Vides Lozano, Ing. Edmundo S. Brown, Ing. Steven E. Kallós, Ing. Andrés Díaz, Diego Torres, Ing. Juan Carlos Proaño, Ing. Javier Romo, Ing. José Cóndor, OCP, Ing. José Luis Ziritt, Ing. Nelson Quintero, Ing. Jorge Rosas, Ing. Dubrasky Nava, Ing. David Flor, Ing. Fernando Báez, Ing. Alejandro Andrade, Ing. Ramón Correa, Ing.

Fernando Velasco, Ing. Diego Castillo, Ing. Bladimir Cerón Guerra, Ing. Víctor Imbaquingo, Ing. Mónica Bastidas, Ing. Álvaro Gallegos, Ing. Andrea Salazar, Ing. Eduardo López Robayo, SPE y OCP. Nota editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio. Imprenta: Don Bosco Tiraje: 2000 Número: 007 - diciembre 2015 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com

NOMBRAMIENTOS / RECONOCIMIENTOS

Expresamos nuestro sincero reconocimiento y felicitación a: Carlos Pareja Yannuzzelli designado como Ministro de Hidrocarburos. José Icaza Romero designado Gerente de Petroamazonas EP. Alex Bravo posesionado Gerente de EP Petroecuador. Ramiro Páez designado Apoderado General de Repsol Ecuador S.A. Ramón Correa de AGIP Oil Ecuador, fue galardonado con el SPE Regional Award Formation Evaluation, por su contribución a la industria. Petroamazonas EP recibió una mención honorífica del Energy Institute de Londres a su proyecto de Puentes de Dosel Artificiales en los EI Awards 2015.

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS O

OPINIÓN

PUBLICITARIO

INFORMATIVO

ENTRETENIMIENTO F

FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURAL

DEPORTIVO

propaganda

GESTORES

LACPEC reúne en Quito al sector de energía de América Latina y el Caribe

or primera vez en Quito (Ecuador) y bajo el tema: “Personas, Planeta y Tecnología: Soluciones Energéticas Innovadoras a los Entornos más Exigentes”, se desarrolló en noviembre pasado la Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe 2015 (LACPEC). El evento técnico más importante de la SPE para la región, ofreció a profesionales en la industria de E&P la oportunidad de compartir soluciones innovadoras a los desafíos en el sector, discutir las tecnologías de vanguardia e intercambiar conocimientos. LACPEC recibió un número récord de más de 800 propuestas de artículos técnicos, de las cuales alrededor de 200 fueron aceptadas y presentadas. La conferencia se inició con un dinámico concurso estudiantil regional “Student Paper Contest”, con estudiantes de ingeniería de pregrado, maestría y doctorado. Se entregaron premios a las tres mejores presentaciones en cada división y el primer lugar tendrá la oportunidad de participar en el concurso estudiantil internacional, en la Conferencia Anual de la SPE (ATCE), que se realizará del 26 al 28 de septiembre de 2016, en Dubai. La ceremonia de inauguración contó con la presencia de autoridades ecuatorianas: el Ministro Coordinador de Sectores Estratégicos, Rafael Poveda; el Ministro de Hidrocarburos, Carlos Pareja; la Secretaria de Hidrocarburos, Yvonne

Autor: SPE Fabara y representantes de la SPE como el Presidente de la SPE de 2016, Nathan Meehan; la Directora Regional de la SPE en América del Sur y el Caribe, Anelise Lara y el Presidente General de LACPEC del 2015, Italo T. Cedeño. “Como profesionales de la industria E&P, la excelencia y el éxito no pueden ser alcanzados sólo una vez y en una circunstancia en particular, la excelencia es un constante trabajo de desafíos a nosotros mismos. El conocimiento y experiencia es una herramienta para abrir nuevos caminos para la humanidad”, dijo el Presidente General de LACPEC 2015 Italo T. Cedeño. La sesión plenaria: “Retos y Oportunidades Tecnológicas en la Industria Petrolera en América Latina”, fue moderada por el Consultor Internacional de Energía, René Ortiz y el Presidente de APD Proyectos Cía. Ltda., Fernando Benalcázar. Entre los panelistas estuvieron Marcelo Tokman, ENAP; Gustavo Hernández García, Pemex; Oswaldo Madrid, Petroamazonas; Anelise Lara, Petrobras; Hatem Soliman, Schlumberger; Stephen.P Fulgham, Weatherford y Sergio Tovar, PDVSA. Durante la sesión de apertura, ganadores regionales de la SPE fueron reconocidos por su servicio excepcional y liderazgo en la comunidad. Previo a la conferencia, un grupo de profesionales de la industria asistió al curso “Enhanced Oil Recovery and Fundamentals” con el profesor Larry Lake, de la University of Texas en Austin.

Representantes de los Ministerios del país, de la SPE y de LACPEC, durante la conferencia realizada en Quito

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GESTORES

Proyecto: Banco de Información Petrolera del Ecuador (BIPE) Autores: Javier Romo, Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador (SHE)1 José Cóndor, SENESCYT-Universidad Central del Ecuador 2

l Banco de Información Petrolera del Ecuador (BIPE) es un proyecto de la Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador (SHE) cuyo objetivo principal es administrar la información técnica del país relacionada con la Exploración y Producción (E&P) de Hidrocarburos, cumpliendo con los estándares y niveles de calidad que requiere la industria. El fundamento legal para la creación del BIPE está basado en el artículo 6A de la Ley de Hidrocarburos (reformada en noviembre de 2011). Luego de proceso de licitación pública, el contrato para la implementación y procesamiento que crea el BIPE fue protocolizado el 13 de diciembre de 2011 entre la Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador (SHE) y el Consorcio Remasa-Sokoloil con un plazo de ejecución de 36 meses. El procesamiento y manejo de los datos e información técnica histórica de E&P va desde 1912 hasta la actualidad. Los datos de E&P provienen de todas las etapas de las operaciones, abarcando desde los levantamientos sísmicos de exploración hasta las pruebas de producción de los pozos, pasando por las operaciones de perforación y perfilaje. El BIPE tiene un papel relevante en la promoción de las inversiones para las actividades existentes y futuras de exploración y explotación de hidrocarburos, como fuente de información oficial y precisa. El BIPE (figura1) maneja datos e información considerada patrimonio del Estado por su costo asociado, especialización y conocimiento del subsuelo del país.

ENERO 2012

74% DE EJECUCIÓN

DICIEMBRE 2016

Figura 1. Línea base de ejecución del proyecto

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

Sistema BIPE A lo largo de la historia petrolera en el Ecuador, los volúmenes, diversidad, complejidad y relevancia de la información se han incrementado sustancialmente. Esto originó la necesidad de organizarla, mejorar su calidad y ponerla a disposición de autoridades, operadores e inversionistas. Para tal efecto, la información técnica debía ser recuperada, recolectada, identificada, estandarizada y colocada en un sistema de gestión de una manera estructurada que permita a los usuarios un fácil y seguro acceso, garantizando a lo largo de estos procesos integridad y calidad. El concepto del sistema BIPE se basa en la idea de que los datos tienen poco valor por sí mismos. El valor se incorpora cuando la información se utiliza para lograr una finalidad. Para organismos gubernamentales una ventaja competitiva es atraer a inversionistas. La base de datos del BIPE es un sistema robusto y computarizado para llevar registros (figura 2). Uno de los aspectos más importantes para una base de datos hidrocarburífera es el control de calidad que en el BIPE incluye procesos de digitación, conservación, rasterización y vectorización para permitir que múltiples imágenes puedan ser visualizadas, rotadas, manipuladas y representadas a cualquier escala al mismo tiempo y cumpliendo estándares de calidad generalmente aceptados en la industria (figura 3). El volumen de información de E&P estimada existente en el Ecuador y sus costos, si se tendría que realizar de nuevo la generación de datos e información, se estima en la tabla 1. La etapa de implementación duró tres meses entre enero y abril 2012 y comprendió la puesta en operación y entrega de hardware, software, infraestructura y los requerimientos asociados a la implementación. La etapa de

1 Javier Romo. Ingeniero de petróleos de la Universidad Central del Ecuador. Tiene más de 15 años de experiencia en operaciones, negociación, administración de contratos petroleros, diseño, evaluación, gerencia de proyectos y análisis de procesos.

2 José Cóndor. Ingeniero de petróleos por la Universidad Central del Ecuador. Tiene maestrías en energía y ambiente y en administración pública, además de un doctorado en ingeniería de petróleo. Cuennta con amplia experiencia dentro y fuera el país.

GESTORES

COMPONENTES

Sistema de base de datos

Figura 2. Este sistema comprende cuatro componentes principales: personal, datos e información, hardware y software

RECEPCIÓN INFORMACIÓN TÉCNICA

INTERFASES Sísmica

BANCO DE DATOS

FUNCIONALIDADES Copiado

Base de datos

Control de calidad

Arreglo de discos

Pozos

Mapeo

Archivo técnico

Archivo técnico Información geográfica

Recepción y verificación física

Recepción técnica y catalogación

Respaldos

Cintoteca

Control atenciones

Archivo muestras

Carga y actualización de la base de datos

Entrega de información técnica

Atención en la sala de datos

Figura 3.

administración del BIPE comenzó el 5 de abril de 2012 y se extendió hasta el 1.º de enero de 2015 con un presupuesto estimado en cerca de los $5 millones. Evaluación del proyecto BIPE Para evaluar el proyecto BIPE se consideró tres fases principales: diseño, implementación y servicios. La evaluación, en la fase de servicios, se la realizó en un período de 19 meses (desde abril de 2011 hasta octubre de 2013). TIPO DE INFORMACIÓN

Durante este período el volumen existente en los diferentes procesos fue de 34.31 terabytes (tabla 2). Los equipos que se utilizan, además de tener la suficiente capacidad de almacenamiento, deben contar con aplicaciones técnicas especializadas, con visualizadores y editores de archivos técnicos específicos diseñados para los dominios de sísmica, geología, pozos, geografía y estudios como ARCGIS, OFM, SEIS EE, AUTOCAD, LOG VIEWER y otras.

MEDIDA

No.

COSTOS UNITARIOS (US$)

COSTO TOTAL (US$)

Sísmica 2D

93.458

30.000

2.803’740.000

Sísmica 3D

Km2

8.147

60.000

488’820.000

Pozos

No.

5.731

180.000

1.031’580.000

Estudios técnicos

No.

2.350

100.000

235’000.000 4.559’140.000

Tabla 1. PROCESOS

VOLÚMEN (Terabytes)

Gestión de datos e información (SHE)

18.0

Recepción y verificación física

8.7

Verificación técnica, catalogación y carga en base de datos

5.01

Entrega de información

2.6

Total

34.31

Tabla 2. 8

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GESTORES

En cuanto a recursos humanos, el BIPE cuenta con 14 profesionales, cuyas funciones se describen en la figura 4. La cantidad de información que el BIPE tenía a inicios del 2015 confirma que existe la necesidad de continuar con el procesamiento de datos e información técnica (tabla 3). El acceso a los datos e información del BIPE, así como la confidencialidad de la información técnica se ajustan y sujetan a la modalidad contractual y política hidrocarburífera detallados en la tabla (Acuerdo Ministerial No. 628) para un período de tiempo en el Ecuador (tabla 4). Las actividades del Banco de Información Petrolera del Ecuador han permitido recupe-

rar numerosa información histórica que forma parte del patrimonio del Estado y que hasta el momento se creía perdida o no se sabía de su existencia. Estas tareas de recuperación aportan un valor significativo al conocimiento del subsuelo ecuatoriano, así como a la reducción de costos en futuras investigaciones. Los costos y gastos invertidos hasta octubre de 2013 fueron de $2’350.000 y la inversión en el proyecto fue de $5’000.000. Por tanto se concluye que por cada dólar invertido en el proyecto se tienen $634,4 de beneficio de datos e información recuperada existente en el BIPE (tabla 5). En la evaluación del sistema del BIPE se identificó varias opciones de mejora que se resumen en la tabla adjunta:

GERENTE DEL SERVICIO

Grupo de recepción y entrega de información

01 Especialista en recepción y entrega de información 01 Técnico de sistemas

Grupo de sísmica

01 Especialista en información sísmica 02 Geofísicos y/o geólogos junior

Grupo de pozos

01 Especialista en información y perfiles de pozo 01 Ingeniero de petróleo junior

Grupo de sistema de información geográfica

01 Especialista en sistema de información geográfica 01 Geógrafo o geólogo junior

Grupo de administración del archivo técnico

01 Especialista en administración de archivo técnicos 01 Técnicos de sistemas

Especialistas de sistemas de información

01 Especialista en soporte de sistemas 01 Técnicos de Sistemas o informática

Figura 4. Recurso humano que integra el BIPE UNIVERSO ESTIMADO

PORCENTAJE ESTIMADO AL 1.º DE ENERO DE 2015

Adquisición

3 000

Documentos

3 000

Procesamiento

3 000

Sísmica 2D (líneas)

Sísmica 3D (áreas) Adquisición

Documentos

Procesamiento

Wellheader

6 000

Documentos

6 000

Perfiles

6 000

Pozos (número)

Tabla 3. P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

GESTORES TIPO DE INFORMACIÓN

PERÍODO DE CONFIDENCIALIDAD

Datos e información de sísmica, gravimetría y magnetometría

Dos (2) años

Datos de sísmica (reprocesamiento)

Dos (2) años

Interpretación de datos sísmicos

Cinco (5) años

Datos e información de pozos exploratorios

Dos (2) años

Datos de pozos de explotación (desarrollo y avanzada)

Un (1) año

Tabla 4. TIPO DE INFORMACIÓN Sísmica 2D (líneas)

MEDIDA

EXISTENTE BIPE

COSTOS ESTIMADOS UNITARIOS (US$)

VALOR TOTAL DE INFORMACIÓN EXISTENTE EN BIPE (US$)

91.865

30 mil

2.755’ 950.000

Adquisición

27.748

30 mil

832’440.000

Procesamiento

64.117

30 mil

1.923’510.000

17.729

60 mil

1.063’740.000

9.257

60 mil

555’420.000

Sísmica 3D

Km2

Adquisición Procesamiento

8.472

60 mil

508’320.000

Pozos

Unidad

4.520

180 mil

813’600.000

Estudios técnicos

Unidad

300

100 mil

Total

30’000.000 4.663’290.000

Tabla 5.

Ítem

Dificultades Encontradas

Propuesta de Mejora

Diseño e implementación Hardware Software Recursos humanos

Implementación de un arreglo de discos de 40 TB y disco compartido de 8 TB. Inclusión de un software de interpretación Acceso a proyectos de interpretación mayormente usado en la industria. Conservación del esquema funcional y el núOtros procesos y actividades de acceso y mero de personas. Incorporación de actividadistribución de datos e información en línea des adicionales y optimización de procesos. Optimizar la capacidad de almacenamiento

Funcionalidades Acceso y distribución No existe autoservicio ni servicio asistido de información para envío de información Permisos y privilegios de entrada

No existen sistemas de entitlements

Comercialización de información

Inexistente

Incorporación del sistema de reporte automatizado de información (Delivery) para gestión de acceso y distribución de información Adición del sistema de entitlements para gestión de permisos y privilegios de acceso. Incorporación de políticas de acceso. Implementación de políticas de uso de la información según modelos de comercialización de datos e información.

Procesos críticos Pozos Sísmica 2D y 3D

Archivo técnico

Geografía

Datos básicos para carga de información incompletos wellbore/wellheader

Registro único de pozos petroleros compartidos entre operadoras y Estado. Envío de set completo de datos, aplicación del Falta de datos clave para la creación de manual de entrega recepción de información, entidades capacitación constante a operadoras y Estado. Flujo de información no es constante, Optimización de procesos internos en la transferencia de información de UT-SHE no SHE y solicitar fuentes de criterios técnicos, ha sido articulada normativa. Aplicación del Manual de Estándares de EntreForma errónea de reportar datos espaciales ga de Información Técnica del BIPE, normativa y capacitación.

Tabla 6. 10

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GESTORES

Igapó soporta sus operaciones en tecnología Landmark Autores: Andrés Díaz, Halliburton IAM / Diego Torres y Juan Carlos Proaño, Halliburton Landmark Software and Services

ediante proceso de licitación pública, Petroamazonas EP adjudicó el 15 de septiembre de 2014 a Halliburton Latin America S.R.L. (“Halliburton”), nueve contratos para la Provisión de Servicios Específicos Integrados con Financiamiento de la Contratista, para la Ejecución de Actividades de Optimización de la Producción, Actividades de Recuperación Mejorada y Actividades de Exploración (“Contratos de Prestación de Servicios”). En cumplimiento a lo estipulado en las Bases de la Licitación, Halliburton constituyó una compañía con personalidad jurídica en Ecuador denominada Servicios Petroleros Igapó S.A. (“Igapó”), compañía que, el 8 de octubre de 2014 suscribió con Petroamazonas EP los nueve Contratos de Prestación de Servicios referidos. Los nueve contratos se agrupan en cuatro activos conforme al siguiente detalle: • Activo Lago Agrio 1. Contrato C0328-PAM-EP-2014 para el campo Lago Agrio. 2. Contrato C0332-PAM-EP-2014 para el campo Charapa. • Activo Palo Azul 1. C0329-PAM-EP-2014 para el campo Palo Azul. 2. C0330-PAM-EP-2014 para el campo Pata. 3. C0331-PAM-EP-2014 para el campo Pucuna. • Activo Cuyabeno 1. C0336-PAM-EP-2014 para el campo Víctor Hugo Ruales. 2. C0337-PAM-EP-2014 para el campo Tipishca-Huaico.

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• Activo Libertador 1. C0338-PAM-EP-2014 para el campo Arazá. 2. C0339-PAM-EP-2014 para el campo Chanangue. EL RETO El éxito de Igapó se relaciona estrechamente con la cantidad de hidrocarburos producidos sobre una curva base de producción, establecida por contrato. Por esta razón, para Igapó es indispensable contar con datos exactos y detallados de las operaciones de campo, tanto de producción como de perforación, Workover y facilidades, tomando como fuente de información la data provista por la operadora Petroamazonas EP mediante sus sistemas de información. Para ello, la compañía aprovechando los recursos y fortalezas tecnológicas de Halliburton, selecciona la Plataforma de Software Landmark DecisicionSpace, como solución fundamental a ser implementada, tanto para la integración de tecnologías provistas por la operadora, como para el seguimiento, análisis y optimización de las operaciones.

Andrés Díaz. Ingeniero en Sistemas con estudios en Oil & Gas y gestión de proyectos. Actualmente se desempeña como Gerente del área de Data Manager RTO en Halliburton IAM para el proyecto Igapó.

DESARROLLANDO LA SOLUCIÓN Igapó diseña junto con Landmark un plan de implementación de la plataforma de Software DeciscionSpace (figura 1), que optimice tiempo, recursos y que impacten favorablemente a las áreas técnicas y de sus operaciones, que se lo ejecuta en cuatro etapas: 1. Para la implementación de todas estas etapas se requirió un análisis e implementación de toda una infraestructura base, en la cual se alojaría a toda la plataforma DecisionSpace®. Dicha infraestructura base contempló desde Hardware, sistemas operativos, bases de datos Oracle, sistemas de virtualización y una poderosa herramienta de integración de da-

GESTORES tos DecisionSpace® Integration Server (DSIS). Adicionalmente, y en paralelo, se trabajaba en el desarrollo de rutinas que permitan procesar, validar y almacenar en las bases de datos de EDM (Engineer’s Data Model™ ) y DSPA de manera estructurada, los datos correspondientes a la producción diaria por campo y por pozo, así como datos de Perforación y WO. 2. Implementación de las aplicaciones: Openwells, DecisionSpace® Production Allocation (DSPA), DecisionSpace® Well Engineering (DSWE) DecisionSpace® Geosciences, DecisionSpace® Nexus® que permiten a las áreas usuarias técnicas de Igapó la interpretación, análisis y estudios de los reservorios y toma decisiones en la operación. 3. DecisionSpace® Analytics herramienta vital en Igapó para un manejo de toma de decisiones Gerenciales, mediante una gestión de Business Intelligence. 4. Implementación de DecisionSpace® Production Monitoring (DSPM). La solución no habría estado completa sin poner en marcha una moderna herramienta, que proporcione monitoreo de las operaciones de producción en tiempo real.

BENEFICIOS • Utilización de estándares para el manejo de la información de acuerdo a las mejores prácticas de la industria. • Reducción de tiempo en toma de decisiones a nivel operacional y gerencial. • Contar con datos e información confiable a tiempo. • Disponer de una plataforma, que permita crecer de manera inmediata si la operación lo requiere. • Integración de los equipos de trabajo, tanto locales como internacionales, mediante flujos de trabajo multidisciplinarios. • Acceso controlado de la información. • Información respaldada. CONCLUSIÓN La plataforma DecisionSpace ha demostrado ser una excelente elección para apoyar las operaciones de hidrocarburos, que Igapó desarrolla actualmente en Ecuador. Los campos involucrados producen alrededor de 30 mil barriles de petróleo y unos 80 mil barriles de agua diariamente, y exigen entre otras cosas un muy eficiente y completo juego de soluciones de software y servicios de alta calidad, que solo proveedores globales como Halliburton proporcionan.

Figura 1. Plan de implementación de la plataforma, diseñada por Igapó junto con Landmark

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GESTORES

OCP Ecuador: grandes beneficios para el país y la región Autor: OCP Ecuador

l Oleoducto de Crudos Pesados, más conocido como OCP, es el oleoducto privado que opera en el Ecuador desde el 2003 transportando petróleo pesado. Recorre 485 km desde Lago Agrio en Sucumbíos hasta la costa en Esmeraldas, atravesando cuatro provincias, 11 cantones y un total de 33 juntas parroquiales. En 12 años de operación, cumplidos en noviembre de 2015, el aporte del OCP ha sido de magnitud para la economía del Ecuador a través de la generación de valor económico, social y ambiental. Una necesidad evidente En la década de 1980, la necesidad de contar con un oleoducto para crudos pesados era improrrogable, pero en una época en que el precio del barril de petróleo crudo había caído por debajo de los $20, la construcción del OCP con dinero público no era posible. En enero de 2000, con el advenimiento del gobierno del presidente Gustavo Noboa, una decisión política permitió que el proyecto tantas veces imaginado y tantas veces frustrado, empezara a concretarse. Con la Ley para la Transformación Económica del Ecuador, la llamada

“Ley Trole”, publicada en marzo de 2000. El 26 de junio de 2001 empieza la construcción del Oleoducto de Crudos Pesados, a través de un proceso de construcción innovador y cuidadoso, efectuado con tecnología de punta y bajo auditorías constantes y severas. Y así, tras la aprobación del Estado ecuatoriano y la obtención de la licencia ambiental por el Ministerio de Ambiente empieza la construcción del Oleoducto de Crudos Pesados el 26 de junio de 2001, a través de un proceso de construcción innovador y cuidadoso, efectuado con tecnología de punta y bajo auditorías constantes y severas. El 14 de noviembre de 2003, el Oleoducto de Crudos Pesados empezó su operación con la posibilidad de extraer y exportar hasta 450 mil barriles diarios. OCP es una de las inversiones privadas más grandes en la historia del país, que con un monto de más de $1 400 millones, ha permitido que una parte importante del crudo del país llegue a mercados internacionales. Hasta este día, el Estado ecuatoriano no ha gastado ni un solo centavo en una obra que fue diseñada, construida y puesta a funcionar por una empresa privada, OCP Ecuador S.A., Foto 1. El oleoducto recorre 485 kilómetros, desde la Amazonía hasta la Costa ecuatoriana

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GESTORES totalmente a su costo y riesgo, a cambio de lo cual recibió el derecho a operar el oleoducto -también a su costo exclusivo-, durante los siguientes 20 años, después de los cuales todas sus instalaciones serán entregadas al Estado de manera gratuita.

Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA) y el Sistema de Detección de Fugas (LDS). El SCADA es el cerebro de toda la operación del oleoducto, centraliza el control y monitoreo de toda la infraestructura relacionada con el OCP. OCP está en la capacidad de almacenar hasta 1´200.000 barriles en Amazonas y 3´750.000 barriles en el Terminal Marítimo. Cargar buques de hasta 325 000 toneladas y despachar hasta 2 millones de barriles en una sola carga. Desde el 2013, mantiene un gran compromiso como integrador hidrocarburífero regional, pues varias empresas colombianas han depositado su confianza en OCP Ecuador, para transportar crudo proveniente del sur de Colombia. Hasta la fecha se han transportado más de 5 millones de barriles de crudo colombiano a través de la interconexión de oleoductos y el primer sistema de descargaderos binacional por carrotanques, en la Estación Amazonas.

UnA OPErACión COnfiAblE, sEgUrA y COmPrOmEtidA COn El AmbiEntE OCP Ecuador presta el servicio de transporte de crudo pesado (18 a 24 grados API) en el Ecuador y asegura a los cargadores la custodia del crudo recibido, transportado y despachado. El oleoducto está destinado sólo al transporte de crudo pesado y recorre 485 kilómetros, desde la Amazonía hasta la Costa ecuatoriana. El sistema completo del oleoducto cuenta con: 4 estaciones de bombeo, 2 estaciones reductoras de presión, 1 estación automática de bloqueo, 25 válvulas de bloqueo y 1 terminal marítimo con 2 monoboyas costa afuera para la carga a buques. La tubería es de acero API 5LX70 y está enterrada en un 99,8% como una consideración de protección ambiental. El 0,2% está descubierta en aéreas de cruces de ríos y fallas geológicas. Toda la tubería, incluso la submarina, está revestida a prueba de corrosión y protegida con un sistema de protección catódico. OCP cuenta además con toda la tecnología necesaria para mantener una operación segura como: válvulas seccionamiento (cierre automático y remoto) y de retención de fluido (válvulas automáticas), así como dos controles tecnológicos de alta calidad como: el Sistema de Control,

Generación de valor económico Se han cumplido 12 años de operaciones en noviembre del 2015, con varios logros escritos en las páginas de la compañía, como: • Más de 1 275 buques cargados con crudo para exportación. • Más de 640 millones de barriles de crudo transportados y exportados. • Más de $40 mil millones, por concepto de monetización de reservas. La entrada en operación del OCP marcó cifras económicas mayores en el país. Esta es una de las inversiones privadas más grandes de todos

COMPARACIÓN ENTRE EL PRECIO DEL PETRÓLEO (WTI) Y EL PRODUCTO INTERNO BRUTO DEL ECUADOR USD por barril 9%

120 8,2%

7,9%

100

6% 5,2%

5,3%

4,0%

4,1%

3,8%

3,5%

4,6%

4,4%

2,7% 2,2%

1,9% 1,1%

0,6%

30,38

25,98

26,18

31,08

41,51

56,64

65,42

71,94

99,63

61,66

79,36

95,03

94,15

97,87

93,17

53,22

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Precio Barril

Tasa de crecimeinto PIB

7% 6,4%

PIB

Figura 1. Previsión macroeconómica año 2015. Precio promedio Enero-Junio 2015 Fuente. Banco Central del Ecuador/ Elaboración: OCP Ecuador 14

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GESTORES

los tiempos, pues significó una inversión directa de más de $1 400 millones e hizo que el PIB de 2004 creciera en 8,2%, siendo el valor más alto de los últimos 15 años (figura 1). De igual manera, el promedio de transporte entre el 2001 y el 2003 había sido de 390 mil barriles por día, después de que en el 2003 entra en operación el OCP, el promedio desde el 2004 al 2006 fue de 527 mil barriles por día. Esto significa un 33% de incremento de transporte que de no existir el OCP, no habrían podido ser transportados y exportados. Actualmente, por el OCP se transporta el 30% del crudo del país, con un promedio de 48 millones de barriles al año (figura 2). Otro aporte que ha creado valor económico, es haber generado más de 10 mil puestos de trabajo desde que empezó la construcción del oleoducto hasta la actualidad, empleo directamente contratado por la empresa o por los contratistas recurrentes (figura 3).

También, desde el inicio de las operaciones en el 2003 hasta el 2015, el monto acumulado correspondiente a obligaciones legales y pagos al Estado ecuatoriano totaliza un valor mayor a $378 millones (figura 4). La empresa ha cumplido con sus obligaciones legales y tributarias, apegados a la ley y con total integridad y transparencia. Generación de valor social Para OCP la creación de valor económico, social y ambiental no es un fin sino un camino hacia la sustentabilidad. El OCP recorre 485 kilómetros del territorio ecuatoriano. No solo se trata de entregar recursos económicos, sino de asegurar que ese dinero se invierta en obras de salud, educación y productividad destinadas a mejorar la calidad de vida y las expectativas de la gente. En 12 años, OCP ha apoyado en el desarrollo de más de 650 proyectos de responsabilidad social, con una inversión que supera los $39 millones.

TRANSPORTE POR OLEODUCTOS / MILLONES DE BARRILES 200

Millones de barriles

150

100

0 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

TOTAL

138

181

179

184

175

169

174

177

185

SOTE

120

118

121

126

121

127

128

126

129

132

OCP

Figura 2. Fuente. EP Petroecuador

DURANTE EL PERÍODO DE OPERACIÓN 1200 1049

Millones de barriles

1000 800

680 594

600

598

560 466

400 251

251

258

312

315

200 0

Empleados directos

629 446 322

317

363 320 322 316 307 256 287 198

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

Empleados de contratistas

Figura 3. Elaboración OCP Ecuador 15

176.528

185.038

25% Impuesto a la Renta

Impuestos a la Inversión y otros*

TOTAL

Figura 4. Contribuciones OCP Ecuador

157

5.880

Participación del Estado

Gastos Gobierno

Retención en la Fuente Deuda Subordinada

1.434

Impuesto sobre los Activos

Impuestos Prediales

1.039

2001-03

Contribución Superintendencia

Impuestos Municipales

En miles de dólares

18.213

4.631

1.100

326

8.636

2.007

1.474

2004

14.528

300

1.100

368

9.280

1.991

1.441

2005

14.348

605

1.143

359

8.759

176

1.915

1.379

2006

18.700

3.676

1.720

1.156

361

8.217

423

1.814

1.287

2007

14.027

1.557

1.144

410

7.730

269

1.721

1.039

113

2008

15.615

138

3.571

1.103

358

7.374

250

1.628

1.080

113

2009

18.129

269

6.304

1.100

330

7.196

232

1.534

1.048

117

2010

OTRAS CONTRIBUCIONES AL PAÍS (en millones de dólares)

17.496

233

6.885

1.100

349

6.131

226

1.443

1.000

129

2011

23.840

126

15.330

1.100

374

4.449

231

1.182

906

141

2012

24.960

107

17.444

1.100

497

3.564

227

1.051

802

169

2013

10.255

6.457

1.117

461

303

227

712

649

240

2014

3.371

¿?

1.216

508

226

572

584

189

2015

378.521

186.824

59.267

13.635

4.700

77.519

2.576

19.003

13.728

1.268

Total

GESTORES F

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Proyectos sociales de referencia en el país: • Colegio Fiscomisional Intercultural Biligüe Abya Yala: Este colegio intercultural construido en el 2005 en la provincia de Sucumbíos, alberga aproximadamente 240 jóvenes de diferentes comunidades como Kichwa, Shuar, Cofán, Secoya y Siona. Hijos y padres aprenden mejores técnicas de cultivo, para aprovechar sus tierras y proteger el ambiente. • Unidad Educativa Fiscomisional Ángel Barbisotti: La Ciudad de los muchachos, con su obra complementaria el Colegio Ángel Barbisotti, es un programa que mantiene la Iglesia Católica esmeraldeña, desde 1961, al servicio de niños y jóvenes en serio riesgo social. OCP contribuyó en la construcción de talleres, para dignificar el trabajo juvenil. • Unidad Educativa Juan Carlos Matheus: Ubicada en Viche-Esmeraldas, se construyó la Unidad Educativa que educa a más de 1 000 estudiantes desde el 2014. Su rehabilitación ha implicado el aporte económico de $300 mil de OCP Ecuador, $135 mil de la Embajada de Japón y el terreno fue donado por el Gobierno Parroquial de Viche. • Parque Ecológico Recreacional Lago Agrio (PERLA): A través de una iniciativa impulsada por OCP Ecuador y el Municipio de Lago Agrio, se rescató el humedal circundante a la Laguna Lago Agrío para preservar su biodiversidad y generar nuevos espacios de turismo ecológico.

GESTORES gEnErACión dE vAlOr AmbiEntAl Desde el inicio de las operaciones en el 2003, se cuenta con la Licencia Ambiental otorgada por el Ministerio del Ambiente. En ella consta el Plan de Manejo Ambiental que contiene planes específicos de control y manejo de los aspectos e impactos ambientales. En el 2005 OCP Ecuador obtiene por primera vez la Certificación ISO 14001 de Gestión Medio Ambiental. El alcance de esta certificación abarca todos sus procesos e instalaciones: recepción y almacenamiento de crudo, estaciones de bombeo, estaciones reductoras de presión, derecho de vía, válvulas de bloqueo, Terminal Marítimo, boyas de embarque a buque tanques, bodegas y oficinas. La certificación se mantiene hasta la presente fecha. Adicionalmente, y por iniciativa interna de la empresa, se han implementado programas de eficiencia buscando minimizar el impacto ambiental que se genera durante la operación del oleoducto. Entre estos programas se tiene: • Control de pérdidas y reducción de agua de consumo humano en campamentos. • Uso eficiente de energía mediante la planificación adecuada del bombeo. OCP Ecuador fue la cofundadora y principal aportante del Fondo Ambiental Ecofon- do, con $10 millones para el financiamiento de varios proyectos de investigación, capacitación y conservación ambiental, además del apoyo a programas ambientales a cargo del Ministerio del Ambiente. OCP ratifica su compromiso de continuar aportando a la generación de valor económico, social y ambiental a través de una operación confiable, segura y comprometida con el ambiente. Foto 2. Estudiantes del Colegio Fiscomisional Intercultural Biligüe Abya Yala - Sucumbíos

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GESTORES

La innovación y desarrollo: clave para la sostenibilidad de la compañía, industria y del país (C&T, I+I+D = VANT)1

E Eduardo López Robayo. Ingeniero Comercial, fundó la multinacional ecuatoriana Sertecpet S.A. el 3 de octubre de 1990 y desde la fecha se ha desempeñado en diferentes posiciones políticas, estratégicas y técnicas sobre todo como Presidente y CEO del Holding Sertecpect a nivel internacional.

l mundo evoluciona y cambia, esa ha sido, es y será la realidad que enfrente la humanidad a lo largo de su existencia, pero actualmente el cambio se ha concentrado en diversos aspectos de impacto masivo relacionados, principalmente, con las nuevas tecnologías. La tecnología ha influenciado en todos los aspectos que conforman a una sociedad como: el ámbito económico, político, cultural, social, religioso, entre otros. De hecho, la tecnología ha repercutido en la dinámica de las relaciones de los individuos y sociedades con cada uno de los aspectos detallados. Con énfasis en el aspecto económico se denota cómo la competitividad, no es solamente creciente, sino más arraigada a la capacidad de las organizaciones y actores diversos, capaces de adaptarse a las exigencias globales de producción, que demandan innovación y tecnología acompañada de responsabilidad y procesos amigables con el ecosistema. La innovación tecnológica y la competitividad de una organización están interrelacionadas en virtud de la influencia del conocimiento. El conocimiento ya no es solamente un privilegio, sino una necesidad y un factor diferenciador en el crecimiento de una compañía en cualquier área en la que esta se desarrolle y con un impacto directo en la aceleración del desarrollo de un país. El mundo y en especial las nuevas sociedades, son cada vez más exigentes respecto a contar con productos y/o servicios que no sólo sean mejores, sino sostenibles, sustentables, accesibles e innovadores. La tecnología se vuelve obsoleta cada vez más rápido, es reemplazada con gran rapidez y está en manos de los CEO y la alta gerencia de las compañías. El liderar procesos que generen productos y servicios rentables,

Autor: Eduardo López Robayo lucrativos y responsables, que impacten positivamente en las necesidades humanas y productivas globales. Con esta premisa, la importancia de la gestión de innovación tecnológica en las organizaciones se relaciona directamente con su rentabilidad y durabilidad. Una organización que se encuentra a la vanguardia del mercado y que responde a las necesidades humanas de forma más sencilla y sustentable, se transforma en un ejemplo corporativo de éxito a largo plazo bajo el concepto de innovación, sustentabilidad, sostenibilidad en una relación ganar-ganar entre sus Stakeholders. Sertecpet S.A. ha alcanzado un importante sitial durante estos 25 años de esfuerzo, trabajo y confianza en el país. La compañía no es solamente una fuente generadora de empleo, riqueza y desarrollo que contribuye con aporte económico gubernamental y social, es también una fuente de creación de valor debido a que, a través de su aporte a la innovación tecnológica le permite al país mejorar su nivel de competitividad incrementando la autoestima de la gente y demostrando un gran aporte con la Responsabilidad Social Corporativa (RSC). Para mantener y alcanzar la competitividad comparativa que ha posicionado a la compañía, Sertecpect S.A. aplica de manera rigurosa el “Benchmarking” mejorando calidad, tiempos y costos de producción para mantenerse a la vanguardia con las más altas certificaciones, acreditaciones y normas internacionales, que garantizan su labor y procesos innovadores y tecnológicos posicionando a la compañía como un ente competitivo en el mercado hidrocarburífero y energético. La organización aprovecha los nuevos retos globales como oportunidades creativas de innovación y crecimiento tecnológico.

1. C&T: Ciencia y Tecnología. / I+I+D: Investigación, Innovación y Desarrollo. / VANT: Valor Agregado nacional con alto componente Tecnológico.

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Negocios responsables, resultados positivos Parte de lo que marca la diferencia en alusión a la responsabilidad, yace en que el compromiso esté alineado a una cultura y pensamiento de servir y ser mejor. La Responsabilidad Social Corporativa, por ejemplo, es un aspecto que desde sus inicios ha sido innato para la organización, la misma que cumple con los parámetros de RSC más representativos como elemento de su cultura corporativa de trabajo positivo y proactivo. La organización está determinada a que sus funciones, productos y servicios se ejecuten y entreguen bajo un compromiso de responsabilidad absoluta, además de mantener y precautelar la calidad, salud y ambiente. Esto ha generado que las ventas de la organización no solamente se alineen a un sistema productivo, sino a un sistema de desarrollo social y económico para todos los grupos de interés con los que la compañía mantiene relaciones a nivel internacional. La filosofía de la compañía está direccionada a generar desarrollo para la sociedad ecuatoriana. Un mecanismo que ha demostrado ser funcional en alcanzar esta aspiración se concentra en la importancia de contar con autosuficiencia tecnológica que, como resultado genera autonomía económica. Sertecpect S.A. como parte de la ratificación de sus políticas en pro de la RSC, está ad-

GESTORES herido al Pacto Global de las Naciones Unidas y cumple desde sus inicios y a cabalidad los cuatro ejes: Derechos Humanos, Derechos Laborales, Derechos Ambientales y Políticas Anti-Corrupción. Es parte de la filosofía corporativa y operativa de la organización la labor con miras en el desarrollo de nuevas tecnologías, patentes e innovaciones, que generen impactos positivos en la sociedad y aporten a que la calidad de vida de los ciudadanos de Ecuador y el mundo mejore. Con estos principios, la “Glocalidad” es elemental para la organización. El gurú de la Responsabilidad Social Corporativa, el Dr. Wayne Visser, ha sido uno de los teóricos y académicos que más ímpetu ha impuesto en la importancia de este término sobre todo en su texto Glocality: Thinking Global and Acting Local in CSR en el que expone: “El término “glocal” -una fusión de global y local-, (…) simplemente significa aplicar lo global en lo local”. Sertecpect S.A. alcanza este principio a través de una gestión basada en el análisis de necesidades geopolíticas, económicas, sociales y ambientales. De esta manera desarrolla una estrategia de acción local y concentra su margen de operación, inclusivamente con los diversos actores. La organización confía en la capacidad local, por ello mantiene un extenso abanico de proveedores que con la más alta calidad y servicios apoyan a que el producto final Foto 1. Off-shore FPSO Namoku -BPZ Perú-, (vista superior)

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GESTORES de la compañía, sea de la más alta calidad y tenga la posibilidad de ser competitivo a nivel global. Una de sus fortalezas es la posibilidad de adaptarse a las condiciones variantes a nivel mundial y a las exigencias del mercado, sin dejar de lado el compromiso que mantiene con la comunidad y las necesidades sociales. Dentro de las principales herramientas de desarrollo en las que la compañía no solo cree sino que promueve, es el relevante y activo papel que debe tener la academia dentro de la producción. Se deben generar “clústeres” entre industria-academia-Estado para legitimar las capacidades productivas con profesionales altamente capacitados, determinados y competitivos. Además, incentivar el emprendimiento local con proyección global y que vaya acompañado de la innovación permanente como clave para el desarrollo acelerado que pueda suplir la demanda y altos niveles de competitividad mundial. Los desarrollos productivos y competitivos de las industrias son parte de un proceso que exige años de innovación, capacitación, inversión, tecnología, laboratorios y talleres de prueba y en especial, estar a la vanguardia

Foto 2. Planta de Producción y Mecanizado - Sertecpet S.A. 20

de las necesidades y exigencias de la población mundial. Considerando siempre el impacto de las labores y aspirando a que estas sean sostenibles y sustentables, Sertecpect S.A. también toma en consideración la relevancia de cuidar toda la cadena de valor. 25 años de confianza Sertecpect S.A. se caracteriza por sus procesos meticulosos, confidencialidad, confianza del equipo, valores y cultura organizacional. Mantiene control a través del gerenciamiento efectivo, pasión, dedicación e involucramiento proactivo alineado a proveer herramientas para el desarrollo principalmente para los países en vías de desarrollo, faltos de recursos financieros pero que, como es el caso de Ecuador, son ricos en recursos naturales. El compromiso responsable de la organización le permite reinvertir sus ganancias, apostando a la investigación y desarrollo. La confianza de la organización se ratifica a través de su sólido Sistema de Gestión Integrado de Calidad que se traduce en productos de alto valor agregado y de calidad mundial, a través de un compromiso inquebrantable con la excelencia, avalado por las más exigentes certificaciones a nivel mundial: ISO 9001, 14001, OHSAS18001 avalados por Lloyds Register, API Q1 y Q2, ASME, en lo que se refiere a calidad, seguridad y ambiente, entre otras. Adicionalmente a las acreditaciones, la organización cuenta con certificados, reconocimientos y afiliaciones estratégicas como es el caso de la certificación S2M, en Responsabilidad Social Corporativa; o la adhesión al Pacto Global, un elemento primordial en el proceso de consolidación de las políticas y filosofía corporativa. Las premisas del pacto en mención están alineadas con cada acción que ejecuta la compañía y valida el compromiso de fomentar el respeto a los derechos humanos, respeto a los derechos laborales, cuidado y preservación de la naturaleza y lucha contra la corrupción, entre otros factores. Otros reconocimientos: • Premio Nacional de Calidad Total. • Primer Premio a la Empresa más eficiente en el sector, referente a maquinaria y equipos otorgado por Corporación Ekos. Año 2013, 2014 y 2015. • Primer Premio al Exportador, PremioeXpor 2014, por parte de Fedexpor. • Reconocimiento al Mérito Industrial por parte del Parlamento Andino. P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

GESTORES

Foto 3. Facilidades tempranas de producción Sacha 198 - Completa

• Reconocimiento Medalla al Mérito Empresarial “Dr. Vicente Rocafuerte”, otorgada por el Congreso Nacional de la República de Ecuador; entre otros que validan la gestión, esfuerzo y crecimiento de la organización. En lo que se refiere al ambiente, la empresa desarrolla sus operaciones conforme a los estándares ambientales, establecidos para la ejecución de los servicios especializados en el sector energético como procesos operativos y constructivos. Para ello, se han identificado todos los aspectos y evaluación de Impactos Ambientales, que permiten realizar: Planes de Mitigación, Reparación y Compensación Ambiental. De esta forma estamos asegurando que el colaborador, su ambiente y entorno sean apropiados para realizar un trabajo seguro, confortable y en un ambiente apropiado. Todo esto con estricto cumplimiento a los requerimientos de su Certificación ISO 14001 y Legislación Ambiental, vigente aplicable al Reglamento Ambiental para Las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador, Decreto Ejecutivo 1215 (RAOHE). La compañía trabaja directamente con la comunidad, realiza auspicios académicos a los mejores proyectos individuales enfocados al desarrollo de ciencia y tecnología, y genera inversión social en áreas rurales. Aporta directamente a la labor de investigación académica, por medio de convenios con diversas universidades e institutos educativos. P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

En la actualidad, forma parte de varios consorcios para exploración y explotación de petróleo en diferentes campos. La compañía está en capacidad de realizar dicho proceso ya sea por cuenta propia o con asociados, pero su mayor interés es que se dé más oportunidad a la industria nacional. Los planes de la organización, a corto y mediano plazo, se centran en consolidar la compañía a nivel nacional como una industria fundamental para el desarrollo de las áreas estratégicas ligadas a la energía, además de expandirnos a otros países con nuestra extensa gama de productos y servicios personalizados. La compañía cuenta con tres áreas de negocio divididas en seis segmentos: Exploración y Producción de Gas y Petróleo, Facilidades para Gas y Petróleo, Servicio de Levantamiento Artificial, Área Industrial, Proyectos IPCM y Nuevas Energías. La organización es un ejemplo de confianza en el país, inversión y reinversión permanente, modernización de las plantas industriales, educación y capacitación a los colaboradores, generadora de nuevas tecnologías y patentes, agregando el más alto valor al país; demostrando que la academia es clave en el crecimiento. Sertecpect se fundó con la convicción de que si se puede lograr la autosuficiencia tecnológica, industrial y económica, que tanto requiere el país. 21

CIFRAS

La solución al bajo precio es el bajo precio Autor: José X. Orellana Giler La intención de este análisis es presentar como ciertos factores han afectado y afectarán el precio del petróleo, especialmente del West Texas Intermediate (WTI).

José X. Orellana Giler. Socio fundador de Plan A. Tiene un Bachelor of Science (doble especialidad en Economía Internacional), un Master in Engineering (candidato a PHD) en Ingeniería de Sistemas Industriales y un M.B.A. (Darden GSB), en la Universidad de Virginia. Fue Viceministro de Comercio Exterior en el Ecuador.

Precios altos incentivan a la innovación El alto precio del petróleo y el temor de la teoría del “Pico de la Oferta de Petróleo” o (Peak Oil)1 incentivó la innovación y uso de nuevas tecnologías en: • Explorar y explotar petróleo en campos nuevos (pre-sal2, esquisto/fracking, etc.) y en re cuperar campos maduros. • Incrementar la eficiencia de los vehículos particulares y de transporte. • Ampliar la gama de combustibles sustitutos (biocombustibles3 , eléctricos, gas natural, hidrógeno, etc.). • Lanzar nuevos modelos de negocios (Uber, etc.) 4.

Fracturación hidráulica en los EEUU es la producción de ajuste La fracturación hidráulica, fractura hidráulica 5 o estimulación hidráulica (en inglés fracking) es una técnica para posibilitar o aumentar la extracción de gas y petróleo del subsuelo. El procedimiento no es nuevo en esa industria. La primera fractura se realizó en 1947 y en los años 50 comenzó a utilizarse de forma comercial en pozos convencionales. Desde entonces se han hecho 2,5 millones de fracturas en pozos en todo el mundo, de ellos, un millón en los Estados Unidos. Desde el 2009 a la fecha, los EEUU incrementó su producción en más de 5 millones (MM) de barriles diarios (bbdd) por la aplicación de las técnicas de fracturación hidráulica (fracking) y de perforación horizontal (horizontal drilling) en los campos de esquisto (shale). Ya a principios del segundo semestre de 2014, los

EL BOOM DEL PETRÓLEO DE EEUU The biggest oil boom in U.S. history began in the middle of the financial crisis. U.S. Oil Production 10.0 Million Barrels Per Day 9.5 9.0 8.5 8.0 7.5 7.0 6.5 6.0 5.5 5.0 4.5 4.0 3.5 Sep 1987 1989 1991 1993 1985

1995

1997 1999 2001

2003 2005 2007 2009

2011 2013

Jun 2015

Figura 1. Source: U.S. Energy Information Administration 1. La teoría de que se había alcanzado el límite máximo de la potencial oferta de petróleo a nivel mundial. 2. Yacimientos, que se encuentran kilómetros bajo el mar por debajo de una capa de sal en el subsuelo marino. 3. Etanol, celulosa, metano de estiércol, algas, etc. 4. La idea estaría detrás de la optimización del uso, a través del compartir un activo y al permitir mayor competencia en un determinado mercado. 5. La fracturación hidráulica se utiliza en proyectos de exploración y producción de hidrocarburos, y también en el almacenamiento de CO2, de gas y geotermia de media y alta entalpía.

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CIFRAS

mercados petroleros notaron que la reducción de importaciones de los EEUU había provocado un exceso de oferta y, por ende, un incremento en las existencias. Ajustándose al Nuevo Normal Para el 2015 se estima que hay un exceso en la oferta de 2 MM de bbdd y para el 2016 estará en alrededor de 1 MM de bbdd. Salvo la crisis geopolítica (digamos en Siria), sólo un recorte de la producción actual de OPEP de 31.6 MM bbdd, que pasaría con un acuerdo entre Rusia y Arabia Saudí6, podría evitar que el nuevo techo del petróleo para el WTI en los próximos 12 a 18 meses, sea fijado por la producción de los campos de petróleo de esquisto en los EEUU, entre $50 y $65. En el mediano-largo plazo el costo de reemplazo del barril de petróleo indicaría un techo en alrededor de $75 a $85.

Hay incertidumbre sobre el 2016-2017 • Sobre el levantamiento de las sanciones a Irán, que podría incrementar su producción entre 0.5-1 MM de bbdd entre 6 y 12 meses. Además, Irán tiene de 40 a 60 MM de barriles en inventario en embarcaciones off-shore. • Una potencial desaceleración del crecimiento chino y global, que afectaría gravemente la demanda. • El efecto del exceso de inventario de crudo a nivel global (200-400 MM de barriles) y de derivados7. • El efecto de la caída de la inversión en más de USD$ 200 millardos (una de las razones por la que algunos esperan que el mercado se equilibre entre 12 a 18 meses)8. • El plazo, en el que el precio del petróleo podría regresar a niveles de $65 y luego a $759.

INVENTARIOS DE CRUDO: ACTUAL VS. PROMEDIO (DESDE 1983) 500

Millions of barrels

470 2015 Inventories

440

This week:

410

Actual Estimate

380

+ 8,028 K +3,500 K

Average last 10 years

350 Average since 1983

320

1/4

3/4

5/4

7/4

9/4

11/4

Figura 2. Inventario del crudo actual vs. el promedio desde 1983

Millions of barrels

Brecha entre las existencias actuales y medias 150 120 90

Crude oil inventories currently 150 million barrels (43.4%) above average for this time of year

60 30 0 1/4

3/4

5/4

7/4

9/4

11/4

6. Argus Media, VP Jaime Brito, en presentación del MICSE, Octubre 27, 2015. Argus indica precios para el Brent por debajo de $50 para el 2016. 7. El total de inventario de crudo comercial en los EEUU es 476,6 MM de barriles y se agrega derivados. Estaría a la segunda semana de octubre en 1,3 millardos de barriles. Las existencias globales en países desarrollados llegan a casi 3 millardos de barriles. 8. Rystad Energy y el Secretario General de la OPEP, el honorable Abdalla Salem el-Badri en Conferencia Oil & Money. 9. PYRA Energy Group indica que serían al menos dos años hasta que el precio del petróleo regrese a niveles de $75.

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CIFRAS El análisis del costo variable (cash cost ) de producción En una guerra de precios que tiene como meta el incrementar la participación de mercado, este se alinea con el costo variable de producción. Piense: en un avión con 10 asientos vacíos que está por partir, si el costo variable de cada pasajero es de $10, entonces puede vender los pasajes por $11 en los últimos minutos y tener una ganancia de $1, porque consideraría a los costos fijos como costos hundidos. Este bajo precio tiene que permanecer suficientemente bajo, por el tiempo necesario para forzar crecimiento de la demanda o eliminación de la oferta. En otras palabras “la cura” para el bajo precio del petróleo es el bajo precio del petróleo. EL MAYOR COSTO VARIABLE (CASH COST) ESTÁ ENTRE $30 - $40 POR BARRIL (y axis: Operating costs with and without royally effects, $/bbl; x axis: Cumulative global liquids production, mmb/d) $60 $50 $40 $30 $20 $10

CURVA DE COSTOS DE CRUDO DE CANADÁ Y ESTADOS UNIDOS Mid-Cycle Breakeven Costs in Fall 2014 (including 9% After-tax Return)* Selected Producing Regions WTI Oil Price Required, US $ per barrel

Cumulative Production (mb/d)

*Excludes ‘up front’ costs (initial land acquisition, seismic and infrastructure costs): treats ‘up front’ costs as ‘sunk’. Rough estimate of ‘up front’ costs = $5-10 per barrel, though wide regional differences exists. Includes royalties, which are more advantageous in Alberta/ Saskatchewan. + Liquids-rich Eagle Ford plays, assuming natural gas prices of US$3.80 per mmbtu. ++Weighted average = US$ 60-61 including existing Integrated Oil Sands at C$53 per barrel. Saudi Arabia: US$10-25 per barrel. Data source: Scotiabank Equity Research and Scotiabank Economics.

En el largo plazo, los precios serán más altos La demanda de petróleo se incrementará con estos precios bajos y hay una necesidad de reemplazar producción de pozos cuyo pico de producción ha pasado y que se encuentran en pleno declive, un problema que también lo tiene el Ecuador. Los puntos de equilibrio de exploración y explotación para reemplazar la oferta, que serán necesarios para satisfacer la demanda en el largo plazo, implican un precio mayor de $75. A continuación, una grafica, que incluye la curva de oferta de petróleo calculada para el 202012.

$0 0

Cash costs without royalties

Cash costs with royalties

USD/bbl Average brakeven

120

Figura 3. Costo variable de producción 100

En el mediano plazo, los campos de esquisto en los EEUU son la nueva válvula de ajuste de la oferta petrolera mundial dado que por medio del Fracklogging10 o pozos perforados, pero no explotados, existe una capacidad de producción inmediata de unos 400 a 700 mil bbdd, si el precio del WTI supera los $60. Según Moodys el costo medio plazo full-cycle11 por barril de producción fracking en campo de esquisto es $51, lo que implica que más de la mitad de los productores pierden dinero en este momento, por lo que el precio del WTI se movería hacia $60 con el pasar del tiempo.

20 0 0

100

Total 2020 liquid production, million boe/d Fuente. Rystad Energy Research and Analysis

10. En la actualidad hay 1 000 pozos perforados pero no activos. / 11. Costo Full-cycle combina costo de extraer el crudo + inversión necesaria para reemplazar reservas. / 12. Irak podría aumentar su producción de petróleo aún más en 2016, aunque menos que este año, en respuesta a la intensificación de una batalla por la cuota de mercado entre los miembros de la OPEP y otros países productores, lo que ha obligado a Bagdad a vender alguno de sus tipos de petróleo a $30 el barril. La producción de Irak a lo largo de 2015 ha aumentado en casi 500 mil barriles al día, o un 13%, según la AIE. Eso ha hecho que Irak se haya convertido en motor de crecimiento de la producción de la OPEP.

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

CIFRAS

Impactos de la baja en el precio del petróleo en América Latina y el Caribe Autores: Jorge Asturias1 / Martha Ligia Vides Lozano2 ¿Qué originó la caída de los precios del crudo? Desde julio de 2014 los precios del petróleo vienen presentando una fuerte reducción, de $105,79 WTI en julio de 2014 a $46,22 en agosto de 2015. Esta situación de desplome, que acumula casi un 57%, genera movimientos en todo el mundo ya que afecta no sólo a los países productores, sino que arrastra economías locales, disputas comerciales y acentúa enfrentamientos históricos. Una de las principales causas del desplome de los precios del petróleo es la sobre-oferta ocasionada por el “boom del shale” (yacimientos no convencionales) en los Estados Unidos, el cual produjo un aumento exponencial de su producción, que ocasionó que la principal potencia mundial (y el mayor consumidor de hidrocarburos del mundo junto con China) redujera las importaciones de gas y petróleo.

Según la Agencia Internacional de Energía (EIA)1, los Estados Unidos tiene aproximadamente 610 billones de pies cúbicos de gas natural de esquisto, recursos técnicamente recuperables y 59 mil millones de barriles de recursos petroleros ajustados técnicamente recuperables. Como resultado, los Estados Unidos ocupa el segundo lugar a nivel mundial después de Rusia en recursos de petróleo de esquisto y ocupa el cuarto lugar a nivel mundial después de China, Argentina y Argelia, en los recursos de gas natural de esquisto. Lo anterior, tiene que ver con una disputa entre la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y los Estados Unidos. El costo de producción del shale es mucho más costoso que la producción convencional y un precio del petróleo bajo perjudicarían a los Estados Unidos sin verse afectada la OPEP, ya que este extrae los hidrocarburos de manera convencional. Además, con un petróleo en

Jorge Asturias Ozaeta. Posee más de 11 años de experiencia profesional. Fue asesor de Asuntos Internacionales del Ministerio de Energía y Minas de Guatemala, coordinador de la Oficina Subregional de Olade para América Central.

PRECIO WEST TEXAS INTERMEDIATE, NOMINAL 120

80 60 40

Figura 1. Precios históricos WTI del petróleo, 2011- a agosto 2015 Fuente: Agencia Internacional de Energía (AIE)

ago- 2015

jun- 2015

abr- 2015

feb- 2015

dic- 2014

oct- 2014

ago- 2014

jun- 2014

abr- 2014

feb- 2014

dic- 2013

oct- 2013

ago- 2013

jun- 2013

abr- 2013

feb- 2013

dic- 2012

oct- 2012

ago- 2012

jun- 2012

abr- 2012

feb- 2012

dic- 2011

jun- 2011

abr- 2011

feb- 2011

oct- 2011

20 ago- 2011

Dólares por barril

100

Martha Vides Lozano. Coordinadora de Hidrocarburos. Con amplia experiencia en la formulación, ejecución y evaluación de planes, programas y proyectos, en los subsectores de hidrocarburos y biocombustibles.

1. EIA. http://www.eia.gov/energy_in_brief/article/shale_in_the_united_states.cfm

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CIFRAS

12 000

120

10 000

100

8 000

6 000

4 000

2 000

Dólares por barril

Miles de barriles por día

PRODUCCIÓN DE CRUDO DE LOS ESTADOS UNIDOS - PRECIO WTI

Producción

ago- 2015

may- 2015

feb- 2015

nov- 2014

ago- 2014

may- 2014

feb- 2014

nov- 2013

ago- 2013

may- 2013

feb- 2013

nov- 2012

ago- 2012

may- 2012

feb- 2012

nov- 2011

ago- 2011

may- 2011

feb- 2011

Precio WTI

Figura 2. Producción de crudo en Estados Unidos vs. precios históricos WTI del petróleo, 2011- agosto 2015 Fuente: Agencia Internacional de Energía - AIE

caída, la OPEP de todas maneras mantendría su cuota en el mercado. Por otro lado, la OPEP, que usualmente regulaba los precios internacionales del petróleo bajo un control de mayor o menor oferta de este recurso, desde noviembre de 2014, optó por no restringir el techo de la producción, con el fin de ganar mayor participación en el mercado mundial, la cual se encuentra amenazada por el gran desarrollo del tight oil y shale gas de los Estados Unidos. Con esta medida logró favorecer la sobre-oferta y, así, generar la caída del precio del crudo. A pesar de los precios bajos del petróleo, que obligaron a muchas compañías y países que no hacen parte de la OPEP, a reducir sus inversiones en exploración y producción. Por el contrario, Arabia Saudita, principal productor de la OPEP y Kuwait incrementaron su producción. Otra de las causas que incidió en la baja de los precios fue la disminución de la demanda mundial de petróleo, generada por la desace-

leración de la economía mundial y de la tasa de crecimiento de las economías asiáticas (China e India, en especial) debido a varios factores: la caída de los precios de las materias primas y el deterioro de las condiciones financieras externas, los cuellos de botella estructurales, el reequilibramiento de China y las tensiones económicas relacionadas con factores geopolíticos2. ¿Qué impactos ocasionó en los países de América Latina y el Caribe? El colapso de los precios internacionales del petróleo ha sido una bonanza para los países que lo importan y ha planteado retos para los países que lo exportan. Para adaptarse a este nuevo entorno mundial, muchos países están permitiendo que la caída de los precios internacionales del petróleo se traduzca en una reducción de los costos energéticos internos. Esto aumenta el ingreso disponible de los consumidores y las empresas, ya que bajan los precios del transporte y

2. Ramón Espinasa es el Especialista Líder en Petróleo y Gas de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo en Washington DC.

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CIFRAS

PRODUCCIÓN DE CRUDO DE LOS ESTADOS UNIDOS - PRECIO WTI

Mbep

1 000 800

Derivados (Mbep)

600

Gas Natural (Mbep) Petróleo (Mbep)

400

Figura 3. Exportaciones netas de hidrocarburos en América Latina y el Caribe

200 0 -200 Chile

Brasil

Argentina

República Dominicana Cuba

Guatemala Panamá

Jamaica Costa Rica Honduras

El Salvador Uruguay

Nicaragua Paraguay

Granada

Barbados Guyana Haiti

Perú Suriname Belice

Bolivia

Venezuela Colombia México Trinidad & Tobago Ecuador

-400

Fuente: SIEE- OLADE

la electricidad. Esta política contribuye a estabilizar el saldo de la balanza de pagos al estimular la demanda de importaciones no petroleras, lo cual puede compensar en parte la disminución de las importaciones petroleras. En América Latina y el Caribe, según cálculos del Fondo Monetario Internacional 3, el 60% de los países —tal como en el caso de Barbados, Costa Rica y Guatemala— permitirán que la caída de los precios internacionales de los combustibles se traslade completamente a los precios internos para esta vigencia 2015, en tanto que menos del 30% impedirán el mínimo traslado. PAÍSES IMPORTADORES Existen tres factores principales que afectan a los países importadores una reducción del precio del petróleo: • El aumento del ingreso real sobre el consumo. • La reducción del costo de producción de los bienes finales, y por consiguiente un efecto en las utilidades y la inversión; y • El efecto en la tasa de inflación, tanto general como básica. Por lo anterior, para los importadores netos, los precios internacionales del petróleo pue-

den influir en los saldos fiscales de distintas maneras que podrían terminar compensándose. La recaudación por impuestos sobre las importaciones petroleras (tanto los impuestos sobre el valor agregado como los derechos de importación ad valorem4) probablemente disminuya, pero los subsidios a los combustibles también podrían hacerlo, especialmente si el gobierno no permite un traslado total de la baja de los precios internacionales del petróleo. Lo anterior, lleva a concluir que la situación fiscal de la mayoría de los países que son importadores netos de petróleo mejoraría moderadamente gracias a la caída de los precios internacionales del petróleo. La situación fiscal de algunos de estos países se está fortaleciendo porque los gobiernos no están permitiendo que el retroceso de los precios internacionales se vea reflejado en los precios internos. PAÍSES EXPORTADORES Para el caso de los exportadores netos de petróleo (Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Trinidad y Tobago y Venezuela) es negativo. En la mayoría de estos países, el sector está dominado por una empresa petrolera estatal, que genera ingresos fiscales a través de impues-

3. Perspectivas de la economía mundial, informe WEO. 2015. Fondo Monetario Internacional. http://www.imf.org/external/spanish/pubs/ft/ reo/2015/whd/pdf/wreo0415s.pdf 4. Arancel cobrado a las mercancías

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

CIFRAS

Estados Unidos

México

Venezuela Colombia

1. Bajos precios de los combustibles en América Central La baja en los precios internacionales del petróleo se ha reflejado en los precios del diésel y las gasolinas que reportan actualmente las estaciones de servicio para el consumidor final de cada país de la región. Cómo se puede apreciar en el gráfico siguiente, durante el período de enero a septiembre de 2015, los precios de la gasolina superior oscilaron entre $4,72 y $2,71, la gasolina regular se situó entre $4,51

COMPORTAMIENTO DE PRECIOS PROMEDIO DE COMBUSTIBLES AMÉRICA CENTRAL Comportamiento de precios promedio de combustibles ENERO - JULIO 2015 USD/GALÓN América Central enero - julio 2015 USD/galón

ENERO

ABRIL

MAYO

Costa Rica

Honduras

El Salvador

Nicaragua

Guatemala

Panamá

AGOSTO

DIÉSEL

REGULAR

SUPERIOR

REGULAR DIÉSEL

DIÉSEL

JULIO

SUPERIOR

REGULAR

DIÉSEL

JUNIO

SUPERIOR

REGULAR

SUPERIOR

REGULAR DIÉSEL

SUPERIOR

DIÉSEL

REGULAR

MARZO

SUPERIOR

DIÉSEL

REGULAR

FEBRERO

SUPERIOR

REGULAR DIÉSEL

5 4 3 2 1 0 SUPERIOR

Impactos en países importadores (el caso de América Central) En 2013 las importaciones de derivados de petróleo de los países de América Central totalizaron 107 millones de barriles equivalentes de petróleo (kbep)6 . La mayor parte de estas importaciones provinieron principalmente de los Estados Unidos, la República Bolivariana de Venezuela, Colombia y México y el resto correspondió a importaciones provenientes de diferentes países.

y los $2,54 el diésel se ha mantenido entre los $3,59 y los $2,23 por galón, siendo Costa Rica el país con los precios más altos y Panamá con los más bajos. Guatemala y El Salvador registran precios muy similares, al igual que Nicaragua y Honduras.

SUPERIOR

tos sobre la renta, dividendos y regalías pagadas al gobierno. Estas empresas pueden tener el monopolio de las ventas nacionales de derivados del petróleo y pueden cargar con los costos de los subsidios internos a los combustibles. Entre los exportadores de petróleo, se prevé, según cálculos del FMI, que la caída de los precios reduzca sus ingresos un 4% del PIB, en promedio, en 20155 . Esto se observa en el marcado deterioro de los saldos fiscales, que se prevé ahora para los exportadores en 2015.

SEPTIEMBRE

Fuente: Consejo Coordinador de Hidrocarburos de América Central –CCHAC- 2015

2. Factura petrolera en la región Según datos del Banco Central de Reserva de El Salvador (BCR), la importación de derivados de petróleo (gasolinas, diésel, gas, búnker, entre otros) ascendió a $1 830,7 millones en 2014, unos $2001 millones menos que los $2 030,8 millones reportados en 2013. Los salvadoreños pagaron 9,9% menos por los derivados del petróleo.7 En lo que respecta a Honduras, el país pagó en los primeros dos meses del 2015, $196,8 millones por las importaciones petroleras, un 32,4% menos que en el mismo lapso de 2014. Sin embargo, compró 300 mil barriles más de hidrocarburos, informó el Banco Central de Honduras.8 Estadísticas del Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Guatemala indican que la factura petrolera en enero de 2015 se redujo un 52,7% equivalente a $194,2 millones, ya que el pago realizado por las compras de gasolinas fue de $173,7 millones, mientras que durante el mismo mes, pero del año anterior se desembolsaron $368 millones. Sin embargo el MEM registra un incremento en el consumo de carburantes, pues en el primer mes se demandaron 293 mil barriles más, siendo el total de lo consumido de 2,6 millones de barriles, que representa un 12,6%.9 Nicaragua se ahorró $150,27 millones en la compra de petróleo y derivados durante el pri-

5. Ibídem / 6. OLADE 2014 / 7. http://www.laprensagrafica.com/2015/04/25/la-factura-petrolera-se-redujo-en-2014#sthash.282lMnUS.dpuf 8. http://www.latribuna.hn/2015/04/26/factura-petrolera-se-reduce-en-32-4/ 9. http://www.s21.com.gt/pulso/2015/03/14/factura-petrolera-bajo-194-millones

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mer cuatrimestre de este año, según reflejan las cifras oficiales. Los datos sobre comercio exterior publicados por el Banco Central de Nicaragua (BCN) muestran que entre enero y abril de 2015, la importación de crudo y subproductos ascendió a $239 millones, inferior a los $389,27 millones que costó en el mismo período del año anterior. El Instituto de Estudios Estratégicos y Políticas Públicas de Nicaragua (IEEPP) ha calculado que al finalizar este año el ahorro en la factura petrolera podría oscilar entre los $250 y $300 millones. Según las cifras del BCN -actualizadas hasta marzo-, el consumo de las gasolinas aumentó este año 12,32%, mientras que el consumo de diésel se disparó 66,85%.10 El monto pagado por la Refinadora Costarricense de Petróleo (Recope) en la importación de combustibles alcanzó los $1 242 millones en el primer semestre de este año, un 2% más que el monto pagado en el mismo período del año anterior. La cantidad importada de barriles aumentó un 5% al pasar de 10’400.809 en el primer semestre de 2013 a 10’921.459 en los primeros seis meses de este año. Según el informe mensual de coyuntura económica del Banco Central de Costa Rica de junio, las ventas de gasolina en los primeros cuatro meses del año 2015 aumentaron un 5%, las de diésel un 4% y las de búnker bajaron un 14% respecto al mismo período del año anterior.11 3. Competitividad de las energías renovables El precio del barril de petróleo por debajo de $50, puede también influir en las decisiones que puedan tomar los principales actores del mercado de energía en la región, tanto inversionistas en generación, como los comercializadores de energía y los entes reguladores de los mercados eléctricos. De acuerdo con datos de CEPAL12, en 2013 América Central “generó energía eléctrica a partir de las siguientes fuentes: hidráulica (47,3%), derivados del petróleo (30,8%), geotermia (8,2%), bagazo de caña en ingenios azucareros (5,0%), carbón (5,6%), viento (3,0%) y una pequeña fracción a partir de biogás y energía solar. Lo anterior significa que 63,6% de la energía eléctrica inyectada a las redes de alta y media tensión del servicio público corresponde a los aportes de las fuentes renovables de energía (FRE)”.

CIFRAS Aunque América Central ha avanzado hacia una matriz de generación eléctrica, basada mayormente en fuentes de energía renovable. Los precios actuales de los hidrocarburos pueden ser un factor determinante en la orientación de inversiones futuras a base de hidrocarburos por la competitividad de su costo en relación a la energía solar y eólica. En la década de los ochenta la participación de las energías renovables en la generación de electricidad alcanzaba hasta el 75%, con los precios bajos del petróleo registrados, posteriormente, en los años noventa y la apertura del sector en varios países, las inversiones se orientaron a la generación de electricidad basada en hidrocarburos, debido al precio y el tiempo de construcción. El panorama actual presenta oportunidades para la generación a base de hidrocarburos, en ese sentido, únicamente las políticas ambientales y energéticas nacionales, así como los contratos a largo plazo justificarían la compra de electricidad a base de recursos renovables. 4. Incremento en la importación de automóviles En todos los países de la región los bajos precios de los combustibles ha incrementado la venta e importación de vehículos, de acuerdo con datos de centralamericadata, “en 2014 se comercializaron 84 mil vehículos nuevos y usados solo en Guatemala, Costa Rica y Nicaragua, y se espera cerrar el 2015 con un crecimiento anual de casi 10% en toda la región. En Panamá por ejemplo, durante los primeros cuatro meses de 2015 la comercialización de automotores nuevos creció un 5% más que en el mismo período de 2014. Se espera que en 2015 se mantenga el ritmo de crecimiento y supere el 7% registrado en 2014. En el caso de Guatemala, durante el primer semestre del 2015 ingresaron al país 58 373 vehículos nuevos, un 75% usados y un 25% nuevos, registrándose un aumento de 33% respecto al mismo período de 2014”.13 Medidas aplicadas en los países exportadores de petróleo14 El colapso de los precios del petróleo ha ocasionado un duro golpe a varios países exportadores de materias primas de América del Sur, resaltando la necesidad de aplicar medidas de restricción fiscal, aumentar la flexibilidad cam-

10. http://www.laprensa.com.ni/2015/06/22/nacionales/1854430-nicaragua-ahorro-u150-millones-en-su-factura-petrolera-nicaragua-ahorrou150-millones-en-su-factura-petrolera / 11. http://www.nacion.com/economia/Recope-factura_petrolera-gasolina_0_1426857522.html 12. CEPAL, Estadísticas del Subsector Eléctrico de América Central, diciembre 2014 (datos 2013) / 13. http://www.centralamericadata.com/es/ search?q1=content_es_le:%22mercado+automotor%22 / 14. Tomado de fuentes oficiales de cada país

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CIFRAS biaria e introducir importantes mejoras en la gobernanza y el clima de negocios. Ecuador Ha realizado una reducción en el gasto para compensar la disminución del ingreso vinculado a los hidrocarburos. Ante este, el gobierno ha tenido que realizar algunas medidas para conseguir nuevos recursos15: • “Ley Orgánica de Incentivos y Prevención del Fraude Fiscal, en vigencia desde el 30 de diciembre pasado, que generará unos $200 millones al año. • La Ley de Telecomunicaciones, que obligará a la operadora Claro a realizar un pago extra por su mayor participación en el mercado. • Asimismo, el Código Monetario, que rige desde septiembre del 2014, fijó el cobro del 0,5% a los créditos en la banca privada, que generará unos $100 millones al año”. México La situación de México, el segundo productor de la región, es diferente ya que además de ser un gran productor también tiene un sector manufacturero importante, que se beneficia de una baja en el costo de la energía. El gobierno mexicano ha tenido que recortar gastos para mantener las variables macro-económicas dentro de los parámetros planeados. Cabe destacar que la economía mexicana es mucho más diversificada, por ende, depende mucho menos de la exportación de crudo. Sin embargo, México se encuentra en una etapa de implementación de reformas del sector energético y la caída del precio puede frenar dichas reformas. El gobierno mexicano está incrementando el precio interno de la gasolina en un 1,9% en 2015, lo cual reforzará el ingreso generado por las ventas nacionales y contrató un seguro en el mercado que contribuyó a limitar la contracción del ingreso relacionado con el petróleo en 2015. El gobierno tendrá que emprender un ajuste fiscal adicional en 2016 porque la protección del seguro no se extiende más allá de 2015. Trinidad y Tobago El gobierno ha realizado una reducción en el gasto para compensar la disminución del ingreso vinculado a los hidrocarburos.

Colombia Mantiene una regla fiscal que distribuye el ajuste según la fluctuación de los precios internacionales del petróleo. Esto significa que el déficit fiscal se profundizará en 2015, con la caída del ingreso fiscal vinculado al petróleo. Sin embargo, en los años venideros, el gobierno tendrá que recaudar ingreso no petrolero para alcanzar las metas del balance fiscal estructural, impuestas por ley y proteger al mismo tiempo programas de gasto críticos. Bolivia Sufrirá una pérdida significativa de ingresos, de acuerdo con declaraciones del presidente Evo Morales. “El país disminuirá sus ingresos en $2 500 millones, por concepto de exportaciones”16, dado que el precio de sus exportaciones de gas natural está atado a los precios internacionales del petróleo, pero el gobierno cuenta con una protección considerable en forma de depósitos y reservas internacionales netas que le dará margen de maniobra a corto plazo. Argentina Las presiones sobre el tipo de cambio se han atenuado recientemente, pero las distorsiones y desequilibrios económicos existentes hacen necesario introducir ajustes de políticas para restablecer el crecimiento y la estabilidad. Venezuela Se puede ver afectada considerablemente como consecuencia del abaratamiento internacional del petróleo, dado que gran parte del ingreso del sector público se deriva de las exportaciones de petróleo. Además, se prevé que el precio interno de la gasolina se mantenga cerca de cero. “El precio al consumidor se mantiene casi inalterable en 0,070 bolívares el litro (equivalente a $0,011 el litro usando la tasa más baja de 6,3 bolívares por dólar), el más barato en América Latina”17 . Lo que prácticamente elimina todo ingreso potencialmente generado por las ventas nacionales. Las dificultades fiscales de Venezuela podrían someter a presión a los países que importan su petróleo a través de Petrocaribe, el cual es un programa de asistencia energética para algunos países de América Central y el Caribe. En muchos de estos países, la dismi-

15. http://www.elcomercio.com/actualidad/ecuador-recorta-presupuesto-precio-petroleo.html 16. http://eju.tv/2015/08/el-crudo-cae-a-us-4387-se-preven-menos-regalias-e-idh-para-regiones-de-bolivia/ 17. http://www.bbc.com/mundo/noticias/2015/01/150112_economia_combustible_precios_distintos america_latina_lf

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CIFRAS

nución del valor de las importaciones petroleras excede el financiamiento proyectado recibido de Petrocaribe. Sin embargo, muchos países utilizan el componente de subsidios del financiamiento de Petrocaribe para sustentar el gasto a largo plazo y podrían verse enfrentados a un ajuste fiscal difícil si esta fuente de financiamiento desapareciera.

dios mal focalizados y establecer mecanismos de fijación de precios que hagan posible un ajuste automático de los precios internos ante variaciones de los precios internacionales de los combustibles. El nuevo entorno mundial también pone de relieve la importancia de diversificar las fuentes de ingreso fiscal para evitar una dependencia excesiva de las exportaciones o las importaciones de petróleo. • A diferencia de países productores de petróleo, que han visto afectados los ingresos al Estado por la venta de sus productos petroleros a precios bajos, los países de América Central, han sentido alivio por la reducción de la factura petrolera. Sin embargo, como ya se ha mostrado anteriormente, los precios de los combustibles se han reducido hasta en un 50% (en algunos países), lo que ha motivado el incremento considerable en el consumo de combustibles y las ventas de vehículos, provocando otros problemas como el aumento del tráfico vehicular y la ineficiencia en el consumo de combustibles. • América Central debería aprovechar el alivio proporcionado por la disminución de las importaciones de energía para reducir sus vulnerabilidades fiscales y reforzar la credibilidad de los regímenes de metas de inflación. Las reformas estructurales continúan siendo indispensables para abordar los cuellos de botella del lado de la oferta y mejorar las perspectivas de un crecimiento sostenido e inclusivo.

Conclusiones • El nuevo panorama de los precios internacionales del petróleo beneficiará a algunos países y planteará retos a otros. En general, este nuevo panorama no hace peligrar la estabilidad macroeconómica de la región porque la mayoría de los países continuarán manteniendo marcos de política sólidos. Sin embargo, la pérdida significativa de ingresos de exportación de petróleo podría agravar la situación en algunos países. • Los exportadores de petróleo tratarán de suavizar el ajuste evitando un recorte abrupto del gasto fiscal. No obstante, para los que no poseen fondos de ahorro y normas fiscales sólidas, las presiones presupuestarias y de tipo de cambio podrían ser importantes. Sin las políticas monetarias correctas, esto podría generar un aumento de la inflación y una mayor depreciación. • La baja de los precios del petróleo representa una buena oportunidad para eliminar subsi-

ANEXO 1. PRECIOS GASOLINA EN AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE Galones / US

Uruguay Belice Cuba Argentina Chile Rep Dominicana Paraguay Costa Rica Perú Jamaica Honduras Brasil Nicaragua T & Tobago México Guatemala El Salvador Panamá Colombia Puerto Rico Bolivia Ecuador Venezuela

Fuente: http:// es.globalpetrolprices. com/gasoline_prices/Al 2 de noviembre de 2015

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CAPACITACIÓN Y EVENTOS

Reunión Mensual Elecciones 2016

Organiza: LADS Ecuador Lugar: Quito - Ecuador Fecha: enero 2016 Información: administrador@ladsecuador.org

SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition

Organiza: SPE Lugar: Abu Dhabi, UAE Fecha: Del 26 al 28 de enero de 2016 Información: http://www.spe.org/events/calendar/

Curso de Alturas

Organiza: LADS Ecuador Lugar: Quito - Ecuador Fecha: 18 de febrero de 2016 Información: administrador@ladsecuador.org

SPE/AAPG Colombia Offshore—Challenges and Opportunities for an Emerging Industry Workshop

Organiza: SPE Lugar: Bogotá, Colombia Fecha: Del 2 al 3 de marzo de 2016 Información: http://www.spe.org/events/calendar/

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

Organiza: SPE Ecuador Lugar: Quito - Ecuador Fecha: 14 marzo de 2016 Información: http://www.spe.org/events/calendar/

SPE The Economics, Financing, and Risk Management of Petroleum Projects Workshop

Organiza: SPE Lugar: London, England, UK Fecha: Del 21 al 22 de marzo de 2016 Información: http://www.spe.org/events/calendar/

Visita Taladro

Organiza: LADS Ecuador Lugar: Oriente - Ecuador Fecha: 24 de marzo de 2016 Información: administrador@ladsecuador.org

OTC Asia

Organiza: SPE Lugar: Kuala Lumpur, Malaysia Fecha: Del 22 al 25 de marzo de 2016 Información: http://www.spe.org/events/calendar/

SPE Mexico Health, Safety, Environment and Sustainability Symposium

Organiza: SPE Lugar: Mexico City, Mexico Fecha: Del 30 al 31 de marzo de 2016 Información: http://www.spe.org/events/calendar/

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REPORTES

Torres de perforación en el Ecuador Diciembre 1, 2015

OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

No. RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

JOHANNA 5H

CCDC

CCDC25

2000 HP

DRILLING

ENAP SIPEC

INCHI A4

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1220

COMPLETION

PETROAMAZONAS EP

NENKE B008

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

COMPLETION

PETROAMAZONAS EP

SSF-188D

HILONG

2000 HP

RIH 7" CSG. SCRAPER

ORION ENERGY

ENO 04

TUSCANY

117

HELI RIG 200O HP

DRILLING 8 1/2" HOLE & CORING

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

Torres de reacondicionamiento en el Ecuador OPERADOR AGIP OIL ECUADOR

POZO VILLANO 16

CONTRATISTA AGIP OIL ECUADOR

No. RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

AOE 1

OIME 750SL

W.O. W.O.

ANDES PETROLEUM

TAPIR 16

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

ANDES PETROLEUM

FANNY 18 B126

HILONG

XJ 650

W.O.

ENAP SIPEC

MDC 12

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O. W.O.

PETROAMAZONAS EP

AUCA 001

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

PETROAMAZONAS EP

AUCA 97

CCDC

650 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SHUSHUFINDI 063

DYGOIL

CAMERON 600

W.O.

PETROAMAZONAS EP

PALO AZUL N056

GEOPETSA

UPET 550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

CULEBRA 003

GEOPETSA

LTO-550-VIN-26606

W.O.

PETROAMAZONAS EP

APKA 06

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

YNEB 021

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

MOBILIZING RIG

PETROAMAZONAS EP

OSO A 075H

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O.

PETROAMAZONAS EP

LOBO 06

PETROTECH

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SHUSHUFINDI 066

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

PETROAMAZONAS EP

ATACAPI E015

TRIBOILGAS

COOPER 550

W.O.

PETROAMAZONAS EP

DRAGO ESTE A012

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

LAGO H055

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

VHRE 029

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI 104D

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POr DYGOIL)

SSFD01

KING SERVICES 750HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SHUSHUFINDI 108D

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B

W.O.

GENTE OIL

SINGUE B9

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

W.O.

RÍO NAPO C.E.M.

SACHA 470

DYGOIL

FRANKS 600

W.O.

RÍO NAPO C.E.M.

SACHA 460

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

RÍO NAPO C.E.M.

SACHA 331D

CCDC

650 HP

W.O.

REPSOL

IRO A44

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

REPORTES

Referencia histórica de nivel de torres de perforación en actividad en el Ecuador* TORRES DE PERFORACIÓN

TORRES DE REACONDICIONAMIENTO

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

AÑO

2015

2014

2013

MES

Octubre

Noviembre

Diciembre

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

REPORTES

Torres de perforación en el mundo FECHA REGISTRO ACTUAL

ÁREA

NÚMERO DE TORRES DE PERFORACIÓN

DIFERENCIA CON REGISTRO ANTERIOR

FECHA DE REGISTRO PREVIO

DIFERENCIA CON REGISTRO DEL AÑO PASADO

FECHA DE REGISTRO DEL AÑO PASADO

Estados Unidos

25 noviembre 2015

744

-13

20 noviembre 2015

-1173

26 noviembre 2014

Canadá

25 noviembre 2015

184

20 noviembre 2015

-254

26 noviembre 2014

Internacional

octubre 2015

1111

-29

septiembre 2015

-197

octubre 2015

2015

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

MEDIO ORIENTE

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan

351

128

132

415

232

1258

368

1683

3309

Feb

355

133

132

415

240

1275

363

1348

2986

Mar

351

135

125

407

233

1251

196

1110

2557

Apr

325

119

120

410

228

1202

976

2268

May

327

116

100

398

217

1158

889

2127

Jun

314

113

103

401

215

1146

129

861

2136

Jul

313

108

391

212

1118

183

866

2167

Aug

319

109

393

220

1137

206

883

2226

Sep

321

109

396

218

1140

183

848

2171

Oct

294

108

403

213

1111

184

791

2086

Avg.

327

118

109

403

223

1180

198

1026

2403

2014

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

MEDIO ORIENTE

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan

401

126

139

403

256

1325

504

1769

3598

Feb

400

132

154

396

259

1341

626

1769

3736

Mar

406

148

132

401

258

1345

449

1803

3597

Apr

403

151

136

407

252

1349

204

1835

3388

May

404

149

140

414

243

1350

162

1859

3371

Jun

398

147

123

425

251

1344

240

1861

3445

Jul

407

153

137

432

253

1382

350

1876

3608

Aug

410

143

125

406

255

1339

399

1904

3642 3659

Sep

402

148

117

396

260

1323

406

1930

Oct

393

148

125

390

252

1308

424

1925

3657

Nov

375

149

142

403

255

1324

421

1925

3670

Dec

369

148

138

403

255

1313

375

1882

3570

Avg.

397

145

134

406

254

1337

380

1862

3578

2013

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

MEDIO ORIENTE

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan

414

134

115

379

237

1279

503

1757

3539

Feb

427

135

113

350

250

1275

642

1762

3679

Mar

437

133

115

336

247

1268

464

1756

3488

Apr

429

136

125

354

257

1301

153

1755

3209

May

424

124

362

249

1283

128

1767

3178

Jun

423

138

133

389

250

1333

183

1761

3277 3362

Jul

418

139

128

379

241

1305

291

1766

Aug

399

143

125

362

238

1267

368

1781

3416

Sep

404

139

119

379

243

1284

387

1760

3431

Oct

420

136

131

383

245

1315

378

1744

3437

Nov

411

137

135

388

240

1311

385

1756

3452

Dec

417

126

138

405

249

1335

372

1771

3478

Avg.

419

135

125

372

246

1296

355

1761

3412

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count Oct 2015

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

25 a帽os marcando la diferencia en innovaci贸n. Estamos comprometidos con el desarrollo industrial y la excelencia tecnol贸gica en todos los pa铆ses donde operamos.

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT (1972-2015) 120.00 110.00 100.00 90.00 80.00 70.00 60.00 50.00 40.00 30.00

crudo Oriente

crudo napo

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

20.00

wti (west texas intermediate)

brent

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

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO-ESTATALES PRIVADAS Y NACIONAL (PROMEDIO DIARIO) 600 000 537 002 500 000 419 934

400 000

300 000

200 000 117 068

100 000

subtotal cías estatales

subtotal cías privadas

oct-15

nov-15

sep-15

ago-15

jul-15

jun-15

abr-15

may-15

feb-15

mar-15

ene-15

dic-14

oct-14

nov-14

sep-14

ago-14

jul-14

jun-14

abr-14

may-14

feb-14

mar-14

ene-14

total nacional

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

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

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

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

34 000

33 000

32 000

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15

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

OPERACIONES RÍO NAPO CEM

agip oil

ANDES PETROLEUM

36 000

3 500

35 000

3 000

31 000

500

30 000

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

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

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

PETROAMAZONAS EP

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

ESTADÍSTICAS

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

1 200

1 000 800

600

400

200

gente oil ecuador

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

orion energy ocanopb s.a.

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

orionoil er s.a.

2 500

2 000

1 500

1 000

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

40 4 000 14 000

3 500 12 000

3 000

10 000

1 500

1 000 4 000

500 2 000

0 0

CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA

7 000 40 000

6 000 35 000

5 000 30 000

4 000

3 000

2 000

1 000 5 000

0 0

PACIFPETROL

1 600

1 400 14 000

1 200 13 500

1 000 13 000

800 12 500

600 12 000

400 11 500

200 11 000

0 10 500

PETROBELL

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

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

2 000

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

2 500

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

CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

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

ESTADÍSTICAS i

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO PETRORIENTAL (BLOQUE 14 Y 17)

8 000

6 000

REPSOL ÁREA BLOQUE 16 + TIVACUNO

25 000

20 000

15 000

10 000

ENAP - SIPEC

14 500

TECPECUADOR

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

Área Técnica

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Ubicación del pozo de relleno PRLL1, para recuperar las reservas remanentes e incrementar la producción en el campo BVMA

Autores: Bladimir Cerón Guerra, Víctor Imbaquingo, Mónica Bastidas, Álvaro Gallegos y Andrea Salazar, Escuela Politécnica Nacional.

n los campos maduros es necesario aplicar métodos extractivos para mejorar su producción, debido a que gran parte del hidrocarburo de los campos se queda entrampado en los yacimientos como en el BVMA, ubicado en la región amazónica. En este documento se analiza la ubicación de pozos de relleno, que buscan recuperar reservas remanentes de áreas productoras e incrementar y acelerar la producción del campo. Se ubica el pozo de relleno PRLL1 en una zona en la que la presión de reservorio es alta. Los yacimientos escogidos poseen suficientes reservas, se encuentra entre pozos que están ubicados en la misma formación y poseen una buena producción, cuyas características petrofísicas son similares entre sí, además la arena debe tener continuidad y el mejor espesor. Con el mapa isobárico determinamos la presión de fondo fluyente a la que va a producir el pozo de PRLL1 y, por otro lado, mediante el análisis de los mapas de facies y de saturación, se encuentra la ubicación del mismo. La interferencia entre los pozos se eleva con el cálculo delta de presión (DP), lo que indica si es alta o baja es la influencia del nuevo pozo de relleno hacia sus pozos vecinos, el cual debe encontrarse a una profundidad similar y confirmar la continuidad de dicha formación. El delta de presión (DP) de interferencia para el nuevo pozo de relleno es 30,74PSI, por lo que es óptimo ubicar el pozo. Los valores de POES y reservas para nuestro pozo de relleno, obtenidos mediante el método volumétrico son 1094254,68BF y 579954,88BF, respectivamente. La aplicación de esta técnica recuperó el 85,70% de las reservas originales dando un valor de 497034,18BF con un tiempo de recuperación de cinco años. 42

Los resultados del análisis económico muestran un VAN de $7’146.400,20 y un TIR de 68,25%; en consecuencia el proyecto generó beneficios económicos. Introducción BVMA tiene una producción de más de 40 años, en el que existen ciertas reservas que no han sido drenadas por los pozos existentes, es por ello que se realiza la ubicación de pozos de relleno para recuperar las reservas remanentes de áreas productoras e incrementar y acelerar su producción. Este proyecto de investigación, inició su desarrollo a través de la recolección de información técnica referencial: como los historiales de producción, historiales de pruebas de presión (BUILD UP) y base de datos de producción empleados en el software OFM, el cual genera mapas de movimiento de fluido, que indican el comportamiento y características de los pozos vecinos ubicados dentro de una misma arena productora, la cual tiene continuidad y el mayor espesor para que los pozos se comuniquen entre sí. Analizando el mapa isobárico, se encontró la presión de fondo fluyente del pozo PRLL1 y con mapas de facies y de saturación. Se halló la ubicación del pozo de relleno en la arena productora. En el área de drenaje del pozo PRLL1, se realizó el cálculo de la interferencia entre pozos para saber el grado de comunicación entre ellos y determinar la caída de presión del pozo de relleno; se calcula el caudal de fluidos y el BSW a base de promedios de los datos de sus pozos aledaños, y el reservorio productor pertenece a la misma arena, que tiene características similares. Para la proyección de producción se utilizaron las curvas de declinación, así en este caso P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

1. Data Para ubicar el pozo de relleno es necesario conocer los datos del campo que se evaluó para identificar las características de geología, roca y fluido y definir de manera exacta su proyección de producción. En la tabla 1 y 2, se describe los datos de fluido y roca del campo. 2. Base teórica y resultados Pozo de relleno se define como la perforación de un nuevo pozo, entre dos o más pozos de PARÁMETRO

ARENA PRODUCTORA

desarrollo, para recuperar los hidrocarburos restantes en las zonas que no han sido drenadas. De esta forma se logra una mayor explotación de las reservas recuperables y así incrementar la producción y factor de recobro del campo. Para ubicar el pozo PRLL1 se establece un objetivo geológico en arena productora de petróleo. Así, se escogió en la zona con mayor espesor, donde se encuentran ubicados los pozos: B-77, B-83, B-102H y B-109D. Para la ubicación de los pozos de relleno se debe conocer si la arena es continua. Se sabe que el nuevo pozo ubicado respecto a sus pozos vecinos tiene comunicación. Así, el pozo PRLL1 se encuentra en una zona de petróleo y no en un acuífero. La zona de ubicación del pozo de relleno tiene buena presión, para ello se utilizaron pruebas Build-up de pozos vecinos y el mapa isobárico del campo. Por otro lado, se determinaron las distancias entre pozos y la ubicación UTM en los mapas de saturación y de facies. En la tabla 3 se muestra los resultados de las distancia entre el pozo PRLL1 y los pozos aledaños:

Presión inicial, Pi (PSI)

3867

Presión de burbuja, Pb (PSI)

1010

Temperatura de formación, T (°F)

218

Gravedad específica del petróleo (°API)

22,4

POZOS VECINOS

DISTANCIA ENTRE POZOS (ft)

Factor volumétrico inicial de petróleo, Boi (BLS/BF)

1,288

B-077

1558,56

Relación gas - petróleo, GOR (PCS/BF)

233

B-083D

1842,81

Saturación de agua inicial, Swi (%)

B-102H

1508,14

Salinidad NaCl (ppm)

99000

B-109D

1879,53

Salinidad Cl-1 (ppm)

60000

Resistividad del agua, Rw @ Temperatura de formación

0,031

Viscosidad del petróleo, (cp)

2,8

Viscosidad del agua, (cp)

0,25 - 0,5

Compresibilidad del petróleo, Co (psi-1)

7,756 x 10-6

Gravedad específica del gas, Yg

0,65

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

se aplicó la curva hiperbólica con n igual a 0,3, similar al valor encontrado en estudios de declinación de los pozos vecinos, que proporcionó el mejor ajuste de los datos de producción. La producción de petróleo de este proyecto se calculó en cinco años, tiempo en el que se recuperó el 85,70% de las reservas estimadas, correspondientes a la reserva del pozo.

POZO DE RELLENO

Tabla 3. Valores de las distancias del pozo de relleno PRLL1 y pozos vecinos

Tabla 1. Propiedades de los fluidos PARÁMETRO

ARENA PRODUCTORA

Profundidad promedio (pies)

9300

Espesor saturado de petróleo, ho (pies)

Porosidad media, ø (%)

Área del yacimiento

36376

Factor de recobro, FR (%)

Permeabilidad, K (md)

40 - 1100

Figura 1. Mapa estructural de BVMA

Tabla 2. Propiedad de la roca P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

El caudal estimado de fluidos y el BSW del pozo de relleno va a ser el promedio de los pozos aledaños. Pero para la presión no se realiza un promedio, sino que se utiliza el mapa isobárico (figura 2). En la tabla 4 se muestran los resultados del estudio.

ECUACIÓN 1

Después se calcula el radio de drenaje aproximado con la ecuación siguiente:

ECUACIÓN 2

Y por último se saca el área con la ecuación de un círculo, pero a esto se lo divide por un factor de conversión ya que la arena tiene características isotrópicas.

PRLL1

ECUACIÓN 3

PRESIONES DEL YACIMIENTO 1600 2000

1400

2400 2800 3200

1800 2200 2600

En la tabla 5 se muestran los resultados, antes realizados. 4. Interferencia entre los pozos El objetivo fundamental en el análisis de interferencia de pozos es determinar si dos o más pozos tienen comunicación de presión en el mismo yacimiento. Si la comunicación hidráulica existe, se puede verificar cuantitativamente el valor de la caída de presión del pozo PRLL1 y pozos vecinos. En la figura 3, se representa esquemáticamente el comportamiento de drenaje que espera un pozo de relleno. La tabla 6, muestra los datos necesarios para realizar los respectivos cálculos.

2800

Figura 2. Mapa Isobárico arena productora

3. Estimación del volumen productor de PRLL1 Para el cálculo de área y radio de drenaje primero se calcula el diámetro medio de drenaje con la siguiente ecuación:

POZO DE RELLENO PRLL1 POZOS VECINOS

PRODUCCIÓN (BPPD)

PRODUCCIÓN (BAPD)

BSW %

B-077

418

1255

B-083D

409

247

B-102H

513

B-109D

799

259

CAUDAL (BPPD)

ESTIMADO

PRLL1

534,75

Pwf (PSI)

BSW%

1860

41,5

Tabla 4. Valores estimados del pozo de relleno PRLL1 POZO DE RELLENO PRLL1 DISTANCIA ENTRE POZOS

DIÁMETRO DE DRENAJE (ft)

RADIO DE DRENAJE (ft)

ÁREA DE DRENAJE (Acres)

VOLUMEN (Acres-ft)

51,94

1289,5

PRELL1/B-077 PRELL1/B-083D

1697,26

848,63

PRELL1/B-102H PRELL1/B-109D

Tabla 5. Valores de diámetro, área y radio de drenaje para el pozo PRLL1 44

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

En caso contrario usaremos la gráfica de función Ei (adaptada de Craft, Hawkings y Terry). El valor de n prima se lo encuentra mediante la siguiente ecuación:

POZO DE RELLENO PRLL1

ECUACIÓN 6

En la tabla 7 se encuentran los resultados de las anteriores ecuaciones: POZOS PRODUCTORES Y VECINOS POZO DE RELLENO PRLL1

Figura 3. Gráfico del pozo de relleno y pozos vecinos n’

Para determinar la interferencia entre pozos se usa la siguiente ecuación:

3093032,84

Ei 0,058

2.35

30.74

Tabla 7. Resultados de la interferencia de los pozos

ECUACIÓN 4

La ecuación 4 es una función llamada la integral exponencial. Es una solución de la ecuación de la difusividad, que modela las pruebas de interferencia entre los pozos.

Al observar el cálculo podemos advertir que no hay una interferencia notable, lo cual es un buen indicador de que el pozo está cumpliendo con los objetivos de su desarrollo por consiguiente se realiza el cálculo de reservas. 5. Reservas Para su cálculo se utiliza el método volumétrico, la ecuación a aplicar es:

ECUACIÓN 5 ECUACIÓN 7

Se usa:

En la tabla 8 se encuentran los datos necesarios para usar la ecuación 7 y calcular el valor de reserva.

POZO DE RELLENO PRLL1 q (BLS)

u (cp)

Bo (BLS/BF)

K (darcy)

h (ft)

r (ft)

T (días)

Ce (PSI-1)

Porosidad (%)

534,75

2,8

1,288

0,36

28,84

848,6302

1,48E - 06

17,8

Tabla 6. Tabla de datos para el cálculo de la interferencia de pozos

POZO DE RELLENO PRLL1 q (BLS)

ÁREA (Acre)

Ho (ft)

Porosidad (%)

Sw (%)

Boi (BLS/BF)

FR (%)

POES (BF)

Reserva (BF)

534,75

51,94

17.8

0,21

1,28

0,53

1094254,68

579954,98

Tabla 8. Cálculo de reservas para el pozo de relleno PRLL1 P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

6. Proyección de producción Al obtener las reservas se realiza una proyección de producción, utilizando la curva de declinación hiperbólica que es la función que más se ajusta con el historial de producción de los pozos vecinos. Realizando una sensibilidad se determinó que la curva hiperbólica tiene un factor n=0.3. La ecuación hiperbólica es:

ECUACIÓN 8

En la tabla 9 se muestra los resultados de las proyecciones para el pozo PRLL1. Es importante observar que en el 2019 la producción del PRLL1 tiende a la tasa mínima de producción económica (50 BPPD), como se observa es de 41,859 BPPD por ello se abandona el pozo. 7. Análisis económico Para este análisis se utiliza el VAN y el TIR. Valor Actual Neto (VAN): En una inversión, el valor actual neto es igual a la suma algebraica de los valores actualizados de los flujos netos de caja asociados a esa inversión. Si el VAN > 0 el proyecto es rentable. Si el VAN = 0 la rentabilidad del proyecto es igual a la inversión prevista en el mercado con un interés equivalente a la tasa de descuento utilizada. Si el VAN < 0 el proyecto no es rentable.

Su ecuación es:

ECUACIÓN 9

En la tabla 10 encontramos el VAN del proyecto. La tasa interna de retorno (TIR) de un proyecto es el promedio geométrico de los rendimientos futuros esperados de dicha inversión y que implica el supuesto de una oportunidad para volver a invertir. Si TIR > r´ el proyecto es rentable. Si TIR = r´ el proyecto no tiene pérdidas ni ganancias. Si TIR < r´ el proyecto no es rentable. Su ecuación es:

ECUACIÓN 10

Al observar la tabla 11 vemos que todavía no encontramos nuestro VAN igual cero con los TIR 68,2 y 68,4, para encontrarlo se lo hace de la siguiente manera.

ECUACIÓN 11

Para la aplicación de esta ecuación se debe tener un VAN positivo y negativo. Cálculo: TIR=68,35%

CÁLCULO DE LA PROYECCIÓN DE LA RECUPERACIÓN DE HIDROCARBURO PARA EL POZO DE RELLENO PRLL1 PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN CAMPO BVMA POZO DE RELLENO: PRLL1 ARENA Productora RESERVAS ESTIMADAS (BF) 579954,98 PERÍODO DE PRODUCCIÓN (AÑOS) 5 q DE ABANDONO (BPPD) 50 PRODUCCIÓN MÁXIMA DIARIA (BPPD) 534,75 n(%) 0,3 DECLINACIÓN (%) 10 FECHA DE INICIO DE LA PRODUCCIÓN: 01.02.2014 TIEMPO (AÑOS)

AÑO

PRODUCCIÓN DIARIA (BPPD)

PRODUCCIÓN ANUAL (BPPA)

PRODUCCIÓN ACUMULADA (BPPA)

RESERVAS REMANENTES (BF)

RESERVAS RECUPERADAS (%)

2014

519,175

186902,91

393052,07

32,23

2015

410,594

147813,88

334716,80

245238,19

57,71

2016

246,631

88787,03

423503,82

156451,16

73,02

2017

132,108

47559,05

471062,87

108892,11

81,22

2018

72,143

25971,31

497034,18

82920,80

85,70

2019

41,859

15069,35

512103,53

67851,45

88,30

Tabla 9. En la tabla 9 se muestra los resultados de las proyecciones para el pozo PRLL1 46

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

ANÁLISIS ECONÓMICO DEL POZO DE RELLENO PRELL1 CAMPO BVMA

TIEMPO

PRODUCCIÓN ANUALES

INGRESOS ANUALES

EGRESOS ANUAL

FLUJO NETO DE CAJA

AÑOS

USD

40 10 6,81 6139853 5

579954,983

6139853

-6139853

179115,28

7164611,20

1219775,12

5944836,08

5404396,43

147813,88

5912555,31

1006612,54

4905942,77

4054498,15

88787,03

3551481,10

604639,66

2946841,45

2214005,59

47559,05

1902362,01

323877,13

1578484,88

1078126,41

25971,31

1038852,44

176864,63

861987,81

535226,61

VAN del proyecto (USD)

7146400,20

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

RESERVAS BF

POZO DE RELLENO: PRELL1 COSTO DEL BARRIL DE CRUDO (USD/BL) TASA DE ACTUALIZACIÓN (%) COSTO DE PRODUCCION (USD/BL) INVERSIÓN INICIAL (USD) AÑOS DE PRODUCCIÓN

Tabla 10. Análisis económico del pozo de relleno PRLL1

TIR TIEMPO

FLUJO NETO DE CAJA

AÑOS

USD

68,2

68,4

-6139853

-6139853,00

5944836,08

3534385,30

3530187,69

4905942,77

1734085,45

1729968,93

2946841,45

619268,22

617064,42

1578484,88

197213,42

196278,20

861987,81

64028,18

63648,87

9127,57

-2704,88

SUMA

Conclusiones 1. La ubicación del pozo PRLL1 en el campo maduro BVMA recuperó 497034,18BF de las reservas remanentes existentes en el campo en cinco años. 2. La ubicación del PRLL1 se encuentra entre los pozos B-077, B-083, B-102H, B-109D debido a que estos producen en la misma arena del pozo propuesto y las características petrofísicas y geológicas determinaron una misma unidad hidráulica. 3. El pozo PRLL1 se ubicó en zona de alta presión del campo, similar a la de los pozos vecinos. 4. La recuperación de la inversión del PRLL1 se obtiene después de 11 meses de la perforación. Los valores de los indicadores financieros VAN de $7’146.400,20 y el TIR reducido de 68.35% del PRLL1, que satisfacen P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

Tabla 11. TIR

los requerimientos técnico-financieros, que demuestran la viabilidad de ejecución del actual proyecto. Recomendaciones 1. BVMA es uno de los campos denominados “maduros”, debido al tiempo de explotación de los yacimientos. Por ello, se deben considerar nuevos proyectos de recuperación mejorada, infill drilling , nuevos estudios de sísmica 3D y 4D, que alarguen su vida. 2. Se recomienda tomar por lo menos tres pruebas de presión por año en pozos que sirvan como indicadores del campo, con el fin de organizar un historial apropiado del estado de depletación de presión. Asimismo, validar y preservar adecuadamente toda la data y ejecutar simulación de reservorios en línea. 47

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Nomenclatura A

= Área [acres]

= Factor que está en función de las características del pozo (0<n<1)

βo

= Factor volumétrico inicial de petróleo [BLS⁄BF]

= Número de años

BAPD

= Barriles de agua por día

= Petróleo inicial [BF]

= Barriles fiscales

∆P

= Variación de presión [PSI]

BFPD

= Barriles de fluido por día

OFM

= OilField Manager

BLS

= Barriles.

POES

= Petróleo original en sitio [BF]

BPPD

= Barriles de petróleo por día

PRLL1

= Pozo de relleno uno

BSW

= Porcentaje de agua [%]

PSI

= Libra por pulgada cuadrada

= Centipoise

Pwf

= Presión de fondo fluyente [PSI]

= Compresibilidad efectiva del petróleo [psi-1 ]

= Caudal [Bls⁄día]

= Declinación constante

= Producción a un determinado tiempo[BFPD]

= Diámetro promedio de drenaje [m]

= Producción inicial, cuando inicia la declinación[BFPD]

D1, D2, D3, D4

= Distancia del pozo de relleno a los pozos cercano [m]

= Distancia entre el pozo de relleno y los pozos vecinos, [ft]

= Valor integral exponencial

= Radio de drenaje [ft], [m]

= Pies

r´

= Rentabilidad

FNC

= Flujo neto de caja

= Distancia entre el pozo de relleno y los pozos vecinos[ft],

= Factor de recobro [%]

= Saturación de agua [%]

= Espesor de la zona productora, [ft]

= Tiempo determinado de producción [Años]

= Espesor neto saturado de petróleo [ft]

= Tiempo de retardo [días]

= Tasa de actualización de la empresa EP PETROECUADOR (i = 12%)

= Viscosidad [cp]

= Inversión a realizarse en el período “cero”

= Porosidad [%]

= Índice que muestra el año correspondiente

BVMA

= Campo petrolero

= Permeabilidad [darcy]

TIR

= Tasa interna de retorno

Km2

= Kilómetros al cuadrado

VAN

= Valor actual neto

= Metro

B-001

= Número de pozo

REFERENCIAS ANDRADE, F. (2009) Actualización de Reservas y Predicción de Producción de los Campos Culebra-Yulebra. Escuela Politécnica Nacional, Quito. BOWEN, D.G. (2003) Formation Evaluation and Petrophysics. Core Laboratories,

Jakarta. CRAFT, B. C. y HAWKINS, M. F. (1977). Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos. ARAUZ, A. (2013). Estudio para ubicar pozos de relleno de la formación del campo Cononaco. Escuela Politécnica Nacional, Quito.

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Introducción de la tecnología CTS: sensor con cable a superficie Autores: Alejandro Andrade, Ramón Correa / Fernando Velasco (Agip Oil Ecuador) / Diego Castillo (Schlumberger – Artificial Lift) Esta tecnología se aplicó en la sarta TCP-DSTESP como una herramienta de diagnóstico y resolución de problemas en tiempo real, durante las pruebas iniciales de producción del pozo Oglan 2 Dir.

l campo Oglan fue descubierto por el Consorcio Anglo-Superior-Unión en 1972 mediante la perforación del pozo exploratorio Oglan A-1, efectuando una prueba de producción (DST y pistonaje), que recuperó alrededor de 200 BPPD de crudo pesado (11-13 °API). El pozo fue abandonado porque en esa fecha el descubrimiento fue considerado no comercial y fueron devueltas las concesiones. Agip Oil Ecuador, como parte del compromiso exploratorio del Bloque 10 perforó el pozo Oglan 2 Dir, desde julio a septiembre de 2014, mediante operaciones 100% heli-transportables. La figura 1 muestra la ubicación del campo. El pozo Oglan 2 Dir fue perforado con un perfil ligeramente desviado (22°) hasta una pro-

fundidad de 6 450 pies MD, teniendo como objetivo primario la formación Hollin. La evaluación del pozo incluyó la toma de 218 pies de núcleos, la corrida de registros PEX (Multicombo), ADTCMR (resonancia magnética), FMI-SS (imágenes resistivas - registro sónico), MDT-Saturn (puntos de presión - toma de muestras de fluido para análisis PVT. Adicionalmente, la prueba de producción (intervalo 5 990’-6 070’; 80 pies) alcanzó una tasa máxima de 1 163 BPPD (15.4°API) mediante bombeo electrosumergible. Para evaluar el pozo, en un solo viaje, se bajó una sarta compuesta por los cañones, sensores de presión, muestreadores y bomba electrosumergible (TCP-DST-ESP) con la finalidad de obtener toda la información necesaria y optimizar tiempo y costos, ya que con esta metodología se disminuye el número viajes de tubería. Por otra parte, durante la producción del pozo se realizó el muestreo de fluidos en fondo para realizar análisis PVT. Adicionalmente, se utilizó una válvula (IRDV) para realizar un cierre de fondo y minimizar el efecto de almacenamiento durante las pruebas de restauración de presión Build UP.

Pozo “Oglan 2 Dir”

Figura 1. Ubicación del campo Oglan

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Para el registro de presiones y temperatura se bajó sensores de memoria y adicionalmente el sensor CTS (Cable To Surface) para poder observar y monitorear los datos de fondo en tiempo real, durante el período de flujo y cierre del pozo. Con estos antecedentes, los objetivos principales de la prueba que se cumplieron satisfactoriamente fueron: • Bajar la sarta compuesta de TCP-DST-BES en una sola corrida. • Recolectar muestras de los fluidos del reservorio en fondo y en superficie. • Estimación de la presión y temperatura del reservorio. • Evaluar los parámetros de reservorio: Capacidad de flujo, permeabilidad y daño. • Validar la productividad del pozo, mediante la curva de afluencia IPR y análisis Nodal. En el pasado se han realizado con mucho éxito, gran cantidad de operaciones TCP-DST-ESP sobre todo en la Amazonía peruana (SPE 110743) para probar los pozos de crudo pesado. En todas las sartas utilizadas se instalaron sensores de alta resolución (modo memoria) los cuales entregan información sólo al final de la prueba, para su posterior interpretación. Para el caso del pozo Oglan 2 Dir, Agip Oil Ecuador y Schlumberger Artificial Lift, detectaron la necesidad de incrementar el control de la información mediante la instalación de un sensor adicional (CTS) bajo la válvula principal de la prueba “IRDV (Intelligent Remote Dual Valve)” con los siguientes objetivos:

Figura 2. Sarta TCP-DST-ESP con sensor CTS, utilizada en el pozo Oglan 2 Dir 50

• Obtener los datos de presión y temperatura en el punto instalado en tiempo real. • Interpretación de la información de presión y temperatura para confirmar todos los pasos del proceso de prueba, tales como: Activación de cañones, ingreso de fluido a la sarta, correcto asentamiento del packer y activación de comandos de las válvulas de fondo TFTV y la IRDV. • Interpretación de la información de presión y temperatura para constatar el correcto desarrollo de la prueba en sus diferentes etapas: Pruebas con flujo a diferentes caudales (variación de frecuencia), restauración de presión (PBT) y período de flujo final. • Analogía de la información, obtenida del sensor CTS y sensor de la ESP. • Reducción del tiempo no productivo de la operación, basado en la eliminación de la incertidumbre en todos los pasos de la prueba de pozo. En el caso muy particular del pozo Oglan 2 Dir, se tuvo problemas con la integridad del liner de 7” al no poder realizar una cementación primaria de este revestidor, bajo estas circunstancias, el sensor CTS ayudó de gran manera para el análisis en tiempo real de los fenómenos que estaban ocurriendo en el pozo, con lo cual la toma de decisiones fue acertada y los objetivos de la prueba se cumplieron completamente. La sarta utilizada para la evaluación se muestra en la figura 2. aplicación TÉCNICa Al ser la primera aplicación de este tipo, la inclusión del sensor CTS dentro de la sarta TCP-DSTESP, requirió de un estudio técnico para determinar el tipo de sensor y proceso de instalación para poder adicionarlo a la sarta. Los retos principales fueron: la instalación bajo la válvula principal de la prueba (IRDV), conexión roscada a la sarta principal y transmisión de la información de presión y temperatura hasta superficie en tiempo real, mediante un sistema independiente (cable independiente hasta superficie). Basado en los tres puntos anteriores, se concluyó que la opción más adecuada era la instalación del sensor Phoenix CTS (Dual Pressure Gauge) para obtener lectura dentro y fuera del tubing. Las especificaciones del sensor utilizado se muestran en la tabla 1 y el diseño e instalación en la figura 3. La figura 4 muestra la comparación de las presiones y temperaturas registradas durante la prueba de producción del pozo, P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

Accuracy

Resolution

2,900 psi (200 bar)

±5 psi

0.1 psi

Discharge Pressure

5,800 psi (400 bar)

±5 psi

0,1 psi

Intake Temperature

32 degF to 302 degf (0 degC to 150 degC)

±2 degC

0,1 degC

Discharge Temperature

32 degF to 302 degf (0 degC to 150 degC)

±2 deg C

0,1 degC

Vibration

0 to 30 g

±1 g

0,1 g

3000

2000

1000

Tabla 1. Especificaciones sensor CTS (Dual Pressure Gauge), utilizado en el pozo Oglan 2 Dir

4.716°

Cable Gauge Clamp Ported Coupling

5.692°

6.652°

Figura 3. Diseño e instalación del sensor CTS en la sarta TCP-DST-ESP; pozo Oglan 2 Dir

800 600 400 200 0

Elapsed time (Date)

rante toda la prueba. La aplicación más importante que se obtuvo con el sensor CTS fue durante el proceso de disparo de los cañones. La cabeza de disparo instalada originalmente fue una e-fire, la cual requiere de pulsos o comandos de presión enviados desde superficie para su detonación. El sensor CTS permitió detectar en tiempo real que la presión que estaba llegando a la cabeza de disparo no era suficiente para la activación debido al problema que se presentó en el pozo (Fuga Anular -Tubing), en superficie se enviaban pulsos de presión hasta de 800 Psi, sin embargo en fondo solo se registraban 200 Psi. Sin el sensor CTS no se hubiera podido realizar el disparo lo cual conllevaba a un problema grande en tiempo, costo y seguridad porque en ese punto había que retirar del pozo los cañones sin activarse (figura 5). Al saber que la cabeza e-fire no podía accionarse mediante el uso de comandos (sistema primario), se tomó la decisión de disparar con el sistema secundario (sistema redundante HDF en modo delay). Para activar este sistema se tenía que desasentar la empacadura, enviar la presión directamente por el anular, reasentar nuevamente la empacadura y, finalmente, la detonación de los cañones. 1000 800 600

Bhp1 (psia)

3000

400

2800

200

Comandos de presión registrados en fondo

2600

2400

-200

2200

Comandos de presión requeridos para activar la e-fire

2000 1800

-400 -600 -800

1600

13:00:00 13-Sep -14 13:00:00

Figura 4. Sensor CTS vs. Sensor Modo memoria

17-Sep

Csgp (psia)

CTS

1000

16-Sep

Pérdidas de presión en el anular

3200

1600

1200

15-Sep

3400

1800

1400

14-Sep

Csg Pressure

2000

Whp (psia)

Efire First Atempt WHP, CSGP, BHP

en la cual se corrobora el match de la data obtenida en tiempo real con el sensor CTS y los sensores modo memoria. De esta manera, se comprueba la fidelidad de los datos cumpliendo con el objetivo de monitorear en tiempo real el comportamiento del pozo du-

TPQR 955 (Modo Memoria) Pressure @ 5781 ft MD CTS Sensor Pressure @ 5776 ft MD

4000

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Range

Intake Pressure

Pressure (psia)

Parameter

13:15:00

13:30:00

13:45:00

14:00:00 14:15:00 Time

14:30:00

14:45:00

15:00:00

-1000 15:15:00 13-Sep -14 15:15:00

WHP

Figura 5. Identificación de problema de activación de la cabeza de disparo e-fire, mediante el sensor CTS – Pozo Oglan 2 Dir P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

Oglan 2 Dir - Pressure Discharge Pressure - CTS

Intake Pressure - Phoenix

3000 Activación de herramientas 2500

Psi

2000 1500 1000 500 0 Date

Oglan 2 Dir - Pressure Discharge Pressure - CTS

Intake Pressure - Phoenix

3000

Cierre de fondo

2500

Psi

2000 1500 1000 500 0

Date

Oglan 2 Dir - Temperature 160 150 140 °F

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN

Adicionalmente el sensor CTS se utilizó para: • Confirmación de la correcta activación de todos los procesos que conllevan cambios de presión, el funcionamiento de las herramientas de fondo incluidas en la sarta principalmente (IRDV, TFTV, SCAR) se activan o funcionan con presiones debidamente seteadas, el sensor CTS ayudó a corroborar que todos los ciclos de aperturas y cierres de válvulas se cumplan correctamente. • Interpretación de información de presión en tiempo real de ambos sensores (CTS bajo válvula IRDV y Phoenix XT-150 en equipo ESP) para confirmar el correcto desarrollo de la prueba. Con el sensor CTS en tiempo real se monitoreó los períodos de flujo y cierre del pozo optimizando los caudales producidos, ya que una de las limitantes de la prueba era la capacidad de almacenamiento de fluidos en superficie. Adicionalmente, en tiempo real se pudo interpretar la prueba de restauración de presión. • Interpretación de información de temperatura en tiempo real de ambos sensores (CTS bajo válvula IRDV y Phoenix XT-150 en equipo ESP) para confirmar temperatura de operación de equipo ESP y entrada de fluido a la sarta. La temperatura de entrada a la sarta ayuda a determinar el tipo de fluido que está ingresando; esto fue de gran ayuda al momento de tomar las muestras de fluido fondo. Las presiones registradas por el CTS, durante la prueba de producción y restauración de presión del pozo Oglan 2 Dir se muestran en la figura 6.

130

Temperatura de entrada del fluido

120 110 100 Discharge Temperature - CTS

Date Intake Temperature - Phoenix

Figura 6. Presiones registradas en sensor CTS y sensor ESP

RESULTADOS, OBSERVACIONES Y CONCLUSIONES El sensor CTS dio los resultados esperados, obteniendo datos de presión y temperatura en tiempo real para la comprobación y comprensión de cada etapa de la operación, utilizando una sola sarta de evaluación TCP-DST-ESP. La verificación de activación de la válvula IRDV, a través de comandos de presión, principalmente permitió incrementar el control de la prueba. La información enviada por el CTS permitió analizar los problemas y tomar las decisiones para realizar la detonación de los cañones bajados en la sarta TCP sin sacar la sarta. Estos trabajos optimizaron la prueba del pozo en todas sus etapas, dando la oportunidad de tomar decisiones importantes sobre la marcha que redujeron el tiempo no productivo de las pruebas tradicionales. La información del CTS mostró el tiempo exacto de la entrada de fluidos y prueba de recirculación, lo cual permitió realizar una analogía de las curvas de presión y temperatura en tiempo real. No se observó ninguna discrepancia durante la comparación de la respuesta de la presión en tiempo real con los medidores de memoria instalados en la sarta. La inclusión de este sensor contribuye a reducir la incertidumbre de manera comprobada y efectiva, durante las operaciones de pruebas de pozos. P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

Eficiencia y reducción de costos en la construcción de pozos Autores: José Luis Ziritt1 y Nelson Quintero2

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PERFORACIÓN

a construcción de la sección inicial de un pozo petrolero juega un rol de mucha importancia tanto, desde el punto de vista del adecuado aislamiento de los acuíferos someros normalmente presentes y utilizados como fuentes de agua para el consumo humano, así como desde el punto de vista técnico, ya que perforar estas secciones pueden constituirse en retos por la dificultad para mantener la integridad del pozo. A esto se suma el tiempo y el costo significativo que requiere una perforación tradicional de esta sección, que usualmente no es muy profunda, pero que igualmente necesita de una torre de perforación con todas sus capacidades incluida su tripulación. Y del cumplimiento de las etapas de la construcción de un pozo que constan de la perforación con broca, preparación de lodo y su circulación, bajada del revestidor, cementación del pozo, así como también del tratamiento y manejo de lodos de perforación y los ripios. Una tecnología conocida, utilizada y que ha sido probada por su efectividad para hacer frente a estos retos, es el hincado de conductores que usualmente se realiza con tubos de diámetros externos que van desde 9-5/8” hasta 30”. El hincado de la tubería conductora se puede realizar con un martillo diésel o hidráulico hasta una profundidad determinada o hasta su punto de rechazo. El hincado del conductor reemplaza todas las actividades difíciles de una perforación convencional de la sección superficial. Los martillos, especialmente configurados para hincar tuberías conductoras, imprimen fuerzas variables y controladas de acuerdo con el tamaño y grado del material de la tubería, oscilando entre 24 mil pies/lb hasta 162 mil pies/lb, que permite que la tubería superficial se pueda hincar hasta una profundidad o un nivel de resistencia predeterminado.

1 José Luis Ziritt. Ingeniero en Petróleos de la Universidad del Zulia. Tiene un Doctorado en Mecánica Física en el Instituto Francés del Petróleo y en la Universidad Bordeuax I. Gerente País de Frank’s International Ecuador.

Foto 1. Colocación del conductor en el contrapozo

El reto presente de la industria: Reducir costos en la construcción de pozos En estos tiempos de reducción de costos y especialmente en proyectos en tierra, la pre-instalación de la tubería conductora que corresponde a la construcción de la primera sección del pozo, genera ahorros significativos comparados con los costos totales involucrados en la perforación de esta sección de manera convencional.

2 Nelson Quintero. Ingeniero Metalúrgico. Especialización en Administración de Empresas. Es Gerente de Ventas y Desarrollo de Negocios de Frank’s International para Latinoamérica. Con 22 años de experiencia, ha desempeñado cargos gerenciales en varios países de Asia Pacifico, Rusia y Latinoamérica.

Como primera ventaja se tiene el ahorro en el tiempo de utilización del taladro, puesto que la actividad de hincado se realiza generalmente algunos días u horas antes de que el taladro arribe a la locación, una vez que se ha construido el contrapozo. Otro beneficio es el hecho de que se requiere de una menor cantidad de personal, lo cual disminuye los riesgos en seguridad generados durante la movilización de personal y equipos involucrados en la operación.

PERFORACIÓN

Generalidades del proceso Existe un concepto erróneo de que hincar un conductor es una operación simple, usualmente realizada por el área de obras civiles de las compañías operadoras con un martillo de hincado de pilotes u otros métodos. El equipo de ingeniería de Frank´s International ha mejorado aún más la fiabilidad y la eficiencia de sus operaciones de martillo mediante el diseño específico de varias mejoras al martillo diésel, incluyendo opciones de una bomba de combustible y dispositivos de disparo a control remoto hidráulicos. La bomba de combustible da al operador el máximo control sobre la cantidad de energía efectivamente entregada por el martillo y permite su rápido apagado. Los proyectos de instalación de conductores pueden diseñarse para: • Instalar la tubería hasta su punto de rechazo, evitando que esta colapse. • Controlar la perpendicularidad del conductor superficial mediante el uso de una guía. • Facilitar la penetración de la tubería, por medio de la fabricación en la punta del primer tubo de una zapata de perforación. El proceso de soldadura para la fabricación e instalación de esta zapata, se encuentra debidamente aprobada, documentada y cumple con los requisitos de la norma ASME. • Controlar la potencia del martillo, aislando el daño que el impacto pueda ocasionar a la boca del tubo y en la totalidad del conductor. • Reducir el tiempo de construcción, ya que la operación total de hincado y soldadura se realiza de 8 a 10 horas continuas en una sola jornada de trabajo. • Soldar las juntas en un proceso técnicamente controlado. Uno a uno se van introduciendo (hincando) los tubos hasta alcanzar el punto de rechazo, que se define como la máxima cantidad de golpes que se utilizan para hincar un pie de tubo. 54

Valor agregado al cliente No solo hay razones económicas para preferir el hincado de conductores, sino que hay fuertes razones técnicas y ambientales. Entre ellas, la relacionada con la inestabilidad del terreno en la parte superficial y somera, con la presencia de potenciales derrumbes durante la perforación, generación de lavados y pérdida de estabilidad del terreno, riesgos de contaminación de acuíferos dentro de los primeros 150 pies de profundidad, así como también pérdidas superficiales de fluidos de perforación. En algunas ocasiones se han observado afloramientos severos de agua, lo que obliga a la construcción de piscinas de tratamiento y a transportar el líquido con viajes frecuentes de carro tanques, esto sólo para pasar la primera sección de 120 pies.

Foto 2. Estructura guía para hincado de conductores

Una razón siempre atractiva y la más obvia son los ahorros en los costos de perforación. Los valores ahorrados por la mayoría de los clientes, que han introducido esta técnica en sus operaciones suman el valor de un día de taladro y de todos los gastos relacionados con la perforación y completación de la sección superficial que, comparado con el hincado, puede significar un 50% de ahorro en costos. Estos son relativos a los costos de operación de cada país, pero en general el costo-beneficio de hincar el conductor de superficie es importante comparado con perforar esta sección. Algunas de las ventajas derivadas del uso de esta tecnología son: • No se requiere equipo ni fluidos de perforación, dado que el trabajo se realiza cuanP G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

• •

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• • •

Desde hace varias décadas el hincado de conductores se ha utilizado en la industria petrolera, sin embargo ha sido de manera artesanal y con penetraciones muy someras, que oscilan entre los 15 y 30 pies. Frank’s International ha mejorado esta técnica, utilizando principios y cálculos de ingeniería e integrando su experiencia de punta de pozos costa afuera. Hace ocho años que se introdujo esta tecnología a varios países de la región latinoamericana como: México, Trinidad, Colombia, Venezuela y Perú. Se ha realizado más de 350 trabajos exitosos de hincado, sin accidentes, sin tiempos perdidos y sin daños al ambiente alcanzando en algunos casos profundidades cercanas a los 250 pies. Trabajos de hincado realizados por Frank´s en Latinoamérica desde 2008

PERFORACIÓN

•

do está terminado el contrapozo y previo al arribo a la locación del taladro de perforación. Se evita el servicio de corrida de la tubería de revestimiento. No se requiere de lodos, ni cementar el conductor, ya que este queda perfectamente afirmado contra el suelo circundante. No hay contaminación dado que no se requiere de ningún tipo de fluidos, ni químicos durante el proceso, ni del procesamiento de cortes o control de sólidos. Se reducen los riesgos en HSE, dado que se involucra mucho menos personal que perforando la sección. Se requiere entre 8 a 12 personas, entre operadores, operarios de grúa, manlift, soldadores, conductores de camiones y personal de HSE. Se previenen problemas de aguas superficiales y lavados (wash-out). Se previenen problemas, ocasionados por conglomerados. Se previenen problemas, ocasionados por gases superficiales.

161

Perú

Ecuador

Venezuela

Colombia

Trinidad & Tobago

México

Figura 1. Trabajos de hincado, realizados por Frank´s en Latinoamérica desde 2008

Foto 3. Maniobra de izado del martillo para hincar un conductor P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

Accesorios para facilitar el hincado La zapata rápida o speed shoe está diseñada como una ayuda para hincar la tubería a través de capas duras o consolidadas de arena con resultados sorprendentes. El borde cortante de la zapata rápida es dentado/aserrado para desmenuzar la arena consolidada y facilitar el hincado. Frank’s ha encontrado que la zapata rápida no solamente facilita un hincado más rápido, sino que también se requieren menos golpes por pie que la zapata estándar y se obtiene mayor penetración. El gráfico muestra dos trabajos de hincado desde la misma plataforma en el golfo de México. Ambos fueron conductores de 30” 55

Hincado de conductores de 30 con y sin zapata rápida

250

200 Golpes por pie

hincados con el mismo martillo D-62. Se puede notar la diferencia no solo en la penetración total, sino también en los golpes por pie que se necesitaron para hincar cada conductor. La operación, representada con la curva de color verde, se realizó con una “zapata rápida.”

150

100

0 Standard Shoe Speed Shoe

PERFORACIÓN

0 1 10 19 28 37 46 55 64 73 82 91 100 109 118 127 136 145 154 163 172 181 190 199 208 217 226 235

Depht in Feet

100 150

Profundidad alcanzada por el conductor en pies

200

Figura 3. Golpes requeridos para hincar un pie de conductor en el pozo Guatiquia, Colombia 2012. Profundidad alcanzada 235 pies

250 300 350 0

100

150

200

250

300

Blows per foot

Figura 2. Hincado de conductores de 30´con y sin zapata rápida

Para escoger o diseñar una zapata adecuada se debe considerar: • Registros de hincados anteriores en la misma área lo cual determinará si se requerirá del uso de una zapata rápida o una tradicional. • Un material de mayor espesor en el extremo inferior del primer tubo que puede ser usado como una zapata. En este caso, se debe verificar que la broca que se utilice para perforar la siguiente sección, pueda pasar por el diámetro interno reducido del tubo de mayor espesor. • Zapatas desviadas/direccionales también se pueden utilizar para guiar la tubería en una dirección específica. En general se alcanzan desviaciones típicas de 1 a 4 grados por cada 100 pies. 56

Entre otras aplicaciones de la técnica del hincado, Frank’s International ha patentado una zapata para hincar conductores desviados, el cual provee la oportunidad de colocar los conductores en una dirección y desviación pre-determinada al final de la operación de hincado. Este sistema ofrece ventajas que antes no se tenían como: Punto de desviación temprano en pozos desviados. La zapata puede ser diseñada para alcanzar entre uno y cuatro grados de desviación por cada 100 pies de penetración, según la especificación del cliente y la geología. Orientación Predeterminada.- La zapata provee un método para determinar la dirección del punto de desviación del conductor antes de la instalación. Previene el choque o interferencia de conductores.- La zapata permite que conductores nuevos se hinquen sin interferir o chocar con conductores ya hincados o abandonados, desde una misma locación o contrapozo. Conclusiones El uso de la tecnología de hincado de conductores ayuda a reducir costos, elimina el riesgo de contaminar acuíferos someros y reduce otros riesgos ambientales asociados con la perforación y completación del conductor de superficie. Más aún, varias mejoras a los martillos han incrementado su eficiencia y confiabilidad. En combinación con ciertos accesorios, hacen que se alcancen mayores profundidades, en menos tiempo, a menor costo y de manera más segura. P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

ACTive: la transformación tecnológica en operaciones de intervención de pozos con tubería flexible Autores: Ing. Dubrasky Nava, Gerente de Operaciones Intervención de pozos Ecuador Schlumberger; Ing. David Flor, Ingeniero Técnico Intervención de Pozos Ecuador Schlumberger; Ing. Fernando Báez, Gerente Dominio Técnico Intervención de Pozos Sur América, Schlumberger

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• ¿Se tiene alguna anomalía en la tubería de producción o revestimiento? Estas incertidumbres o asunciones han limitado los trabajos de TF en Ecuador a sólo realizar actividades de: • Estimulación matricial con o sin taladro de reacondicionamiento. • Limpiezas de equipos, como: bombas electro-sumergibles, liners de producción ranurados, tuberías de completaciones, cabezales de válvulas y bombas hidráulicas. • Pescas. • Molienda de obstrucciones. • Corte de tubería. • Registros de producción de pozos o PLT (Production Logging Tools por sus siglas en inglés). • Tapones de cemento. • Abandonos de pozos. En la actualidad, las compañías operadoras requieren mejor resolución y exactitud en los parámetros críticos durante las intervenciones de pozos tales como profundidad, temperatura y presiones y saber que está haciendo la TF en el fondo del pozo. En tiempos de crisis, optimizar la intervención de pozos existentes es una opción para reducir los riegos y costos asociados. Tecnologías innovadoras de TF ofrecen variados beneficios, como por ejemplo: • La reducción en la utilización de taladros de rehabilitación. • Mediciones de presiones de fondo y temperatura, con exactitud y en tiempo real. • Correlaciones de profundidad. • Mediciones de tensión y compresión ejercidas sobre la herramienta de fondo. Esta información permite a las operadoras tomar decisiones o ajustes de los programas de trabajo con datos reales, durante la ejecución de las operaciones.

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

ubería Flexible (TF) es un equipo para intervenciones de pozos que consta de una tubería continua de diámetro pequeño, generalmente de 1.00 a 2.88 pulgadas, enrollada en un carrete cuyo tamaño depende de la longitud y del diámetro de la tubería. Posee los siguientes componentes básicos: sistemas hidráulicos de poder, cabina de control, cabeza inyectora, carrete y sistemas de preventores de reventones. La tubería continua fue desarrollada durante la Segunda Guerra Mundial como parte del proyecto PLUTO (Pipe Line Under The Ocean por sus siglas en inglés, o Línea de Tubo debajo del Océano) con el objetivo de suministrar combustible desde el sur de Inglaterra hasta Francia. La primera unidad para servicios en la industria petrolera funcionalmente completa de TF fue desarrollada en California en 1962, por Bowen Tools Company para limpiar arena en pozos localizados en las costas del Golfo. En trabajos con unidades convencionales de TF los sensores para la obtención de datos como presión de bombeo, celda de peso, presión de cabezal y profundidad están ubicados en superficie. Las simulaciones se realizan con datos que, probablemente, hace meses o años fueron tomados en los pozos y no se asemejan a la realidad del yacimiento, con todo este contexto surgen varias interrogantes durante las operaciones: • ¿A qué profundidad exactamente está la punta de la TF? • ¿Qué presión y temperatura tiene el pozo en el fondo? • ¿Es la caída de presión en el difusor (boquilla) la adecuada?

ACTive: TELEMETRÍA A TRAVÉS DE FIBRA ÓPTICA

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

El desarrollo de la medida de parámetros de fondo en tiempo real inició a principios de 2000 con mediciones de presión, temperatura y CCL (Casing Collar Locator por sus siglas en inglés, o Localizador de Collar de Tubería de Completación). Hoy, con la tecnología ACTive se tiene la capacidad de realizar perfiles de temperatura a lo largo del pozo, lo que ha permitido a la industria entender lo que está ocurriendo en la zona de interés, así como la distribución de los fluidos en la formación durante la estimulación matricial y cómo ésta responde al tratamiento. Todo en tiempo real, logrando optimizar los volúmenes de tratamiento y las etapas de divergencia, lo que 15 años atrás era solo un sueño. El portafolio actual de ACTive va desde herramientas que permiten registros de presión, registro de temperatura, correlación de profundidad utilizando CCL o GR (Gamma Ray por sus siglas en inglés, o Rayos Gamma), registro de temperatura distribuida y mediciones de tensión y compresión al final de la herramienta, hasta la capacidad de realizar registros de producción o inyección de pozos. El sistema ACTive permite monitorear en tiempo real los eventos que ocurren en el pozo durante una intervención, permitiendo ajustar parámetros, mejorar la efectividad técnico-económica de la operación, reducir riesgos y optimizar resultados, mediante la integración de: • Sistema de telemetría avanzado, constituido por un pequeño tubo de inconel de 1.8 mm de diámetro externo que protege a cuatro fibras ópticas, que se introducen dentro de la TF. Su diámetro reducido no interfiere en los caudales de bombeo nominales, produce un pequeño incremento en el peso de la tubería de apenas 7 lb por cada 1 000 ft siendo resistente a la gran mayoría de ambientes operacionales (Figura 1). • Herramientas de fondo 2 1/8 pulgadas de diámetro que permiten medir en tiempo real presión de fondo interna y externa, temperatura, correlación mediante GRCCL, sensor distribuido de temperatura y tensión-compresión. • Equipos electrónicos y software, que permiten colectar la información y procesar para poder presentarle en un formato de fácil interpretación. 58

Fiber optic

Figura 1. Tubo de inconel con fibra óptica dentro de la TF, ejemplo TF 1-3/4” (izquierda) y TF 2-3/8” (derecha)

Aplicaciones en EL Ecuador La tecnología ACTive está disponible en Ecuador desde septiembre de 2014 y se ha utilizado en tres tipos de trabajo que se describen a continuación: Optimización de evaluación de producción Reto Evaluación de producción del pozo hasta estabilizar condiciones de fondo (PWF o presión de fondo fluyente, temperatura) y realizar cierre de pozo para establecer presión de yacimiento en tiempo real. Solución Intervención de pozo, utilizando TF con sistema ACTive para realizar: • Inducción con nitrógeno para estabilizar condiciones de fondo (PWF, temperatura). • Realizar cierre de producción en fondo, utilizando un empaque mecánico y monitoreo de prueba de incremento de presión (PBU o Pressure Build Up por sus siglas en inglés). • Evaluación de parámetros en tiempo real para la toma de decisiones oportunas en una sola corrida de CT. Resultados • La información en tiempo real se utilizó para optimizar la respuesta del yacimiento en cuanto a tiempo y recursos de evaluación. • Se ahorraron más de 36 horas de evaluación comparando con el método tradicional, con bomba hidráulica. Ejecución La operación consiste en bajar TF con fibra óptica y herramientas de fondo, provista de un empaque mecánico para tubería de 3 ½’’. P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

El caudal óptimo de inyección del nitrógeno se determina, mediante la lectura de la presión de fondo fluyente en tiempo real. Cuando los parámetros de producción y de fondo (PWF, temperatura) se estabilizan, alrededor de ocho horas (figura 2), se realiza el asentamiento del empaque mecánico para el cierre en fondo y monitoreo de la prueba PBU. Todos los parámetros de la prueba se adquieren en tiempo real, permitiendo una interpretación continua de los datos de yacimiento y una toma de decisiones rápidas; estas decisiones incluyen realización de una estimulación matricial y/o el diseño del equipo de bomba electro-sumergible. Período de estabilidad de flujo 1 000

4 000

250

3 500

225

3 000

200

2 500

175

800 700 600 500 400 300 200

Presión de fondom, psi

900

buida se pudo identificar un flujo cruzado por detrás del la tubería de completación, permitiendo elaborar un plan de remediación de cemento. • Se gastó el 70% menos de tiempo operativo en comparación con una operación convencional. • Se logró recuperar el 100% de la producción de crudo del pozo. Ejecución La operación consiste en bajar TF con fibra óptica y herramientas de fondo, llegar hasta el CIBP (Cast Iron Bridge Plug por sus siglas en inglés o tapón permanente al final de la tubería de producción) correlacionando con CCL, adquirir el gradiente geotérmico utilizando registro de temperatura distribuida durante tres horas. Luego se bombeó un volumen de 160 bbl de salmuera, se cerró el pozo y se adquirieron cuatro gradientes térmicos (adicional), con una

100 150

0 0

Caudal de nitrógeno scf/min

Horas

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

Temperatura de fondo, degF

Figura 2. Tiempo de estabilización y asentamiento del empaque

Registro de temperatura distribuida para identificar el origen anómalo de producción de agua Reto Durante una operación de evaluación con TF se observaron parámetros anormales de presión y temperatura, así como producción no esperada de agua cuya salinidad no correspondía a la zona de interés, requiriéndose identificar y entender el origen anormal del corte de agua. Solución Realizar un registro de temperatura distribuida del pozo para conocer el gradiente geotérmico, inyección de salmuera para determinar las variaciones de temperatura, a través de la zona de interés y detrás de la tubería de completación, identificando el origen de la producción de agua anómala, utilizando TF con sistema ACTive. Resultados • Mediante el registro de temperatura distriP G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

Figura 3. Perfiles de gradiente geotérmico 59

diferencia de tiempo de tres horas entre ellos, detectándose cambios de temperatura por debajo de los perforados evaluados. En la zona de interés perforada no se observó ningún cambio de temperatura, confirmando así que el flujo venía del yacimiento inferior (figura 3). Operación rigless de disparos y estimulación matricial Reto Realizar la operación rigless para disparar 65 ft de cañones en una nueva zona productiva, evaluar el yacimiento para determinar daño y efectuar estimulación matricial en una solo corrida de TF, optimizando el uso de taladro para la ejecución de trabajos de rehabilitación en otro pozo del mismo campo.

ACTive LA SOLUCION PARA TRABAJOS DE TF EN TIEMPO REAL El uso de nuevas tecnologías con tubería flexible, en especial cuando involucran datos de fondo en tiempo real, permiten a las operadoras tomar decisiones durante la ejecución de los trabajos, dando la posibilidad de optimizar los recursos empleados, eliminando las incertidumbres operativas y asegurando la consecución de los objetivos planeados.

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

Solución Intervención de pozo, utilizando TF con sistema ACTive para: • Armar y bajar cañones de 4.5 pulgadas con cabeza de disparo hidráulica. • Realizar correlación de profundidad con sensores de CCL y GR para colocar los cañones en la zona de interés. • Activar la cabeza de disparo, monitoreando la presión de fondo del sistema ACTive. • Confirmar la detonación de los cañones, observando cambios en presión y temperatura en la herramienta de fondo. • Liberación de los cañones en el pozo. • Evaluación de pozo y estimulación matricial en la misma corrida de los disparos. Resultados • Los disparos y la estimulación matricial fueron realizados con éxito. • Uso óptimo del taladro de reacondicionamiento, efectuando operación de rehabilitación simultánea en otro pozo. Ejecución La operación consiste en colocar la mesa de trabajo para realizar el armado y colgado de los cañones (figura 4), bajar hasta la profundidad de interés según el registro CCL y GR, realizar correlación de profundidad, una vez en profundidad deseada activar para detonar y soltar cañones, evaluar condiciones de yacimiento con registro de presión y temperatura en tiempo real y efectuar estimulación matricial de la nueva zona productiva; todo en la misma intervención del pozo. 60

Figura 4. Armado de cañones P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

La necesidad de simuladores en capacitación para los operadores de la industria petroquímica

DOWNSTREAM

Steven E. Kallós. Máster en Ingeniería Química de la Universidad McGill de Montreal Canadá. Tiene más de 30 años de experiencia en optimización, mejora de procesos y aplicaciones informáticas en las industrias de procesos. Es propietario y Presidente de ISLA Inc.

cuador ha identificado como prioridad nacional el desarrollo de la industria petroquímica. Como parte de esa iniciativa, SIMTRONICS participó en el Foro de la Industria y la Petroquímica 2015 realizada en la Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE, extensión Latacunga. En el evento desarrollado en julio se presentó a los estudiantes, profesores y directores, las herramientas de entrenamiento modernas, disponibles para ingenieros, tecnólogos y operadores. Los simuladores de entrenamiento del operador (OTS) tienen una historia larga y probada en la industria de procesos y en la preparación de operadores e ingenieros; para ejecutar procesos complejos petroquímicos en forma segura y rentable. La generación anterior de OTS fue hecha a medida y requerimientos de la planta, basados en principios de ingeniería básicos. Proyectos

Autor: Steven E. Kallós de 12 a 18 meses que requieren una importante inversión financiera, compromiso de ingeniería y participación del usuario final. Así como un tedioso mantenimiento a largo plazo para extender la vida útil del sistema. Nuevos procesos todavía requerirán de simuladores fabricados a medida. Pero, para entender bien las tecnologías petroquímicas, está disponible un mejor enfoque de OTS, basado en modelos de procesos dinámicos estándar con todas las características y ventajas. Los simuladores de entrenamiento estándar proporcionan un ambiente realista para los operadores, ingenieros, técnicos y estudiantes a situaciones reales de práctica, incluyendo arranques, paradas, problemas y respuestas de emergencia. Esta introducción presenta el caso para un OTS, basado en modelos estándar y adaptable (con entregas en semanas) y a una pequeña fracción de los costos de un simulador personalizado. MODELOS ESTÁNDAR

MODELOS PERSONALIZADOS

Proceso modelo fidelidad

Alta

Tiempo de entrega

Días-semanas

6-24 meses

Costo

Asequible

Significativo

Inversiones de ingeniería del cliente

Mínimo

Varios meses

Configuración - modificaciones modelo y escenario

Modelos personalizados de apoyo

Escenarios de entrenamiento – sofisticados y analíticos

Incluido

Extra

Tutoriales de equipo integrado

Incluido

Operador de campo interactivo 3D

Si– desarrollo de nuevos

Talvez y costosos

Evaluación de prácticas – “Rendimiento anotando la utilidad”

Ayudas de entrenamiento dinámico – libros, TEV y Simtec

Autoestudio y el ambiente de aprendizaje autodidacta

Aceptación por parte de instituciones académicas

Generalizada

Apoyo a programas de grado de la tecnología de petróleo

Requisitos de mantenimiento de ciclo de vida

Mínimo

Significativa

Conforme a estándares de la industria

OSHA, EPA, ISO, API...

Talvez

P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

2. Requisitos OTS La siguiente tabla resume las necesidades y expectativas de los usuarios. El modelo personalizado es comparado con el modelo estándar. Nótese que en pocas situaciones, el enfoque del modelo de proceso estándar de Simtronics DSS100 es la solución de elección. 3. Aceptación por la industria y las instituciones académicas Varias escuelas de tecnología de punta se estandarizaron en SIMTRONICS, como Del Mar College en Corpus Christi, TX y Alvin Community College, también en Texas. En todo el mundo, más de 150 instituciones educativas están utilizando el sistema de simulador dinámico de DSS100. DuPont, Offshore de Shell y Phillips 66 son algunos de los muchos líderes de la industria que gozan de los beneficios de nuestra tecnología. Nuestra tasa de órdenes nuevas son un testimonio de la satisfacción de nuestros clientes. 4. Operador de campo virtual interactivo 3-d (VFO) Permite al alumno comprender y visualizar el entorno operativo del mundo real. VFO amplía las oportunidades de formación al incluir funciones y responsabilidades del operador de campo. Los estudiantes pueden navegar a través de unidades virtuales, seguimiento de flujos y la localización de equipos. Para ello, utilizan indicadores locales y paneles en los que se observan condiciones de funcionamiento reales. Iniciar/ detener bombas, abrir y cerrar válvulas. El VFO está conectado al simulador a través de conexiones de red TCP/IP normales que P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

permite que el software corra en paralelo en el mismo equipo o, si lo desea, en equipos independientes. Los alumnos pueden navegar usando el teclado estándar y mouse o a través de un USB estándar, controlador del proceso. La funcionalidad incluye: • Marcha de la unidad a través de tutorial. • Ver los parámetros de operación (cuando están conectados al simulador) desde los paneles e indicadores locales. • Start/Stop equipos con interruptores locales. 5. Petroquímica, modelos específicos a. Serie instrumentación. b. Serie compresores. c. Serie reactores. d. Serie destilación. 6. Beneficios de usar el simulador dinámico de DSS-100 con gráficos 3D integrados a. Costos de formación reducida y reentrenamiento: construido en DSS-100 tutoriales. b. Enfoque de capacitación de bajo riesgo: facilitamos la aceptación del cliente, ofreciendo un previo sistema de evaluación antes de la compra. c. Autodirigido. Curva de aprendizaje: material didáctico adaptado a las necesidades de los aprendices, así tanto del estudiante como del operario experto. Rastrea el progreso de cada estudiante, por lo que los resultados de estudios pueden ser evaluados. d. Refuerza un proceso de pensamiento analítico, que servirá al alumno no sólo en los ejercicios específicos, sino en la solución de diversos problemas. e. Certifica profesionales calificados: El PSU 100 analiza el rendimiento de los alumnos contra un estándar de desempeño.

Foto. Simuladores de entrenamiento 63

DOWNSTREAM

1. La necesidad de OTS Jubilaciones masivas de operadores expertos, cuyos conocimientos deben incorporar procedimientos operativos estándar. Nuevos operadores necesitan ser entrenados, a veces desde las bases hacia arriba (es decir, bombas, válvulas, etc.) y la correspondiente certificación. Los operadores calificados necesitan refrescar su habilidad para manejar situaciones anormales y volver a aprender para evitar problemas potenciales. La planta necesita funcionar óptimamente. Por ello, las situaciones de emergencia deben prevenirse antes que se conviertan en un problema de seguridad y producción. Las herramientas que emplean tecnología de enseñanza moderna (Simuladores 3D) permite que los alumnos aprendan en un ambiente moderno, que incluye retroalimentación positiva para la eficiencia.

Perspectivas tangibles de la Industria Petroquímica Ecuatoriana (IPE)

DOWNSTREAM

Edmundo S. Brown. Fue Subgerente de Coordinación Empresarial de CEPE. Gerente de Petroindustrial de Petroecuador, Superintendente de Refinería Esmeraldas, Gerente de OECUAGAS. Graduado MBA en la Universidad de New Haven, CT. Estados Unidos. Graduado Ingeniero Químico de la EPN, Quito. Actualmente es Consultor en Refinación de Petróleo.

omo una colaboración dentro de la Expoconferencia Petroquímica 2015, organizada por la Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE y el Science Technology Institute de Houston de Texas, Estados Unidos, se exponen las perspectivas tangibles y reales que existen en el Ecuador y una guía para la ejecución de este proyecto integrado nacional, en la Industria Petroquímica Ecuatoriana (IPE). Desde luego este proyecto requiere la ejecución inmediata y de manera impostergable un estudio completo, que incluya su contribución al desarrollo estratégico nacional a largo plazo. Este resumen se circunscribe al estudio de todos los parámetros reales existentes en el país y para un proyecto de esta naturaleza, como consecuencia de la situación económica nacional, del mercado petrolero mundial para combustibles fósiles y la industria petroquímica. Modelo del sistema petroquímico ecuatoriano No se conoce todavía cual es el mejor modelo para el sistema ecuatoriano en cuestión, sin embargo se podría afirmar que hasta el momento este ha significado el resultado de la inacción gubernamental durante varias décadas, o de haber comprendido de forma incompleta o quizá equivocada las fuerzas políticas, económicas, financieras, tecnológicas y ambientales relacionadas con esta industria. El modelo del sistema debe enfocar e identificar a profundidad las oportunidades, fortalezas, amenazas y debilidades (FODA) y proveer una visión objetiva con metas sustentables para hacer una realidad esta industria. Un criterio sobre el uso eficiente de la materia prima disponible y de la estructura dominante actual en la industria mundial es importante, para ayudar a fijar los mejores criterios de rendimientos, productividad y precios de los productos intermedios y finales a largo plazo, y con ellos proponer los potenciales escenarios de ejecución y de ope-

Autor: Edmundo S. Brown ración en el largo plazo. De otra forma continuar por ejemplo con el impulso tentativo incluido en el proyecto de la Refinería del Pacífico para el benceno, xileno y propileno, o de la urea a partir del LNG del Campo Amistad, o de caucho sintético a partir de butadieno, o la línea de posibles plásticos de nylon, ABS y policarbonatos, o emprender la conocida política de sustitución de importaciones en el mercado actual, o quizá dar el apoyo y fortalecer a la producción nacional actual de unas 600 empresas que abastecen nuestro mercado y, posiblemente, con ellas también tratar de fomentar prioritariamente las exportaciones, significan algunas variables claves que hay que analizar seriamente para dar “luz verde” a este proyecto. Factores existentes de estrategia para la IPE A continuación se exponen, pero no limitados solo a ellos, tres factores básicos para la IPE: • Mercado nacional actual. • Materia prima básica disponible. • Decisión política, la Constitución y el Código Orgánico de la Producción vigente. a) Mercado nacional actual Tratándose del mercado nacional actual y de una posible estrategia de sustitución de importaciones en el Ecuador, el monto total trianual hasta el 2014 fue de $540 700 000, equivalentes a 363 mil toneladas anuales antes de la aplicación de las salvaguardias. En esta cantidad se incluye un 67% correspondiente a la fabricación de bolsas, botellas, tanques, garrafones, etc. De ellas el 16% tiene como objetivo la elaboración de material reciclado, que en todo caso sirve para compensar cualquier reducción en las importaciones de materia prima petroquímica. b) Materia prima básica disponible La disponibilidad en el Ecuador de una materia prima básica para esta industria significa, en primer lugar, la oportunidad de la producción P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

c) Decisión política, la Constitución y el Código Orgánico de la Producción vigente De acuerdo con la Constitución y Legislación vigentes, el Ecuador ofrece una de las menores cargas fiscales en Sudamérica reguladas por la vigencia del Código Orgánico de la Producción, Comercio e Inversiones y también por una serie de exoneraciones a impuestos y tasas aduaneras, cuando las empresas se instalen y operen según sus disposiciones. Esto representa un importante atractivo para su competitividad, al menos regional, y estar en posibilidad de garantizar la rentabilidad o una óptima utilidad. Todo este antecedente conduce a la necesidad de tener un estudio completo de mercado, de las oportunidades, fortalezas, amenazas y debilidades (FODA), y de marketing con estrategias empresariales probadas para la IPE. Estudio de visualización de la planta Después de la aprobación del Modelo del Sistema Petroquímico Ecuatoriano, que incluye la estrategia de mercado para el proyecto, la planificación se dirige a preparar de manera impostergable el Estudio de Visualización de las plantas necesarias con la mejor tecnología disponible mundialmente. La IPE es la apuesta productiva definida en el marco de la nueva matriz productiva, energética y ambiental para el desarrollo económico sustentable del Ecuador. Esta significa su encadenamiento en la producción petrolera y gasífera de nuestro país y la capacidad de asimilación del P G E P E T R ó L E O & G AS - D I C I E M B R E 2 0 1 5

mercado objetivo. Seguramente habrá que considerar el desarrollo tecnológico de los procesos y productos terminados, instalando los equipos y sistemas recomendados y obtener el capital o financiamiento adecuado oportunamente. Lo que produce el mejor resultado sin duda alguna es una combinación de la capacidad tecnológica local y la extranjera y su transferencia ordenada de conocimientos, no solo utilizar la experiencia de los profesionales que dirigen sino de un monitoreo de los avances y mejoras de los cambios probados y con éxito, que permiten superar los límites tecnológicos y cuellos de botella. Finalmente la estructura económica de las tecnologías como: costos, licencias y garantías, entre otros, son muy importantes para definir los rendimientos y producción, así como incentivos y penalidades para utilizar o adaptar tal o cual tecnología y con ello establecer los Estimados de Costo (Cost Estimate) de las inversiones en los proyectos. La factibilidad económica y financiera de la IPE complementa la etapa del Estudio de Visualización y con ello disminuir cualquier posible improvisación o error de un modelo equivocado en el largo plazo. Proyecto nacional IPE El Ecuador desea también impulsar la IPE con parámetros de uso de la mejor tecnología y equipos, así como de una sustentable viabilidad económica, luego de observar y analizar lo sucedido en otros países más o menos similares, como por ejemplo: Argentina, Corea del Sur, Colombia, México, entre otros, que asumieron posiblemente entusiastas políticas iniciales de desarrollo insuficientes, o tal vez muy cuidadosas, que diluyeron su crecimiento y agotaron el desarrollo en el mediano o largo plazo, para dejar a sus países estáticos, al “vaivén” de las transnacionales. Esta es la fase de definiciones del proyecto, que requiere también un mínimo capital semilla, que sea compartido entre los sectores más representativos de la economía nacional para llevar adelante esta planificación optima de la IPE. Con ello ingresamos al Estudio de Conceptualización, de Optimización de Casos y de la Ingeniería Básica de los proyectos (FEED). Aquí se definirán los siguientes asuntos: la mezcla de productos finales del mercado, las especificaciones de los productos finales y materias primas, los esquemas de procesos licenciados o sin ellas, las plantas y equipos, capacidades y rendimientos de productos, los sistemas de construcción e instalación más adecuados para culminar el 65

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de crudo ecuatoriano (Oriente y Pesado) en un volumen de 530 mil b/d, la operación de dos refinerías de petróleo tipo Topping con un total de 65 mil b/d y una refinería Hidroskimming con mediana conversión de 110 mil b/d. Estas requieren de una reconfiguración y reprogramación integrada para ofrecer la disponibilidad de las materias primas (petroquímicos básicos) necesarias tales como: aromáticos benceno, tolueno y xileno, u olefinas como etileno, propileno, etc. En segundo lugar la producción actual de 60 MMscfd de LNG en el Campo Amistad y el Bloque 3 del Golfo, con un posible potencial de incremento de producción en el mediano plazo, la certificación de las reservas probadas existentes, la expansión de su capacidad de transporte y licuefacción y la reprogramación de su capacidad como combustible para generación eléctrica nacional.

arranque y producción comercial según lo planificado, y, finalmente, los contratos o acuerdos internacionales de producción.

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Ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) Este es el procedimiento o el orden típico a seguir de un proyecto complejo, importante en la IPE, porque de esta manera los proyectos perduran muchos años. La última fase de ejecución, que es un preámbulo del comisionado y arranque satisfactorio de esta obra fundamental para el Ecuador es la fase de Ingeniería, Adquisiciones y Construcción (EPC). Debido a su alta complejidad es recomendable contratar un Consultor de la Gestión (PMC) correspondiente para obtener una terminación y operación programadas, quien tiene que garantizar la terminación mecánica según el plazo, las especificaciones del proyecto y la producción de acuerdo al contrato respectivo del proceso y unidades instaladas. La planificación de la fase de construcción y arranque de las plantas debe incluir de forma ineludible la volatilidad del mercado mundial petroquímico y el comportamiento cíclico de sus

ventas e ingresos, de manera que estas etapas coincidan con el inicio del ciclo ascendente de precios internacionales y no excedan ese período, para contribuir a obtener la rentabilidad deseada. Por otro lado, es también crítico conocer y definir los límites de operación económicos, los indicadores claves de desempeño (KPI) para obtener el efecto positivo que ellos dan al funcionamiento y sustentabilidad de la empresa. Con ello se puede resolver y promover la constitución del financiamiento privado, o de las compañías privadas, o el “Capitalismo de Estado” recomendado para la IPE y obtener los informes de “Due Diligence” indispensables, los permisos del Ministerio del Ambiente, o la adquisición del área ZEDE (Zona Especial de Desarrollo Económico) recomendable. Al comisionar la IPE aprobada, después de cuatro o cinco años aproximadamente se modificarán sustancialmente los siguientes factores de la economía nacional: la mezcla del mercado objetivo del Ecuador, el modelo de desarrollo industrial nacional, se incrementarán los ingresos y circulante, habrán más oportunidades de trabajo y por sobre todo dará inicio real el cambio de la matriz productiva ecuatoriana.

Foto. Planta Petroquímica de Polietileno 66

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