Revista PGE Petróleo & Gas Junio 2015 by AIHE Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador

No. 005- JUNIO 2015

IS SN 1 390 - 8 81 2

2 000 EJEMPLARES

YACIMIENTOS

Estimación estocástica de reservas usando simulación de reservorios, un caso de estudio

PERFORACIÓN

Sidetracks con AutoTrak G3 en el Campo Amistad, Costa Fuera Ecuador

PRODUCCIÓN

Evaluación de la composición del fluido de las formaciones mediante FLAIR

ECUADOR:

SEDE DE LACPEC 2015

La integraci贸n de iniciativas de producci贸n, perforaci贸n, gerencia integrada de yacimientos y liderazgo, potencian al campo Sacha en beneficio de todas y todos los ecuatorianos.

EDITORIAL

Más inversión privada en el sector petrolero El Ecuador produce alrededor de 550 mil barriles de petróleo por día. Para este año se proyectó un precio de $79,9 en promedio, pero se lo ha comercializado por debajo de los $40 por barril, por la drástica caída de los precios en el mercado internacional. Pese a ello, el Ecuador reporta una cifra histórica en inversiones para el sector hidrocarburífero, entre el período 2011 - 2014. Según el Ministro de Hidrocarburos, Pedro Merizalde, la inversión comprometida para este período fue de $1 304 millones, pero la inversión real fue $1 764 millones. Para este año, es de alrededor de $307 millones y hasta abril se ejecutó cerca del 30% de esa cifra. Asimismo, la empresa pública Petroamazonas EP reactivó la producción de los campos maduros con la inversión de ocho consorcios integrados por compañías internacionales y nacionales. El monto de inversiones planificado es de $680 millones, permitiendo generar una producción incremental de 99 645 barriles de petróleo por día. A este se suma el contrato de servicios específicos para el desarrollo de actividades de optimización en el Campo Armadillo, con la empresa Belorusneft. Las inversiones proyectadas para los siguientes tres años son de $145 millones, que ratifican el compromiso de las petroleras privadas, en la ejecución de sus programas de exploración y explotación de petróleo en el país. Este y otros temas de interés los abordamos en la quinta edición de la revista PGE Petróleo & Gas. ¡Bienvenidos! 4

CONTENIDO

SPE Latin American and

6 Caribbean Petroleum Engineering Conference (LACPEC 2015)

para definir unidades de 40 Método flujo en formaciones heterogéneas Sidetracks con AutoTrak G3 en

del petróleo: no se puede 10 Precios vivir de espaldas a la realidad

49 el Campo Amistad, Costa Fuera

15 Capacitación y eventos

torres de perforación 20 Reportes: y reacondicionamiento

Multibowl para cabezal 55 Sistema de pozo y su versatilidad

26 Estadísticas

Estimación estocástica de reservas,

30 usando simulación de reservorios: un caso de estudio en el Ecuador

Ecuador Pozo de largo alcance en el Ecuador

Evaluación de la composición del fluido de las formaciones mediante FLAIR en tiempo real

63 Multifracturamiento con jet hidráulico

REVISTA PGE PETRÓLEO & GAS

Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, Presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador; Ing. Italo Cedeño, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE); e Ing. 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: María Los Ángeles Cardona Diseño: Cinthya Cisneros Fotografía: Cortesía Baker Hughes Shutterstock Images Colaboradores de esta edición: Ing. Italo Cedeño, Dr. René G. Ortiz, Ing. Jorge Rosas, Ing. Paúl Barragán, Ing. Ángel Da Silva, Ing. José Leal, Ing. Óscar Morales, Ing. Diego Sandoval, Ing. Ney Mendoza, Ing. Cynthia Veloz, Ing. Henry Caridad, Ing. Miguel

Sánchez, Ing. Esteban Mora, Ing. Paola Delgado, Ing. Mauricio Herrera e Ing. Ricardo Jorquera. 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: 005 - junio 2015 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com

NUEVO DIRECTOR DE LA AIHE

Ing. Italo Cedeño

El 25 de mayo de 2015, Italo Cedeño asumió el cargo de Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) para el período 2015-2017. Cuenta con una amplia experiencia en el sector petrolero y ha desempeñado cargos como Vicepresidente de Petroecuador, Presidente de SPE Ecuador; y, actualmente, es el Presidente de LACPEC (Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference). La Revista PGE Petróleo & Gas lo felicita y le desea éxitos en sus funciones. Reemplaza al Ing. Ernesto Grijalva, quien ocupó el cargo entre julio de 2013 y marzo de 2015. Por su amplia trayectoria ejerció su cargo con éxito. Actualmente, se desempeña como Viceministro de Hidrocarburos.

Ing. Ernesto Grijalva

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS O

OPINIÓN

PUBLICITARIO

INFORMATIVO

ENTRETENIMIENTO F

FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURAL

DEPORTIVO

PROPAGANDA

GESTORES

SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference (LACPEC 2015) Autor: Italo Cedeño1

L 1 Italo Cedeño. Ingeniero de Petróleos por la Escuela Superior Politécnica del Litoral. Postgrados en LUZ y Harvard. Anteriormente, Gerente General de Petroproducción, asesor del Presidente Ejecutivo de Andes Petroleum y Presidente de SPE International Ecuador Section. Actual Director Ejecutivo de la AIHE.

a Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe (LACPEC, por sus siglas en Inglés) es el evento técnico más importante de la SPE en E&P para la región de América Latina y El Caribe. Está diseñada para responder las necesidades existentes, emergentes y futuras del sector de upstream de la industria del petróleo. El evento se desarrollará del 18 al 20 de noviembre de 2015, en Quito. El tema del programa multidisciplinario técnico es: “Gente, Planeta y Tecnología: Proporcionando Soluciones Inteligentes y Rentables en Ambientes de Negocios Desafiantes”. Este evento ofrece a los profesionales de E&P en todo el mundo la oportunidad de compartir soluciones a los desafíos de la industria, discutir las tecnologías de vanguardia, intercambiar conocimientos e introducir soluciones innovadoras a la región. Se realizarán aproximadamente 200 presentaciones técnicas y se espera la asistencia de más de 1 000 delegados.

La conferencia incluirá además actividades como el Petrobowl y artículos técnicos estudiantiles, talleres en Energy 4 Me y para jóvenes profesionales, reunión de capítulos estudiantiles de la región y cursos de capacitación. LACPEC es una ocasión ideal para mostrar los últimos Iogros técnicos de su compañía, sus más recientes productos y servicios. La exposición ante proveedores regionales de petróleo y gas, autoridades regionales de energía y ejecutivos internacionales le permitirá perfeccionar su estrategia y mejorar sus objetivos comerciales. LACPEC es también una oportunidad para promocionar a nuestro país, ubicándolo como un importante destino turístico pre y post evento. Existen tantos lugares fascinantes para visitar en el mundo, sin embargo, esta es la ocasión para poner al Ecuador en la cima de la lista. La SPE ha desarrollado un programa innovador que permitirá a las compañías participar en múltiples niveles y tener un alto grado de exposición ante la audiencia de la conferencia.

CATEGORÍAS TEMAS TÉCNICOS • Integration of Geoscience Technologies • Reservoir Characterization /Reservoir Description • Reservoir Management and Testing • Reservoir Planning • Deepwater Development • Well Construction and Well • Digital Oilfield • Emerging and New Technologies • EOR /IOR /Mature Fields • Flow Assurance/Production Chemistry

• Gas Technologies • Heavy Oil • HSE, Social Concerns & HR • Production and Facilities • Risk Analysis and Evaluation of Oil & Gas Developments • Water and CO2 Management • Naturally-Fractured Reservoirs • Petroleum Reserves & Resources Estimation • Regional Play Assessment - Latin America

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GESTORES

OPORTUNIDADES DE PATROCINIO Y PUBLICIDAD Con una variedad única de oportunidades promocionales, SPE le puede ayudar a diseñar el programa perfecto para que la experiencia de su compañía en la Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe sea fructífera. BENEFICIOS DE LOS PATROCINADORES: • Reconocimiento prominente del patrocinio en la señalización desplegada en la conferencia. • Reconocimiento en el programa preliminar de la conferencia. • Reconocimiento en el programa de la conferencia. • Reconocimiento en la página web de la conferencia, incluyendo el URL a la página web de la compañía patrocinadora. • Reconocimiento en las diapositivas en vista de PowerPoint entre las sesiones técnicas. BENEFICIOS AL EXHIBIR EN EL LACPEC: • Se forjan nuevas relaciones comerciales y se refuerzan las anteriores. • Se relaciona con dirigentes y funcionarios de la industria. • Se aseguran arreglos comerciales en persona. • Se generan más oportunidades de ventas.

ABSTRACTOS Y TRABAJOS TÉCNICOS SELECCIONADOS “PAPERS” PARA LACPEC 2015 Más de 800 abstractos de trabajos técnicos fueron enviados por profesionales de 36 países del mundo como: Argentina, Brasil, Canadá, China, Colombia, Ecuador, México, Perú, Estados Unidos, Venezuela, entre otros, para la Conferencia LACPEC, en noviembre de 2015, en Quito. De ellos, 174 fueron seleccionados para ser presentados durante la conferencia. Además, se escogieron 87 temas como alternativos, sumando un total de 261. El Ecuador participará con 69 trabajos técnicos y 16 como alternativos. Para la selección de los trabajos técnicos que serán presentados, la SPE designó un comité conformado por profesionales a nivel mundial, quienes evaluaron los abstractos de los trabajos según los siguientes factores: • Relevancia del tema para la industria. • Importancia del tema para la industria. • Información técnica que sea sólida. • El tema organizado y bien proyectado. • No comercial. La sección SPE Ecuador agradece a la comunidad local por generar propuestas técnicas de calidad que permitieron que Ecuador cuente con cerca del 40% del pódium del evento. Hubo un récord en el número de abstractos presentados.

ABSTRACTOS PRESENTADOS PARA LACPEC 2015 TÍTULO Deepwater Developments Count

CATEGORÍA 11

Digital Oilfield Count

Emerging and New Technologies Count

EOR/IOR/Mature Fields Count

104

Flow Assurance/Production Chemistry Count

Gas Technologies Count

Heavy Oil Count

HSE, Social Concerns & HR Count

Integration of Geoscience Technologies Count

Naturally-Fractured Reservoirs Count

Petroleum Reserves & Resources Estimation Count

Production and Facilities Count

Regional Play Assessment — Latin America Count

Reservoir Characterization/Reservoir Description Count

128

Reservoir Management and Testing Count

Reservoir Planning Count

Risk Analysis and Evaluation of Oil & Gas Developments Count

Water and CO2 Management Count

Well Construction and Well Stimulation Count

157

Total

822

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GESTORES ABSTRACTOS DE ECUADOR

ABSTRACTOS POR PAÍS PAÍS Alemania

Argentina

Australia

Austria

EMPRESA

EN LA PÁGINA WEB DE SPE

Agip

Andes-PetroOriental

APD Proyectos

Brasil

Baker Hughes

Brunei

Canadá

Consorcio Pegaso Puma Oriente

China

Consorcio Shushufindi (CSSFD)

Colombia

EP Petroecuador

Congo

Corea

Ecuador

229

Escuela Politécnica Nacional Escuela Politécnica del Litoral

10 5

Gente Oil

Grupo Synergy

Halliburton

Egipto

Francia

Holanda

India

Independientes

Indonesia

National Oilwell Varco

Irán

Pacifpetrol

Irlanda

Petroamazonas EP

Kuwait

Malasia

Petrobell

México

Repsol

Nigeria

Río Napo

Noruega

Schlumberger

Pakistán

Senescyt

Panamá

Perú

Secretaría de Hidrocarburos Ecuador

Portugal

Sertecpet

Rumania

Sufco Ecuador

Arabia Saudita

Tecna Ecuador

Trinidad y Tobago

Tecpetrol SA

Emirato Árabes Unidos

Texas A&M University

Reino Unido

Universidad Central del Ecuador

Válvulas del Pacífico

Weatherford

Estados Unidos

100

Uruguay

Venezuela

Total 8

CATEGORÍA

822

Total

229

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GESTORES

CATEGORÍA A NIVEL MUNDIAL – ABSTRACTOS CON MÁS DE CUATRO PUNTOS Deepwater Developments

Dgital OIL Fiel

EOR

Emerging and New Technologies

Flow Assurance / Production Chemistry

Gas Technologies

Heavy Oil

HSE, Socia Concerns & HR

Integration of Gesosciencie Techonologies

Naturally – Fractured Reservoirs

Petroleum reserves & Resources Estimation Production and Facilities

Regional Play Assessment – Latin America

Reservoir characterization / Reservoir Description

Reservoir Management and Testing

Risk Analysis and Evaluation of Oil

Water and CO2 Management

Well Construction and Well Stimulation

Total

151

CATEGORÍA ECUADOR – ABSTRACTOS CON MÁS DE CUATRO PUNTOS Emerging and New Technologies

Flow Assurance / Production Chemistry

Heavy Oil

HSE, Social Concerns & HR

Integration of Geosciencie Technologies

Production and Facilities

Regional Play Assessment – Latin America

Reservoir characterization / Reservoir Description

Reservoir Management and Testing

Risk Analysis and Evaluation of Oil

Water and CO2 Management

Well Construction and Well Stimulation

Total

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Precios del petróleo: no se puede vivir de espaldas a la realidad Autor: René G. Ortiz1

E 1 René G. Ortiz. Fue Secretario General de la OPEP, Ministro de Energía y Minas de Ecuador, Fundador y Presidente Ejecutivo de la AIHE. Actualmente, es un Consultor Internacional en Energía e Inversiones, Presidente del Directorio de ANDE, Miembro del Directorio de la Cámara de Comercio de Quito y del Instituto de las Américas, La Jolla, California.

l mundo de la industria del petróleo es casi, sin lugar a equívoco, el más científico, el más tecnológico, el más arriesgado, en el que más se invierte, el más capitalizado, el más institucionalizado, el más controlado, el más regulado y el menos apreciado. Es una inmensa gama de facetas industriales y comerciales que actúan integradas, separadas e independientes. Produce y maneja ingresos, dólares de los Estados Unidos de América, del orden de los trillones que se reinvierten, se redistribuyen, se capitalizan en centenares de conglomerados globales, continentales, regionales y locales. Están con sus productos de consumo en todas partes del mundo, utilizados como combustibles en la generación de electricidad, en el transporte aéreo, marítimo y terrestre; y, como petroquímicos en más de

600 mil derivados insertados en la vida diaria y cotidiana de cada ser humano. En este contexto, ahora sí, es pertinente señalar, con propiedad, que la caída de los precios del petróleo no era una sorpresa. Y también, es posible afirmar que “los precios bajos llegaron para quedarse”, respaldados exclusivamente en fundamentos de mercado. Es el mercado! Así es el mundo del petróleo. Las regiones más innovadoras del mundo se acaban de ganar un paquete de 900 billones de estímulo, está registrado en el reporte Bloomberg New Energy Finance. Ese es el efecto de los precios bajos del petróleo, y hay muchos más países ganadores en este mundo. A los perdedores -que son pocosse los conoce bien, son pocos. Uno de los perdedores es el Ecuador.

Inmensas ganancias y pérdidas con precios bajos del barril de petróleo Canada - $40 billion

Norway - $53 billion

Europe + 300 billion

Russian & C. Asia - $218 billion

Asia + 393 billion

USA + 180 billion

Latin America - $60 billion

North Africa - $62 billion

Sub-Sahara Africa - $89 billion

Middle East - $357 billion

Figura 1. Reporte Bloomberg New Energy Finance 10

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La intención de comenzar con un preámbulo tan potente es intentar respaldar el análisis de la caída de los precios del petróleo basado en tres grandes hechos: Primero. La gran declaración del proyecto “Independencia Energética” de los EEUU, fue en la administración del Presidente Richard Nixon, con motivo del embargo petrolero sufrido por los EEUU entre 1973 y 1974. La guerra árabe-israelí, conocida también como la guerra del Yom Kippur, dejó abierto el camino para que las compañías y corporaciones petroleras emprendieran en una inversión a largo plazo en ciencia, tecnología, producción y refinación. Ahora, es una realidad en los EEUU. “Energy Independence”, con una producción propia y creciente de petróleo y gas natural. Esto es lo que hace la libertad en todas sus dimensiones. Segundo. La gran transformación con la producción de petróleos no convencionales. El petróleo de esquistos provoca una reconfiguración del petróleo. Es ahora una realidad. Día a día, esta conquista científica, tecnológica y operativa, era informada y se hacía pública a través de los medios de comunicación generales y técnicos, grandes, medianos y pequeños. Unos la leyeron y no le creyeron. Algunos simplemente no le dieron importancia y la ignoraron; y otros ni siquiera se enteraron.

Tercero. Se esfuma el “factor geopolítico”. Los mercados de consumo de petróleo parecen no sentir aquella presión de la “inseguridad del suministro de petróleo”, que acostumbraba poner muy nerviosos a los actores, incluidos los oil traders, en los mercados futuros de los petróleos. El mundo del petróleo experimenta una relativa tranquilidad de abastecimientos de crudo, puesto que por el estrecho de Ormuz cruza diariamente un estimado de 17 millones de barriles por día hacia los mercados. Por el estrecho de Malaca, entre Indonesia y Malasia, navegan y pasan más de 15 millones de barriles diarios de petróleo hacia grandes consumidores asiáticos como China, Japón, Corea; y por el canal de Suez y el oleoducto paralelo al mismo -que une el mar Rojo con el mar Mediterráneo-, circulan alrededor de 3 millones de barriles de petróleo por día, incluidos un tercio del gas natural de la producción mundial y derivados de petróleo que se comercializan en embarcaciones pequeñas. Por tanto, más de un tercio de la producción mundial de crudo de los alrededores de esta singular geografía ha fluido sin interrupciones, a pesar de las tensiones internas en algunos países, las guerras civiles en unas naciones, las sangrientas revoluciones y apropiaciones territoriales. Se ha evaporado el fantasma de la “seguridad de suministro de petróleo”.

Proyección del cambio del consumo de energía: Países OFCD “flat”, países no - OECD crecen Population, income and energy growth Population

GDP

Billion 8

Primary energy

Trillion $2011 PPP

OECD Non - OECD

100

Billion toe

OECD Non - OECD

0 1990

2010

2030

Energy Outlook 2030

OECD Non - OECD

0 1990

2010

2030

1990

2010

2030 BP 2 013

Fuente: Tomada de BP PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

GESTORES En el marco de este panorama mundial de temas de energías -desde la primera crisis de la energía de 1973/1974-, en las grandes economías mundiales se gestaba gradualmente una política de eficiencia energética de consumo, apoyada con avances científicos y tecnológicos aplicables al transporte en general y a la generación eléctrica. Paralelamente, se implementaban políticas de sustitución energética del petróleo por las energías alternativas, incluidas energías renovables. La proyección del consumo a 2030 es una premisa clave para enterarse que el mundo ha cambiado y que es un cambio para siempre. En un análisis de mayor detalle se observa que la potencia económica y militar más grande del mundo, los EEUU, consume menos petróleo, produce más petróleo, e importa menos petróleo del mercado internacional. Esta es una realidad incontrastable.

Sin embargo, lo más destacable de esta combinación de “más y menos” es que en el mercado de los EEUU se ha producido un desplazamiento. La producción interna de los EEUU, además, ha estado desplazando a importaciones abundantes de Nigeria, Arabia Saudita, Venezuela y otros proveedores tradicionales, que se han visto forzados a colocar esos “barriles desplazados” en otros mercados, incluidos los asiáticos que registran ventas hasta con descuentos. La Administración de Información de Energía de los EEUU (EIA, por sus siglas en inglés), asimismo, registra que solamente en el año 2014, además de los 1.59 millones de barriles de hidrocarburos de la producción de los Estados Unidos, hay también producciones extras que aportan al aumento de la oferta, provenientes de Iraq con 330k; Canadá con 260k, Brasil con 250k, e Irán con 180k barriles por día.

EEUU cambia la trayectoria del consumo de petróleo: desde 2005 disminuye, medido en BTU (US - EIA) Recent US Oil Consumption 42

Quadrillion Btu

40 38 36 34 32

2010

2011

2009

2007

2008

2005

2006

2004

2002

2003

2001

1999

2000

1997

1998

1996

1995

1993

1994

1991

1992

1990

2014 - Producción de petróleo Los 5 principales aportadores para el crecimiento de oferta: EEUU, Iraq, Canadá, Brasil e Irán thousand barrels per day 1 800 1 600

1 590

1 400 1 200 1 000 800 600

330

400

260

250

Canadá

Brasil

200 0

Estados Unidos

Iraq

180

Irán

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GESTORES

En la Unión Europea (UE), el prodigio de la eficiencia y sustitución han generado y seguirán el mismo proceso con el aumento de los aportes del gas natural y energías renovables, como la eólica y solar fotovoltaica. Germany Oil Consumption (1991-2013) thousand barrels per day 3 000 2 900

2 800

Oil Consumption Year: 2003 2 662 3671 thousand barrels per day

2 700

2 600 2 500 2 400 2 300 1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

Oil Consumption

Igual fenómeno se repite en Japón. En la OPEP, las cosas cambiaron significativamente desde que los saudíes introdujeron la política del market share con la que también se han alineado las otras monarquías del Golfo Arábigo-Persa, como lo denominan las naciones ribereñas árabes. Para los saudíes, parecería inconcebible la repetición de la inútil pérdida de más de 7 millones de sus barriles de producción, en 1986, intentando detener el colapso de los precios del petróleo; mientras otros productores aprovechaban para aumentar sus producciones de crudo. La OPEP, en mi opinión, con un peso de más de un tercio de la producción mundial de petróleo, también ha cambiado y, para siempre, al dejar “que sean las fuerzas del mercado las que definan el precio del petróleo”. Pero, el detonante -que provoca el derrumbe de los precios del petróleo- se explica por un desbalance estructural de los fundamentos del mercado petróleo y esta vez al margen

de la inexistente influencia habitual del “factor geopolítico”, como se ha descrito antes. El hecho real es que, en efecto, existe una oferta abundantísima (una sobre-oferta de crudo en el mercado); una débil demanda en el mercado de consumo, con una decreciente tendencia del consumo de petróleo como ya se ha indicado antes, que proviene de una prolongada recesión en la UE y otros países de la OECD; y a la que hay que sumarle la desinflada económica de los países BRICS, a saber, Brasil, Rusia, India, China y Sudáfrica. En este contexto, la geografía energética cambia. Existen más y nuevas fuentes de energía. El petróleo pierde peso en la mezcla de consumo, gracias a la tecnología para la eficiencia en el consumo. El gas natural y las energías renovables ganan peso en la mezcla energética de consumo del mundo. Para el Ecuador, no hay otra fórmula que ver el problema con unos “ojos pragmáticos”. Una etapa de dos o tres años de precios bajos en sus presupuestos fiscales no puede ser considerado como “el fin del mundo”. Tampoco hay que precipitarse con decisiones que afecten aún más las economías de los contratos petroleros. Hay que tener en mente que los recortes presupuestarios a nivel de las compañías matrices mundiales, una vez más, se están registrando a diario y no se puede ni se debe ignorar que son una realidad y que los fondos asignados para las operaciones de sus filiales en el Ecuador no pueden, ni deben considerarse que pueden ser tratadas como una excepción. No. En mi opinión, esta también es la oportunidad de reafirmar una seguridad jurídica, respetando los contratos, como norma de relacionamiento que va más allá de la coyuntura y demostrar que en materia de relaciones gobierno-compañías, el Régimen también ha cambiado y para siempre.

REFERENCIAS • http://www.bloomberg.com/news/ articles/2015-04-15/cheap-oil-s-winnersand-losers-in-one-giant-map • http://www.bp.com/en/global/corporate/ about-bp/energy-economics/energy-outlook/outlook-to-2035.html • http://www.oecd.org/centrodemexico/ laocde/

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

• http://www.exteriores.gob.es/PORTAL/ ES/POLITICAEXTERIORCOOPERACION/ PAISESBRICS/Paginas/InicioBrics. aspx • http://www.iea.org/Textbase/npsum/ EU2014SUM.pdf

PUBLIRREPORTAJE

CAPACITACIÓN Y EVENTOS

Conferencia y exposición Offshore Brasil

Organiza: SPE Lugar: Macaé - Brasil Fecha: 23 - 26 de junio de 2015 Información: www.spe.org/training

Visita cruzada a taladros

Organiza: LADS Lugar: Colombia Fecha: 25 de junio de 2015 Información: administracion@ladscolombia.org

Workshop SPE Manejo de descarga de efluentes de petróleo y gas

Organiza: SPE Lugar: Puerto España - Trinidad y Tobago Fecha: 30 de junio - 1 de julio de 2015 Información: www.spe.org/training

Conferencia SPE Latinoamérica y el Caribe: Salud, seguridad, medio ambiente y sostenibilidad

Organiza: SPE Lugar: Bogotá, Colombia Fecha: 7 y 8 de junio de 2015 Información: www.spe.org/training

Percepción del riesgo

Organiza: LADS Lugar: Barranca, Perú Fecha: 22 y 23 de junio de 2015 Información: administracion@ladsecuador.org

Apertura del capítulo LADS Chile

Organiza: LADS GLOBAL Lugar: Punta Arenas - Chile Fecha: 1.º de julio de 2015 Información: administracion@ladscolombia.org

Workshop SPE: Perforación de presión controlada y control de pozos

Organiza: SPE Lugar: Río de Janeiro, Brasil Fecha: 18 - 20 de agosto de 2015 Información: www.spe.org/training

4to Workshop Coca - Night Demo 3M

Organiza: LADS Ecuador Lugar: Coca - Ecuador Fecha: 21 de agosto de 2015 Información: administracion@ladsecuador.org

Workshop SPE Manejo del Agua para Petróleo y Gas: Mejores prácticas y nuevas tecnologías

Organiza: SPE Lugar: Lima, Perú Fecha: 3 y 4 de septiembre de 2015 Información: www.spe.org/training

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

CAPACITACIÓN Y EVENTOS

Curso de alturas 3M

Organiza: LADS Ecuador Lugar: Coca - Ecuador Fecha: 22 - 24 de septiembre de 2015 Información: administracion@ladsecuador.org

Percepción del riesgo

Organiza: LADS Lugar: Villao - Colombia Fecha: 23 y 24 de septiembre de 2015 Información: administracion@ladscolombia.org

Workshop SPE Revitalización de campos maduros

Organiza: SPE Lugar: Puerto Madryn, Argentina Fecha: 1 y 2 de octubre de 2015 Información: www.spe.org/training

Foros SPE IOR/EOR

Organiza: SPE Lugar: Cancún - México Fecha: 20 - 24 de octubre de 2015 Información: www.spe.org/training

Curso de validación de EPP 3M

Organiza: LADS Ecuador Lugar: Quito - Ecuador Fecha: 23 de octubre de 2015 Información:administracion@ladsecuador.org

OTC Brasil

Organiza: SPE Lugar: Río de Janeiro - Brasil Fecha: 27 - 29 de octubre de 2015 Información: www.spe.org/training

Visita cruzada a taladros

Organiza: LADS Lugar: Colombia Fecha: 29 de octubre de 2015 Información: administracion@ladscolombia.org

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

Organiza: SPE Ecuador Lugar: Quito - Ecuador Fecha: 18 - 20 de noviembre de 2015 Información: www.spe.org/training

Percepción del riesgo

Organiza: LADS Lugar: Yopal - Colombia Fecha: 19 y 20 de noviembre de 2015 Información: administracion@ladscolombia.org

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

Cronograma de actividades Lunes 16

08:00 – 17:00 Cursos de capacitación

Martes 17

08:00 – 17:00 Cursos de capacitación 08:30 – 17:00 Concurso estudiantil de artículos técnicos

Miércoles 18

08:30 – 09:30 Sesión de apertura 09:30 – 17:00 Exposición 10:00 – 12:30 Sesión plenaria 1 14:00 – 17:30 Sesiones técnicas 17:30 – 19:00 Recepción Networking

Jueves 19

08:30 – 12:00 Mesa redonda 08:30 – 12:00 Sesión técnica - Integration of Geoscience T. 08:30 – 12:30 Taller jóvenes profesionales 08:30 – 12:00 Sesión técnica - Heavy Oil - I 10:00 – 18:00 Exposición 13:30 – 17:00 Sesiones técnicas

Viernes 20

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

08:30 – 12:00 Mesa redonda 08:30 – 14:00 Taller Energy 4 Me 08:30 – 12:00 Sesión técnica - Emerging and New Technologies 10:00 – 16:00 Exposición 13:30 – 17:00 Sesión técnica - Digital Oil Field 13:30 – 17:00 Reunión Capítulos Estudiantiles 13:30 – 17:00 Sesiones técnicas 13:30 – 17:00 Sesión ePosters 17:00 – 18:00 Sesión de clausura 17

CAPACITACIÓN

Sexto Workshop de LADS en Quito Autor: Paul Barragán Chang1

P 1 Paul Barragán. Ingeniero de Petróleos de la Escuela Superior Politécnica del Litoral, Guayaquil, Ecuador. Inició su carrera en Schlumberger en 1996 en los servicios de cementación y estimulación matricial. En 2003 trabajó en Baker Hughes desempeñándose en el servicio de brocas de perforación, Business Development Manager y Account Manager. Actual Presidente de LADS.

or el Día de la Seguridad y Salud en el trabajo, el 29 de mayo se desarrolló el sexto workshop: “La seguridad y la salud en tiempos de crisis”. Martha Vides, economista (Coordinadora de Hidrocarburos de la Olade), expuso sobre los “retos frente a la caída de los precios del petróleo”, poniendo en contexto la realidad actual de la industria hidrocarburífera. Para Vides, los principales factores que afectan el precio del petróleo son: 1.- La evolución del petróleo no-convencional (shale-oil) en los Estados Unidos. 2.- Las decisiones de Arabia Saudita y Kuwait de mantener/incrementar su producción. 3.- La entrada de la producción de Libia e Irán al mercado es un factor que debe considerarse en el análisis. Pierce Riemer fue uno de los enunciados citados al cierre de su disertación, quien señaló: “El mundo no se está quedando sin petróleo, pero se quedará sin capacidad de producción si no existe la inversión suficiente”. Jorge Rosas, ingeniero, funcionario de Repsol, compartió la evolución de la actividad de taladros de perforación así como de reacondicionamiento en el Ecuador, la relación directa entre el precio del WTI y la fuerza laboral. De la muestra tomada de compañías de taladros se desprende que existe una disminución del 21,1% de la fuerza laboral (abril de 2014 vs. abril de 2015). Esto contrasta con respecto a la muestra de la variación de mano de obra del 75% de las empresas de servicios, que mostraron una disminución del 20,8% (abril de 2014 vs. abril de 2015). Los nuevos enfoques en la gestión de seguridad y la percepción de riesgos, fueron demostrado por David Naranjo, ingeniero (Helmerich & Payne), al resaltar los fundamentos del sistema de gestión que sirven para mantener alta efectividad. Actualmente, se reducen recursos (por la coyuntura de precios de crudo) y se plantea la inquietud: ¿es la dirección correcta a seguir? Toda la gestión de la prevención de riesgos nace de la gestión efectiva del talento humano. El manejo de crisis, la relación entre los di-

ferentes tipos de riesgos, el procedimiento de análisis y evaluación, así como experiencias logradas fueron el enfoque de la presentación “Perspectivas de EHS-CA en diferentes tipos de crisis”, mostrada por Mauricio Ávila, ingeniero (Andes Petroleum). John Cabrera (PASON) habló sobre el control avanzado de pozos, para identificar con suficiente antelación eventos graves durante la perforación, como son los pateos ( kick-off ) y las pérdidas de circulación. La solución implementada fue la supervisión de los datos críticos en tiempo real, permitiendo una detección temprana de eventos costosos y peligrosos. La implementación de estos sistemas da como resultado la construcción segura y eficiente de pozos complejos en aplicaciones difíciles. Gina Valdivieso, experta en el área, realizó su intervención basada en los “factores internos y externos que influyen en el individuo, generándole riesgo psicosocial y cambios en su conducta”. Para ella, los factores propios del individuo como el autoestima, el manejo de las relaciones interpersonales, el manejo del estrés y, fundamentalmente, los factores familiares son los que afectan la cotidianeidad del individuo. Además, traen como consecuencia enfermedades psicosociales como el mobbing, burn-out, workaholic, depresión, estrés, entre otras, por lo cual los cambios conductuales pueden ser canalizados por todos los involucrados en el sistema.

Directiva de LADS. De izquierda a derecha: Paul Barragán Chang, Presidente; Santiago Aguirre, Vicepresidente; Myriam Quintana, Secretaria y Jorge Rosas, Administrador PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

REPORTES

Torres de perforación en el Ecuador Junio 1, 2015 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

TAPIR NORTE B19

CCDC

CCDC37

ZJ70DB (2000 HP)

DRILLING

ANDES PETROLEUM

ALICE WEST 8

HILONG

ZJ70D 2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

ENAP SIPEC

PARAISO 25

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1220

MOBILIZING RIG

PETROAMAZONAS EP

PAKA NORTE A16H ST1

CCDC

CCDC036

BAOJI 2000 HP

DRILLING

PETROAMAZONAS EP

TAPI B12

CCDC

CCDC38

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

RUNNING 7" LINER

PETROAMAZONAS EP

CUYABENO G054

CCDC

CCDC39

1600 HP

RIG MOVE

PETROAMAZONAS EP

AUCA M143

CCDC

CCDC066

2000 HP

DRILLING

PETROAMAZONAS EP

ACAL 137

CCDC

CCDC68

2000 HP

DRILLING

PETROAMAZONAS EP

ACSD 001I

CCDC

CCDC69

2000 HP

COMPLETION

PETROAMAZONAS EP

PYMG-027

HILONG

2000 HP

WAIT ON CEMENT 7" LINER

PETROAMAZONAS EP

NENKE B002

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

MOBILIZING RIG

PETROAMAZONAS EP

COCA K049

SINOPEC

119

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

PETROAMAZONAS EP

OSO H126

SINOPEC

127

2000 HP

TESTING

PETROAMAZONAS EP

ACAF 163

SINOPEC

128

OILWELL 840

RUNNING 9 5/8" CASING

PETROAMAZONAS EP

ACAC 162

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

SKIDDING

PETROAMAZONAS EP

DRRCO49

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

RIG DOWN

PETROAMAZONAS EP

OSO I144

SINOPEC

191

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

PETROAMAZONAS EP

OSO G102

SINOPEC

220

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

PETROAMAZONAS EP1

SSF-153D

HILONG

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI 256D

HELMERICH & PAYNE

176

2000 HP / LEE C. MOORE

COMPLETION

PETROAMAZONAS EP2

PLAN 057

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

DRILLING

PETROAMAZONAS EP3

EDYT 184

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

RIG MOVE

REPSOL ECUADOR

WATI 5

PETREX

5899

2000 HP

DEMOBILZING RIG TO PETREX BASE (EL PROYECTO)

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 487D

CCDC

CCDC028

2000 HP

COMPLETION & TESTING

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 412H

PDVSA

PDV-79

ZJ70DB 2000 HP

DRILLING

1. Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 2. Para proveer servicios en esta área, IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 3. Para proveer servicios en esta área, Consorcio KAMANA firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

REPORTES

Torres de reacondicionamiento en el Ecuador Junio 1, 2015 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR

VILANO B10

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

ENAP SIPEC

PARAISO 01

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

PETROAMAZONAS EP

AUCA 176

CCDC

650 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

EDYA-106

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

YNEA 30

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

AUCA 123

NABORS DRILLING SERVICES

813

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O.

PETROAMAZONAS EP

OSO G 08652

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

W.O.

PETROAMAZONAS EP

INDILLANA A015

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

W.O.

PETROAMAZONAS EP

PACAYACU 004

TRIBOILGAS

COOPER 550

W.O.

PETROAMAZONAS EP

DRAGO NORTE D051

TRIBOILGAS

COOPER 550DD

W.O.

PETROAMAZONAS EP

VHRB 019

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

PARAHUACU A024

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

PARAHUACU 009

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SHUSHUFINDI 97

TRIBOILGAS

105

550 DD

W.O.

PETROAMAZONAS EP

TIPISHCA A011

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI 11

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POr DYGOIL)

SSFD01

KING SERVICES 750HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI 151D

DYGOIL

CAMERON 600

W.O.

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI 212-D

KEY ENERGY

80051

NOV 550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP1

SHUSHUFINDI 160-D

KEY ENERGY

80057

LOADCRAFT 550 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SHUSHUFINDI 81

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

PETROAMAZONAS EP

SECOYA 32

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

PETROAMAZONAS EP

EY 135K

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 4B

W.O.

PETROAMAZONAS EP

EDYK 126

SINOPEC

905

750 HP

W.O.

PETROAMAZONAS EP

LGAE 013

GEOPETSA

LTO-550-VIN-26606

W.O.

PETROAMAZONAS EP

LGAE 024

GEOPETSA

ZPEC 650

W.O.

GENTE OIL

SINGUE B3

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

W.O.

ORION

OCANO 2

TUSCANY DRILLING

108

650 HP HELI PORTABLE RIG

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 263D

DYGOIL

FRANKS 600

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 127

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 115

CCDC

650 HP

W.O.

REPSOL

CAPIRON A8

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

1. Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 2. Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 3. Para proveer servicios en esta área, Consorcio KAMANA firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 4. Para proveer servicios en esta área, Consorcio IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) Fuente:Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

REPORTES

Torres de perforación disponibles CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

CCDC

CCDC025

2000 HP

FANNY PAD (ANDES PETROLEUM AREA)

HELMERICH & PAYNE

117

MID CONTINENTAL U1220EB

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

121

IDECO E1700

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

132

OILWELL 840

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

190

2000 HP

COCA BASE

HILONG

ZJ70DB VFD 2000 HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

SHUSHUFINDI BASE

PDVSA

CPV-16

CONTINENTAL EMSCO 2000 HP

PDVSA

CPV-23

CONTINENTAL EMSCO 1500 HP

PETREX

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

AGIP CPF STDBY

PETREX

2000 HP

SECOYA OESTE

SINOPEC

129

70B

OSO A PAD

SINOPEC

183

2000 HP

LIMONCOCHA PAD

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1 PAD

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

248

2000 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

COCA BASE

COCA BASE, PREPARRING TO MOBILIZE TO VENEZUELA COCA BASE, PREPARRING TO MOBILIZE TO VENEZUELA

Torres de reacondicionamiento disponibles AGIP OIL ECUADOR

CONTRATISTA AOE 1

TALADRO

TIPO DE EQUIPO OIME 750SL

STACKED STBY. VILLANO "A"

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

KEY ENERGY

89001

MUSTANG, 250 HP VARILLERO

COCA BASE

KEY ENERGY

80055

LOADCRAFT 550 HP

COCA BASE

ESPINEL & ASOCIADOS

EA 12

XJ 650

COCA BASE

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

COCA BASE

GEOPETSA

COOPER LTO 550

COCA BASE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE

GEOPETSA

UPET 550 HP

COCA BASE

HILONG

HL-3

XJ 650

DORINE 1 PAD (ANDES PETROLEUM FIELD)

NABORS

814

IRI 1287W / FRANKS 500

SHUSHUFINDI BASE

PETROTECH

550 HP

COCA BASE

SAXON ENERGY SERVICES

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES

WILSON 42B

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

904

750 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

907

XJ 550

COCA BASE

SINOPEC

932

XJ 650

LIMONCOCHA

TRIBOILGAS

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

WILSON 42 B

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

103

550 HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS PETROAMAZONAS EP (BLOQUE 1)

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

WILSON 42 B DD

PENINSULA STA. ELENA

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

REPORTES

Torres de perforación en el mundo 2015

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Enero

351

128

132

415

232

1258

368

1683

3309

Febrero

355

133

132

415

240

1275

363

1348

2986

Marzo

351

135

125

407

233

1251

196

1110

2557

Abril

325

119

120

410

228

1202

976

2268

Mayo

327

116

100

398

217

1158

889

2127

Avg.

342

126

122

409

230

1229

219

1201

2649

2014

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Enero

401

126

139

403

256

1325

504

1769

3598

Febrero

400

132

154

396

259

1341

626

1769

3736

Marzo

406

148

132

401

258

1345

449

1803

3597

Abril

403

151

136

407

252

1349

204

1835

3388

Mayo

404

149

140

414

243

1350

162

1859

3371

Junio

398

147

123

425

251

1344

240

1861

3445

Julio

407

153

137

432

253

1382

350

1876

3608

Agosto

410

143

125

406

255

1339

399

1904

3642

Septiembre

402

148

117

396

260

1323

406

1930

3659

Octubre

393

148

125

390

252

1308

424

1925

3657

Noviembre

375

149

142

403

255

1324

421

1925

3670

Diciembre

369

148

138

403

255

1313

375

1882

3570

Avg.

397

145

134

406

254

1337

380

1862

3578

2013

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Enero

414

134

115

379

237

1279

503

1757

3539

Febrero

427

135

113

350

250

1275

642

1762

3679

Marzo

437

133

115

336

247

1268

464

1756

3488

Abril

429

136

125

354

257

1301

153

1755

3209

Mayo

424

124

362

249

1283

128

1767

3178

Junio

423

138

133

389

250

1333

183

1761

3277 3362

Julio

418

139

128

379

241

1305

291

1766

Agosto

399

143

125

362

238

1267

368

1781

3416

Septiembre

404

139

119

379

243

1284

387

1760

3431

Octubre

420

136

131

383

245

1315

378

1744

3437

Noviembre

411

137

135

388

240

1311

385

1756

3452

Diciembre

417

126

138

405

249

1335

372

1771

3478

Avg.

419

135

125

372

246

1296

355

1761

3412

2012

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Enero

420

108

311

254

1171

577

2003

3751

Febrero

439

120

311

253

1204

706

1990

3900

Marzo

438

109

312

244

1192

492

1979

3663

Abril

423

118

312

245

1178

158

1962

3298

Mayo

457

118

318

249

1225

133

1977

3335

Junio

435

115

106

400

229

1285

227

1972

3484

Julio

415

110

105

401

233

1264

307

1945

3516

Agosto

417

118

111

388

227

1261

316

1913

3490

Septiembre

411

124

108

381

230

1254

355

1859

3468

Octubre

412

124

104

377

242

1259

365

1834

3458

Noviembre

398

127

102

394

246

1267

385

1809

3461

Diciembre

414

136

102

363

238

1253

353

1784

3390

Avg.

423

119

356

241

1234

365

1919

3518

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count May 2015 PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

REPORTES

Torres de perforación en el mundo 2011

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Enero

403

117

269

286

1161

564

1711

3436

Febrero

412

118

292

273

1189

629

1718

3536

Marzo

415

118

288

261

1147

567

1720

3434

Abril

402

112

289

254

1129

184

1790

3103

Mayo

410

110

294

255

1151

143

1836

3130

Junio

438

113

290

244

1158

236

1863

3257

Julio

438

120

287

244

1150

347

1900

3397

Agosto

441

128

287

252

1183

473

1957

3613

Septiembre

432

120

292

252

1174

510

1978

3662

Octubre

438

122

297

259

1197

508

2017

3722

Noviembre

422

122

308

247

1185

487

2011

3683

Diciembre

438

112

304

247

1180

429

2003

3612

Avg.

424

118

291

256

1167

423

1875

3465

2010

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Enero

374

260

253

1047

459

1267

2773

Febrero

382

258

259

1068

564

1350

2982

Marzo

378

261

259

1074

386

1419

2879

Abril

370

103

254

262

1074

123

1479

2676

Mayo

395

254

268

1090

147

1513

2750

Junio

388

259

271

1099

229

1531

2859

Julio

387

273

272

1109

350

1573

3032

Agosto

388

271

275

1102

387

1638

3127

Septiembre

381

276

281

1120

347

1655

3122

Octubre

377

270

274

1099

398

1668

3165

Noviembre

393

100

274

276

1130

420

1683

3233

Diciembre

385

105

267

282

1118

398

1711

3227

Avg.

383

265

269

1094

351

1541

2985

2009

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Enero

381

274

238

1044

377

1553

2974

Febrero

374

264

242

1020

413

1320

2753

Marzo

358

262

236

1012

196

1105

2313

Abril

349

253

236

986

995

2055

Mayo

357

253

239

993

918

1983

Junio

343

247

236

967

125

895

1987

Julio

351

249

244

974

175

931

2080

Agosto

344

234

233

947

178

980

2105

Septiembre

355

245

246

986

208

1009

2203

Octubre

351

239

247

983

244

1044

2271

Noviembre

361

253

257

1025

277

1107

2409

Diciembre

353

251

266

1024

313

1172

2509

Avg.

356

252

243

997

221

1086

2304

2008

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL 3296

Enero

365

275

252

1053

494

1749

Febrero

373

272

248

1032

620

1765

3417

Marzo

380

100

269

235

1054

408

1797

3259 3009

Abril

380

279

249

1074

106

1829

Mayo

367

101

278

263

1075

135

1863

3073

Junio

398

277

265

1102

266

1901

3269

Julio

379

107

280

263

1092

412

1932

3436

Agosto

382

289

257

1087

449

1987

3523

Septiembre

398

291

252

1108

435

2014

3557

Octubre

403

101

288

244

1096

446

1976

3518

Noviembre

397

107

280

253

1096

417

1935

3448

Diciembre

389

101

279

242

1078

361

1782

3221

Avg.

384

280

252

1079

379

1878

3336

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count May 2015

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO (1972-2015) (MILLONES DE BARRILES DE PETRÓLEO - ANUAL) PRODUCCIÓN EMPRESAS PÚBLICAS

Fuente: Banco Central del Ecuador. *Las cifras del 2015 corresponden al período Enero - Abril

PRODUC. CÍAS. PRIVADAS

TOTAL PRODUC. NACIONAL

AÑOS

EP PETROECUADOR

PETROAMAZONAS EP

OPERADORA RÍO NAPO

TOTAL MBPA

COMPAÑÍAS PRIVADAS

TOTAL

1972

28,6

1973

76,2

1974

64,6

1975

58,8

1976

68,4

1977

67,0

1978

72,8

0,8

73,6

1979

78,1

1,2

79,3

1980

73,3

1,5

74,8

1981

75,4

1,4

76,8

1982

76,4

1,2

77,7

1983

85,0

1,4

86,3

1984

93,4

1,5

94,9

1985

100,8

1,6

102,4

1986

103,7

1,8

105,6

1987

62,5

1,3

63,8

1988

108,1

2,4

110,5

1989

99,6

2,2

101,8

1990

102,6

1,9

104,4

1991

106,6

2,2

108,7

1992

114,6

2,6

117,2

1993

117,6

7,8

125,4

1994

119,7

18,4

138,1

1995

113,6

27,5

141,2

1996

112,2

28,3

140,5

1997

106,7

35,0

141,7

1998

101,4

35,7

137,1

1999

87,7

46,8

134,5

2000

85,9

60,3

146,2

2001

84,9

62,6

147,5

2002

82,6

60,3

143,0

2003

76,0

77,6

153,5

2004

73,3

119,2

192,5

2005

72,1

122,0

194,2

2006

68,6

22,3

90,9

105,0

195,9

2007

62,2

32,2

94,3

92,3

186,7

2008

62,4

34,7

97,1

87,6

184,8

2009

63,6

36,2

3,0

102,8

74,9

177,6

2010

49,6

42,2

18,5

110,3

67,1

177,4

2011

55,3

57,2

18,1

130,6

52,0

182,6

2012

58,3

54,3

21,1

133,7

50,7

184,3

2013

119,2

25,7

144,9

47,2

192,1

2014

131,8

26,2

158,0

45,1

203,1

2015

42,2

8,9

51,3

15,1

66,3

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO ECUATORIANOS (1972-2015) CRUDO ORIENTE AÑOS

VALOR UNITARIO DÓLARES/BARRIL

1972 1973

CRUDO NAPO

API PROMEDIO

VALOR UNITARIO DÓLARES/BARRIL

API PROMEDIO

2,50

29,10

4,20

29,90

1974

13,70

30,10

1975

11,50

30,40

1976

11,50

30,30

1977

13,00

29,10

1978

12,50

30,00

1979

23,50

29,80

1980

35,26

29,80

1981

34,48

29,40

1982

32,84

29,40

1983

28,08

29,40

1984

27,46

29,20

1985

25,90

29,60

1986

12,70

29,80

1987

16,35

29,50

1988

12,50

29,10

1989

16,22

28,90

1990

20,32

28,80

1991

16,16

28,70

1992

16,89

28,70

1993

14,42

28,40

1994

13,68

27,80

1995

14,83

27,00

1996

18,04

26,10

1997

15,51

25,20

1998

9,15

25,20

1999

15,12

24,60

2000

24,92

24,20

2001

18,99

23,90

2002

22,06

23,90

2003

26,26

24,20

2004

32,17

24,10

2005

42,84

23,80

2006

51,84

23,50

48,56

2007

62,27

24,30

56,34

19,00

2008

83,96

24,30

82,04

18,20

2009

54,34

23,40

50,87

18,70

2010

72,97

23,70

69,56

19,30

2011

98,92

23,90

95,11

19,30

2012

99,49

24,00

96,44

19,50

2013

97,36

24,80

92,91

19,70

2014

86,62

24,70

82,15

20,20

2015

47,02

25,30

41,67

20,55

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

Fuente: EP Petroecuador. *Las cifras del 2015 corresponden al promedio Enero - Abril

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO WTI Y BRENT (1976-2015)

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014 y EIA Energy Information Administration. *Las cifras del 2015 corresponden al período Enero - Abril

BRENT

WEST TEXAS INTERMEDIATE

US DÓLARES POR BARRIL

$/BBL

1976

12,80

12,23

1977

13,92

14,22

1978

14,02

14,55 25,08

1979

31,61

1980

36,83

37,96

1981

35,93

36,08

1982

32,97

33,65

1983

29,55

30,30

1984

28,78

29,39

1985

27,56

27,98

1986

14,43

15,10

1987

18,44

19,18

1988

14,92

15,97

1989

18,23

19,68

1990

23,73

24,50

1991

20,00

21,54

1992

19,32

20,57

1993

16,97

18,45

1994

15,82

17,21

1995

17,02

18,42

1996

20,67

22,16

1997

19,09

20,61

1998

12,72

14,39

1999

17,97

19,31

2000

28,50

30,37

2001

24,44

25,93

2002

25,02

26,16

2003

28,83

31,07

2004

38,27

41,49

2005

54.52

56,59

2006

65.14

66,02

2007

72,39

72,20

2008

97,26

100,06

2009

61,67

61,92

2010

79,50

79,45

2011

111,26

95,04

2012

111,67

94,13

2013

108,66

97,99

2014

99,02

93,26

2015

55,32

50,02

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

ÁREA TÉCNICA

YACIMIENTOS

Estimación estocástica de reservas, usando simulación de reservorios: un caso de estudio en el Ecuador Autor: Ing. Ángel Da Silva

E 1 Ángel Da Silva. Ingeniero de Petróleo de la Universidad Central de Venezuela, Máster en Dirección y Administración de Empresas por el ITEAP y Máster en Banca, Mercados Financieros y Gestión de Patrimonios por la Universidad de Barcelona – OBS. Consultor de Halliburton, especialista en Simulación Numérica de Reservorios.

n reservorios poco desarrollados, o con insuficiente información disponible para su caracterización, estimar las reservas usando métodos determinísticos puede generar errores. En este tipo de reservorios existen muchos parámetros que afectan el comportamiento de la producción y se encuentran asociados con un alto grado de incertidumbre. Para disminuir los errores en la estimación de las reservas de ellos, es necesario usar métodos estocásticos, que nos permitan incorporar en nuestras estimaciones la incertidumbre asociada a los parámetros que definen al reservorio. La utilización de métodos estocásticos de predicción basados en la simulación de reservorios requiere realizar una gran cantidad de corridas, que muchas veces no son posibles de realizar en la práctica, debido a que implican la utilización de gran cantidad de tiempo y recursos. El objetivo del presente estudio es presentar una metodología que permita estimar de forma estocástica las reservas de un reservorio con poca información, utilizando simulación de reservorios, análisis de incertidumbre y diseño de experimentos. Al incluir el diseño de experimentos en la metodología buscamos minimizar el número de casos que necesitan ser simulados, para hacer de esta una metodología viable en la práctica. Palabras clave: incertidumbre, simulación de reservorios, diseño de experimentos, estimación de reservas. INTRODUCCIÓN El modelaje estático y dinámico de un reservorio es un proceso complejo, en el cual es necesario invertir una gran cantidad de tiempo y recursos. Por esta razón, muchas veces el proceso de cuantificación de reservas de un reservorio es realizado utilizando otros métodos de estimación, como por ejemplo las curvas de declinación

de producción. Aunque el uso de curvas de declinación es una forma rápida para estimar las reservas de un reservorio, estas presentan grandes deficiencias debido a la dificultad que tienen para modelar los diversos mecanismos de producción que originan la producción de fluidos del reservorio. En la última década, los modelos de simulación de reservorios se han convertido en herramientas estándar en la industria petrolera para la estimación de reservas y el diseño de planes de explotación. A medida que aumenta el nivel de complejidad del reservorio o de los procesos de recuperación a los que este se encuentra sometido, se vuelve más útil la simulación de reservorios. En reservorios muy desarrollados, que cuentan con largos períodos de historia de producción y gran cantidad de información (núcleos, registros, PVT, análisis especiales, entre otros), el nivel de incertidumbre que se tiene para la estimación de reservas y el diseño de planes de explotación es bajo. Esto debido a que una mayor cantidad de información permite una mejor estimación de las propiedades estáticas y dinámicas del reservorio. Sin embargo, en reservorios pequeños o poco desarrollados, que tiene una cantidad de información bastante limitada, resulta muy difícil, y muchas veces aventurado, realizar la estimación de las reservas de una forma determinística, debido a que la producción está afectada por una gran cantidad de parámetros, muchos de los cuales tienen altos niveles de incertidumbre asociados. El objetivo principal de este estudio es estimar las reservas probadas en producción, o reservas desarrolladas, de un reservorio localizado en la Cuenca Oriente del Ecuador, el cual presenta una gran cantidad de incertidumbre en los parámetros que definen sus propiedades estáticas y dinámicas. Para cumplir con este objetivo, es necesario cuantificar el efecto de diPGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

YACIMIENTOS

versos parámetros de incertidumbre en el comportamiento de la presión y producción histórica del reservorio, generar múltiples modelos dinámicos ajustados y estimar un perfil probabilístico de producción que cuantifique las reservas mediante un rango de valores, y no a través de un valor determinístico. Una forma de cuantificar el efecto sobre la producción de diversos parámetros es construir múltiples modelos dinámicos variando las propiedades estáticas y/o dinámicas, simularlos y estimar si estas variaciones tienen efectos en el comportamiento histórico de la presión y la producción del reservorio. El principal problema de esta metodología radica en el hecho de que para evaluar el efecto de muchas variables sería necesario realizar una cantidad muy grande de simulaciones, lo que se traduce en un alto consumo de tiempo y recursos. Una forma de realizar tantas simulaciones es desarrollar el análisis de sensibilidad utilizando una metodología de diseño experimental. Este permite observar el efecto que diversas variables de incertidumbre tienen sobre el ajuste histórico del reservorio, utilizando el mínimo número posible de corridas de simulación. El diseño de experimentos como metodología para análisis de incertidumbre en simulación de reservorios ha sido aplicado en diversas ocasiones en la industria petrolera. Algunos de los principales trabajos que podemos citar sobre análisis de sensibilidad, diseño de experimentos y simulación de reservorios, que sirvieron como referencia para la realización de este trabajo son los de F. Moeinikia, N. Alizadeh (2012), C.S. Kabir, A. Chawathé, S.D. Jenkins, A.J. Olayomi, C. Aigbe, D.B. Faparusi (2004), G. Zhang (2003), B.K. Williams, R.A. Archer (2010), M.A. Baslaib, A. BenSadok, H. Arii, M. Espinassous, G. Bourdarot, M. Attia (2014), R. Rodriguez, D. Echeverria, U. Mello, S. Embid (2013), D. Fenter, R. Stanley (2014) y S. Jawwad, R. Recham, A, Nozari, S. Bughio, R. Schulze-Riegert, R. Ben Salem (2013). METODOLOGÍA A continuación se describen los cinco pasos que conforman la metodología propuesta para la estimación estocástica de reservas, utilizando simulación de reservorios, análisis de incertidumbre y diseño de experimentos. CONSTRUCCIÓN DEL MODELO DE SIMULACIÓN El primer paso de la metodología es la construcción del modelo de simulación. En general, está PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

desarrollada para ser aplicada en reservorios con poca información, donde la incorporación de la incertidumbre de las variables en la estimación de las reservas es indispensable. Cuando hablamos de incertidumbre y poca información hacemos referencia tanto a la información estática del reservorio (porosidad, permeabilidad, espesor, etc.) como a la información dinámica (producciones, eventos, PVT, SCAL, etc.). Para cuantificarla, es necesario generar múltiples modelos estáticos, utilizando un análisis geoestadístico. Existen diversas metodologías para la generación de múltiples modelos estáticos, la utilizada para este trabajo es la siguiente: • Construir el modelo estructural (horizontes y fallas), utilizando la información sísmica y de pozo disponible. • Construir un modelo petrofísico-sedimentológico con la información de registros y núcleos disponibles. • Realizar el poblamiento de propiedades en 3D o construcción del modelo geocelular. Debido a que estamos aplicando la metodología en reservorios con poca información, es posible que no tengamos suficientes puntos de control para realizar el modelaje de los variogramas en dirección areal. Por esta razón, es fundamental basar el análisis variográfico en dirección vertical y utilizar una interpretación de los ambientes de depósito para la estimación de las direcciones máximas y mínimas de los variogramas areales. • Elaborar un modelo de incertidumbre, con 100 realizaciones, para estimar la distribución de propiedades petrofísicas. Es importante validar la distribución de las propiedades pobladas, utilizando la información de producción disponible para cada pozo en el reservorio. Esta validación permitirá realizar el proceso de ajuste de historia de una forma más rápida y eficiente. • Del modelo de incertidumbre escoger las 12 realizaciones que se encuentren en el entorno del P50 del valor del petróleo original en sitio. Una vez construidos los 12 modelos estáticos es necesario construir el modelo dinámico. Para ello se deberá hacer lo siguiente: • Generar el modelo de fluidos, utilizando pruebas PVT disponibles para el reservorio o reservorios vecinos. Si no se dispone de esta información, generar el modelo de fluidos utilizando correlaciones. • Estimar las curvas de permeabilidad relativa y presiones capilares con las que se iniciará el ajuste de historia del reservorio. 31

YACIMIENTOS

• Realizar el modelo de producciones y eventos de pozos. • Estimar la presión inicial del reservorio, profundidad de contactos y compartamentalización. AJUSTE HISTÓRICO PRELIMINAR DE CASOS Para iniciar el proceso de ajuste histórico tenemos 12 modelos de simulación, que se construyeron utilizando los 12 modelos estáticos y las propiedades dinámicas enumeradas anteriormente. Se deben inicializar estos modelos y realizar un ajuste preliminar a nivel de reservorio (tasa de líquido y presión estática). El ajuste histórico consiste en reproducir el comportamiento de producciones y presiones reales del reservorio. Aunque un ajuste histórico no es garantía de una predicción precisa del futuro, es necesario tener el modelo cotejado para pasar a una etapa de predicción. Si el modelo no reproduce la historia de producción, implica que no representa la realidad del reservorio. La forma más adecuada para jerarquizar cuál modelo se ajusta mejor al histórico de producciones y presiones del reservorio es definiendo una función objetivo. Por ejemplo, que el cotejo histórico es perfecto si la producción de petróleo del pozo X es igual a Y barriles de petróleo al día Z. La función objetivo será la producción de petróleo del pozo X durante el día Z. Este valor se compara entre todos los casos simulados, y el que esté más cerca del valor real será el modelo que mejor ajuste tenga. En general, se define la función objetivo utilizando todos los valores de producción de fluidos y presiones a lo largo de toda la historia de producción. Sin embargo, nuestra recomendación es definir una función objetivo considerando únicamente valores específicos de la historia de reservorio, como presiones o producciones de pozos medidas, en días específicos de la historia. DISEÑO DE EXPERIMENTOS PARA EVALUACIÓN DE VARIABLES DE INCERTIDUMBRE Del paso anterior se obtuvieron 12 modelos de simulación con un cotejo histórico preliminar. Sin embargo, es necesario definir con qué modelos se realizará la estimación de reservas, además de incorporar en las estimaciones, la incertidumbre asociada a los parámetros que definen al reservorio. El primer parámetro de incertidumbre que se considera es el modelo geológico en conjunto, para lo cual se definieron 12 escenarios posibles 32

Adicionalmente se debe considerar, en función a las características propias del reservorio y de la cantidad y calidad de la información disponible para su construcción, cuáles variables presentan una mayor incertidumbre y cuáles son los posibles rangos de valores para estas variables. El proceso de selección de las variables con incertidumbre y sus rangos es particular para cada reservorio y estará sujeto al criterio del ingeniero de simulación. Algunos de los parámetros con incertidumbre asociada y que pueden ser utilizados para el análisis de incertidumbre son: profundidad de contactos, compresibilidad de la roca, valores extremos y curvatura de curvas de permeabilidad relativa y presión capilar, propiedades que definen la potencia y conectividad de acuíferos, entre otros. Una vez seleccionadas cuáles son todas las variables que tienen algún tipo de incertidumbre y sus rangos (valores máximos y mínimos), se deben definir los casos de simulación que serán construidos para ser simulados. En esta etapa se desea cuantificar de forma individual el efecto de cada una de las variables de incertidumbre sobre los resultados del ajuste histórico. Para el diseño de experimentos se utilizarán únicamente los valores extremos de las variables. Supongamos que en nuestro análisis hemos identificado 3 variables con incertidumbre, estas variables serían A, B y C. Cada una de ellas puede tener 3 valores, el valor promedio o utilizado para el ajuste histórico preliminar (0), el valor máximo (1) y el valor mínimo (-1). La matriz de casos a ser simulados será similar a la que se presenta en la tabla 1. CASO

-1

Tabla 1. Matriz de casos a simular para cuantificación de variables de incertidumbre

De la matriz mostrada en la tabla 1 se nota que será necesario simular 2N casos, donde N es el número de variables con incertidumbre identificadas. Para construir los casos de análisis de sensibilidad se empleará el modelo estático que mejor ajuste histórico preliminar presente y todas las variables identificadas en nuestra matriz de casos. PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

YACIMIENTOS

Luego de realizar la simulación de los casos estimaremos el valor de la función objetivo de ajuste histórico para determinar cuál es el grado de influencia de cada una de las variables sobre los resultados del ajuste. Lo que se busca es tomar como variables de ajuste solo aquellas que representen una influencia importante sobre los resultados del ajuste. AJUSTE HISTÓRICO DE MÚLTIPLES CASOS CON ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE Con los resultados de las simulaciones del paso anterior se estimó el peso específico de cada variable sobre la función objetivo de ajuste de historia y se construyó un gráfico de Pareto, como el mostrado en la figura 1. Del gráfico de Pareto (figura 1) se determinan cuáles son las variables que tienen mayor impacto en los resultados del ajuste histórico, las cuales deberán ser utilizadas para el ajuste histórico.

71,50%

17,20%

11,30%

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA Descripción del caso de estudio La metodología fue aplicada en un campo ubicado en el centro oeste de la Cuenca Oriente del Ecuador. Es un anticlinal asimétrico cuyo eje principal presenta un rumbo generalizado NNE-SSO. Se encuentra cortado por un sistema de fallas inversas de alto ángulo. El campo presenta cuatro reservorios diferentes, de los cuales el reservorio T es el objeto del presente estudio. El reservorio T es una arenisca con entrampamiento de tipo estratigráfico y su principal mecanismo de producción es la compresibilidad de la roca y de los fluidos, debido a que el reservorio es subsaturado y no se evidencia la presencia de un acuífero activo. El reservorio empezó su producción a principio de los 90, y actualmente presenta una producción acumulada de más de 10 millones de barriles de petróleo y 100 mil barriles de agua. Paso 1: Construcción del modelo de simulación Aplicando la metodología descrita previamente, se elaboraron los modelos estáticos y dinámicos que servirán para realizar el ajuste de historia. El proceso de construcción del modelo estático incluyó las siguientes actividades: • Análisis y definición de topes formacionales. • Actualización del modelo estructural. • Revisión y actualización del modelo de facies. • Elaboración de un modelo de petrofacies en

Figura 1. Efecto de parámetros de incertidumbre sobre la función objetivo de ajuste histórico

Esta metodología propone utilizar 50 casos de simulación para la realización del ajuste histórico. En cada uno de estos casos se evaluarán las variables que mayor impacto tienen en el ajuste utilizando una metodología de diseño experimental. ESTIMACIÓN PROBABILÍSTICA DE LAS RESERVAS De los 50 casos simulados en el paso anterior se escogerán los 20 que mejor ajuste de historia presenten, es decir, los que se encuentren más cerca de la función objetivo previamente definida. Con estos 20 casos se realizarán 20 predicciones para estimar el comportamiento de la producción de los pozos abiertos a producción al final del período de ajuste. El petróleo acumulado de esta predicción representa las reservas probadas en producción o reservas desarrolladas. PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

DEFINICIÓN DE TOPES FORMACIONALES S

N TOPE SECUENCIA T TOPE T INFERIOR T SUPERIOR

T INFERIOR

BASE CONSECUENCIA T

Figura 2. Definición de topes formacionales 33

YACIMIENTOS

función a la porosidad efectiva y al volumen de arcilla observados en los pozos (figura 3). • •

• •

• • •

Figura 3. Modelo de petrofacies

• Análisis variográfico de proporción vertical y horizontal (figura 5). • Generación de un modelo de poblamiento 3D

•

de porosidad y permeabilidad, respetando la distribución de facies (figura 5). Construcción de un mapa de saturación de agua inicial en función a la relación entre saturación de agua y porosidad en los pozos. Elaboración de un modelo de incertidumbre con 100 realizaciones (figura 6), de las cuales se escogieron las 12 que presentaban valores de petróleo original en sitio alrededor del P50. El proceso de construcción del modelo dinámico incluyó las siguientes actividades: Construcción del modelo de fluidos, para lo cual se utilizó un PVT disponible en el reservorio. Construcción del modelo SCAL (curvas de permeabilidad relativa y presión capilar), utilizando la información de núcleos disponibles. Las curvas generadas fueron ajustadas mediante la correlación de Corey, y fueron determinados los exponentes de curvatura y valores extremos. Revisión de la historia de producción y eventos de pozos. Estimación de la compresibilidad de la roca mediante correlaciones. Estimación de la presión inicial y profundidad del contacto agua - petróleo. Ninguno de los pozos presenta un contacto agua – petróleo. Por esta razón, se utilizó como punto de partida para el ajuste el valor más profundo del límite probado de petróleo. No fue necesario realizar el modelaje de acuíferos, debido a que no existe evidencia de la presencia de los mismos.

Figura 4. Análisis variográfico 34

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

YACIMIENTOS

Figura 5. Poblamiento de porosidad, permeabilidad y SWI

DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA - POES - ARENISCA Ts

Figura 6. Modelo de incertidumbre con 100 realizaciones

Paso 2: Ajuste histórico preliminar de casos Para construir nuestra función objetivo de ajuste histórico fueron consideradas las variables mostradas en la tabla 2, las cuales se presentan con sus respectivos valores reales y porcentaje de influencia sobre el ajuste. En función a los resultados mostrados en la tabla 3 y en la figura 7 se determinó que el PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

caso 8 es el que mejor ajuste preliminar tiene, por lo tanto, este será utilizado para el análisis de sensibilidad. Adicionalmente, los casos 0, 3 y 7 presentan un buen ajuste histórico preliminar y serán utilizados más adelante para la generación de casos de ajuste histórico final del reservorio. 35

YACIMIENTOS

Var.

Descripción

Peso (%)

Producción acumulada total de líquido del reservorio

30.0

Producción acumulada total de petróleo del pozo con mayor producción (W1)

40.0

Punto de presión estática 1 medida en el pozo W1

10.0

Punto de presión estática 2 medida en el pozo W1

10.0

Punto de presión estática 3 medida en el pozo W1

10.0

Tabla 2. Variables que conforman la función objetivo. Se realizó la simulación y ajuste preliminar de los 12 casos y sus resultados se presentan en la tabla 3 y figura 8 Var.

Peso

30%

40%

10%

CAS0

0.00

0.02

0.78

0.43

CAS1

0.00

0.01

0.75

0.77

CAS2

0.00

0.48

0.30

CAS3

0.00

0.10

CAS4

0.00

CAS5 CAS6

Función objetivo

Ranking

0.68

0.20

0.81

0.24

0.05

1.00

0.33

0.39

0.29

0.86

0.19

1.00

0.75

0.82

0.83

0.64

0.00

0.27

0.55

0.22

0.76

0.26

0.00

0.32

0.83

1.00

0.60

0.37

CAS7

0.00

0.02

0.55

0.32

0.81

0.18

CAS8

0.00

0.03

0.44

0.17

0.86

0.16

CAS9

0.00

0.03

1.00

0.72

0.55

0.24

CAS10

0.00

0.37

0.44

0.61

0.87

0.34

CAS11

0.00

0.21

0.80

0.68

0.57

0.29

Tabla 3. Resultados del ajuste histórico preliminar

Paso 3: Diseño de experimentos para evaluación de variables de incertidumbre En la tabla 4 se presentan las variables de incertidumbre determinadas para el reservorio, así como sus valores máximos y mínimos. La tabla 5 muestra la matriz de diseño de experimentos para la construcción de los casos de simulación. En esta matriz, los valores 0, 1 y -1 representan los valores promedio, máximo y mínimo de la variable, respectivamente.

0.7 0.6

VARIABLE

MIN

MAX

0.5

WOC

8640

8700

COMP

4.00E-06

4.00E-05

VISCO

-15%

15%

0.05

0.25

-20%

20%

-20%

20%

KRO

0.8000

1.0000

0.4 0.3 0.2 0.1

Figura 7. Resultados del ajuste histórico preliminar

11 so

so Ca

Paso 4: Ajuste histórico de múltiples casos con análisis de incertidumbre Luego de simular los 20 casos definidos en el paso anterior, se estimaron los valores de la función objetivo de ajuste histórico para determinar el efecto que cada variable tiene sobre el ajuste. Los resultados fueron graficados y se presentan en la figura 8. De la figura 8 se puede apreciar cómo las variables COMP (compresibilidad de la roca) y WOC (profundidad del contacto agua - petróleo) son las que más influencia tienen sobre los valores de producciones y presiones del reservorio.

KRW

0.2303

0.3455

EXPO

EXPW

Tabla 4. Variables de incertidumbre y valores extremos PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

YACIMIENTOS

CAS

WOC

COMP

VISCO

KRO

KRW

EXPO

EXPW

-1

Tabla 5. Matriz de casos para evaluación de sensibilidad

COMP

41,15%

WOC

36,84% 5,34%

EXPW VISCO

4,12%

KRO

4,06%

3,44%

KRW

3,00% 1,63%

SO EXPO

0,26%

0,15% 0%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

Figura. 8. Efecto de las variables con incertidumbre sobre el ajuste histórico

Como resultado se determina que el modelo de incertidumbre a generar debe incorporar a las variables COMP y WOC, debido a que estas son las que mayor efecto tienen sobre los resultados. Para el ajuste histórico final se construyeron 50 casos, utilizando únicamente 3 variables de incertidumbre: • Modelo estático (los 4 casos seleccionados). • Profundidad del contacto agua. • Compresibilidad de la roca. Para la construcción de los casos se utilizaron dos criterios: PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

• Los primeros 16 casos fueron generados, utilizando los valores máximos y mínimos de las variables. • Los 34 casos restantes fueron generados, usando valores aleatorios de las variables. Para la estimación de las variables aleatorias COMP y WOC se utilizó una función de distribución continua uniforme entre los valores mínimos y máximos. Luego de simular los 50 casos, se evaluaron los valores de la función objetivo de ajuste histórico y se determinaron los 20 casos que mejor ajusta37

YACIMIENTOS

ban el comportamiento de producción y presión del reservorio. Los resultados de este proceso se resumen en la figura 9. Paso 5: Estimación probabilística de las reservas El último paso de esta metodología consiste en realizar la estimación de las reservas probadas en producción o reservas desarrolladas, utili-

zando los 20 casos de ajuste seleccionados del paso anterior. La figura 11 muestra el perfil de producción de los 20 casos de predicción. De la figura 10 se obtiene las reservas probadas totales en producción o reservas desarrolladas del reservorio. En función a los resultados anteriores se pueden seleccionar los casos que representan los valores P10, P50 y P90 de las reservas.

0.8000

0.7000

0.6000

0.5000

0.4000

0.3000

0.2000

0.1000

C1 C2 C3 C4 C5 C8 C9 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17 C19 C20 C21 C22 C23 C25 C26 C27 C28 C29 C30 C31 C32 C34 C35 C36 C37 C38 C39 C40 C41 C42 C43 C44 C45 C46 C47 C49 C50

0.0000

Figura 9. Casos que mejor se ajustan a la historia de producción del reservorio

PRONÓSTICO DE TASA DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO 1,000 900

TASA DE PETRÓLEO (TSB/d)

800 700 600 500 400 300 200 100 0 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34

Figura 10. Perfil de producción de los 20 casos de predicción 38

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

YACIMIENTOS

CONCLUSIONES • La metodología desarrollada permite estimar las reservas probadas en producción en reservorios con alta incertidumbre asociada a la información disponible, utilizando análisis de incertidumbre, diseño de experimentos y simulación de reservorios. • La incertidumbre asociada a las propiedades estáticas del reservorio se incluye en el análisis mediante la generación de múltiples modelos estáticos. • La metodología no contempla validar los valores de reservas obtenidos utilizando otros mé-

todos de predicción. Sin embargo, como para el caso del reservorio en estudio se tenía disponible este valor, se realizó la comparación. • La definición de la función objetivo para el ajuste histórico va a depender, en su totalidad, de las características del reservorio. • La selección del diseño de experimentos, a utilizar depende del número de variables a sensibilizar. El principal objetivo de utilizar una metodología de diseño de experimentos es minimizar el número de casos a simular y, con ello, disminuir tiempo y recursos.

NOMENCLATURA PVT = Presión, Volumen y Temperatura. SCAL = Análisis especiales de núcleos. WOC = Profundidad del contacto agua-petróleo, pies. COMP = Compresibilidad de la roca. VISCO = Viscosidad del petróleo. KZ = Permeabilidad vertical. SW = Saturación de agua inicial. SO = Saturación de petróleo irreducible. KRO = Permeabilidad relativa máxima del petróleo. KRW = Permeabilidad relativa máxima del agua. EXPO = Exponente de curvatura del petróleo. EXPW = Exponente de curvatura del agua.

Referencias

1. F. Moeinikia, N. Alizadeh (2012), “Experimental Design in Reservoir Simulation: An Integrated Solution for Uncertainty Analysis, a case study”, J Petrol. Explor. Prod. Technol 2012. 2. C.S. Kabir, A. Chawathé, S.D. Jenkins, A.J. Olayomi, C. Aigbe, D.B. Faparusi (2004), “Developing New Fields Using Probabilistic Reservoir Forecasting“. 2004. Paper SPE 87643. 3. G. Zhang (2003), “Estimating uncertainties in integrated reservoir studies”. 4. B.K. Williams, R.A. Archer (2010), “Management of Uncertainty in Reservoir Simulation Models: Software Tools and Engineering Workflow”. 5. M.A. Baslaib, A. BenSadok, H. Arii, M. Espinassous, G. Bourdarot, M. Attia (2014), “Dynamic Resevoir Uncertainty Evaluation for Production Delivery Assurance”, Paper IPTC 17377 presented at International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 20-22 January 2014. 6. R. Rodríguez, D. Echeverría,

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

U. Mello, S. Embid (2013), “Fast Reservoir Performance Evaluation Under Uncertainty: Opening New Opportunities”, Paper SPE 166392 MS presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition in New Orleans, LA, USA, 30 September – 2 October 2013. 7. D. Fenter, R. Stanley (2014), “Coupled Static and Dynamic Modeling of a Jurassic Arab Formation Reservoir: Parameter Sensitivities and Impact on the Quality of History-Matched Simulation Outpust, Dukhan Field, State of Qatar”, Paper IPTC 17526 presented at International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 2022 January 2014. 8. S. Jawwad, R. Recham, A, Nozari, S. Bughio, R. Schulze-Riegert, R. Ben Salem (2013), “Uncertainty Quantification Workflow for Mature Oil Fields: Combining Experimental Design Techniques and Different Response Surface Models”, Paper SPE 164142 presented at SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference held in Manama, Baharain, 10 – 13 March 2013.

YACIMIENTOS

Método para definir unidades de flujo en formaciones heterogéneas Autores: José Leal, Halliburton Consulting1 Óscar Morales, Petroamazonas EP2

S 1 José Leal. Tiene 16 años de experiencia en la industria de petróleo y gas. Ha trabajado en: Venezuela, Trinidad, Argentina, México, Colombia, Brasil y Ecuador. Tiene un título en Ingeniería Geológica de la Universidad de Oriente (Venezuela), con una especialización en Integración Petrofísica.

2 Óscar Morales. Geólogo con 15 años de experiencia en la industria petrolera. Tiene conocimientos de Geología, Petrofísica y Monitoreo Operacional de perforación de pozos vertical, direccionales y horizontales. Experto en computación para la delineación, desarrollo y descripción de yacimientos.

e entiende por unidad de flujo aquellas zonas del reservorio de características petrofísicas distintivas en relación a las otras zonas adyacentes, de manera que se pueden clasificar esas rocas con diferentes propiedades de porosidad y permeabilidad. Se han propuesto varios métodos para tratar de clasificar las unidades de roca con diferentes capacidades de flujo tales como: Lorenz Modificado, Métodos Winland-Pittman, Rock Fabric, Carman-Kozeny, Bryant-Finney, Análisis Cluster y FZI/RQI. La caracterización de un reservorio en tipos de rocas para determinar unidades de flujo integra datos geológicos, petrofísicos y de producción, y es fundamental para el desarrollo de reservorios y procesos de recobro mejorado de hidrocarburos. Tomando como base las interpretaciones de registros realizadas en un reservorio, se plantea mostrar una herramienta integrada para realizar el análisis de las unidades de flujo (integrando análisis convencionales, especiales y registros de pozos), a fin de estimar los tipos de roca para una arenisca dada que presente alta variación en cambios de facies, y, por tanto, amplia variación en tipos de roca. La metodología consiste en utilizar la información de núcleos disponible (porosidad, permeabilidad, presiones capilares, petrografía, entre otros datos), para encontrar el criterio más adecuado y jerarquizar las rocas con características similares de unidades de flujo. En este caso se muestra el criterio basado en el análisis del Índice de Calidad del Reservorio (RQI) y el Identificador de Zonas de Flujo (FZI, según Amaefule, 1988), integrado con las curvas de presión capilar. Realizada la clasificación de las unidades de flujo se realiza la integración y extrapolación a los datos de registros de pozos. ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN El problema se inicia cuando se tiene una arenisca cuyas variaciones de facies, o cambios en ca-

lidad de la roca, están en una escala de milímetros-centímetros, mientras que en los registros de pozos, generalmente, la resolución es menor. Un ejemplo de las heterogeneidades que está en una arenisca se ilustra en la figura 1.

Figura 1. Fotografía de núcleos de una arenisca, con mediciones de K y Phi de núcleos Permeabilidad Klinkenberg, md

Porosidad, fracción

580

0.281

1262

0.285

1987

0.228

31.6

0.255

4118

0.276

4323

0.279

2068

0.272

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YACIMIENTOS

Porosidad vs. permeabilidad 10000.00

y = 0.0041e0.4229x R2 = 0.8308

Permeabilidad (mD)

1000.00

100.00

Presión capilar centrífuga (Cond. Yac.) 14.00 12.00

10.00

Presión (lpc)

En la figura 1 (ver página anterior) se observan variaciones en tamaño de grano, escogimiento, orientación de las laminaciones, zonas cementadas, etc., que dan idea de las heterogeneidades que este tipo de reservorio puede tener. Sin embargo, en la tabla adjunta, se observan mediciones de la porosidad y la permeabilidad a partir de tapones de núcleos, en el mismo reservorio. La propiedad que más cambia es la permeabilidad, la porosidad medida en el núcleo presenta valores bastante similares. De lo anterior se deduce que cualquier correlación que se trate de hacer solo con la porosidad,no servirá para discretizar las heterogeneidades que se presentan en el reservorio. Cualquier forma de clasificar las unidades de flujo debe tener en cuenta la permeabilidad. Generalmente, se relaciona las propiedades de porosidad y permeabilidad a partir de un gráfico en donde se toma una correlación entre ambas variables y se expresa mediante una ecuación de correlación. El gráfico K vs. Phi de los datos convencionales del reservorio en discusión se muestra en la figura 2.

Muestra 4 Muestra 11 Muestra 18 Muestra 30 Muestra 32

8.00 6.00

Muestra 36 Muestra 43

4.00

2.00 0.00 0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

0.700

0.800

0.900

1.000

Saturación de agua (dec)

Figura 3. Muestras de presión capilar, condiciones de reservorio

ción irreducible de agua o, lo que es lo mismo, variaciones de la calidad de la roca. En la tabla 1 se indican los valores tabulados de la Swirr a partir de las curvas de Pc: N.º muestra

Perm Klin md

Porosidad fracción

Swirr fracción

516.69

0.276

0.422

1091.68

0.279

0.356

1927.08

0.225

0.241

25.21

0.249

0.481

4117.89

0.276

0.227

4322.87

0.279

0.225

1517.73

0.267

0.279

Tabla 1. Propiedades de roca de las muestras de Pc

10.00

1.00

0.10 0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

Porosidad (%)

Figura 2. Gráfico de K vs. Phi, con su correlación de ajuste de los datos

El gráfico K vs. Phi de la figura 2 muestra una aparente buena correlación entre las variables (R2=0.83), lo que podría llevar a utilizar esta correlación para estimar la permeabilidad a partir de la porosidad, por ejemplo. Sin embargo, al tomar las muestras de presión capilar (centrífuga) y graficarlas para la misma arenisca se ve un singular comportamiento en la figura 3. Este corresponde a las mismas muestras de K y Phi de la tabla de la figura 1. Se nota que las muestras de Pc reflejan variaciones de la saturaPGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

La muestra N.º 39 presenta la mejor permeabilidad (4 Darcys), mientras que la muestra N.º 30 no posee tan buenas características (25 mD). Aunque ambas muestras tienen buenas porosidades, las diferencias en permeabilidad y Swirr es significativa, de tal forma que la muestra N.º 39 es un tipo de roca mucho mejor a la 30 desde el punto de vista de la capacidad de flujo. De lo anterior, se desprende que una relación directa de los datos de K vs. Phi no sería la mejor opción para definir la permeabilidad de la formación, puesto que en las mejores zonas de reservorio hay poca variación de la porosidad. De allí viene la necesidad de discretizar las unidades de flujo que definan estas heterogeneidades a nivel de la arenisca de estudio, porque las diferencias en las curvas de Pc se deberían a diferentes tipos de roca en función de los cambios en Swirr. La mejor relación encontrada entre las variables, K y Swirr, según los datos de la tabla 1, se muestra en la figura 4: 41

YACIMIENTOS

Indicador de zonas de flujo

Relación K vs. Swirr

FZI =

5000.00

y = 145436e-15.77x R2 = 0.8386

Permeabilidad (mD)

4000.00

Tomando logaritmos de ambos lados de la igualdad, en la primera relación, se obtiene:

3000.00

log RQI = logOz + log FZI

2000.00

1000.00

0.00 0.000

0.200

0.400

0.600

0.800

1 000

Swirr (dec)

Figura 4. Relación K vs. Swirr

La figura 4 muestra que existe relación directa entre la permeabilidad y la saturación irreducible de agua. Si se estima la variable Swirr, es posible llegar a una aproximación de K. DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES DE FLUJO Para continuar el análisis, se genera un modelo de tipos de roca en función de unidades de flujo según los datos de porosidad y permeabilidad de núcleos. Para esto, se aplicó la metodología del Reservoir Quality Index (RQI-FZI) propuesto por Amaefule, a modo de obtener un estimado de tipos de roca. Las relaciones planteadas por el modelo son las siguientes: Índice de calidad del reservorio (RQI) RQI = 0.0314

K O

PHIz =

(1 - O )

Perm Klin md

FZI1 = UF1 FZI2 = UF2 FZI3 = UF3 RQI

45 grados PHIz

Aplicando las relaciones planteadas por el método de Amaefule (1988), se calculan los valores correspondientes de RQI. PHIz y FZI a partir de los datos K, Phi de la tabla 1:

N.º Muestra

La ecuación indica que, para una dada unidad hidráulica, un gráfico log-log de RQI en función de PHIz debe resultar en una línea recta con pendiente igual a la unidad. El punto de intersección de esta recta con PHIz = 1 es designado como el Indicador de Zona de Flujo (FZI), un parámetro único para cada unidad hidráulica. Todas las muestras con similar FZI caen en una línea recta de pendiente igual a 1. Estas tienen similares atributos de gargantas de poros y, por consiguiente, constituyen una unidad hidráulica. La figura 5 ilustra el procedimiento según esta metodología:

Figura 5. Método de la relación RQI vs. PHIz para identificar unidades de flujo

Factor de la porosidad normalizada

Tabla 2. Cálculo del RQI y FZI de los datos de Pc

RQI PHIz

Porosidad fracción

Swirr fracción

RQI

PHIZ

FZI

516.69

0.276

0.422

1.35983

0.3803

3.6

1 091.68

0.279

0.356

1.96275

0.3877

5.1

1 927.08

0.225

0.241

2.90531

0.2905

10.0

25.21

0.249

0.481

0.31601

0.3314

1.0

4 117.89

0.276

0.227

3.83403

0.3816

10.0

4 322.87

0.279

0.225

3.90573

0.3877

10.1

1 517.73

0.267

0.279

2.36873

0.3637

6.5

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

YACIMIENTOS

Identificación de unidades de flujo (FZI) 10.00000

RQI 1.00000

TIPO ROCA

RANGOS

0.10000 0.1000

1.0000

10.0000

Figura 6. Identificación de posibles unidades de flujo, según datos de K vs. Phi

PHIz

Las unidades de flujo se definen mediante la construcción del gráfico RQI vs. PHIz. A través del gráfico log-log de RQI vs. PHIz se pretende aproximar las posibles unidades de flujo que existan y aproximar los rangos de FZI para cada tipo de roca y encontrar una jerarquización, siguiendo las reglas mencionadas anteriormente, tal como se muestra en la figura 6. El gráfico de la figura 6 muestra una posible clasificación de 6 unidades de flujo, según la información disponible de K/Phi. Allí se nota las relaciones entre RQI vs. PHIz para cada posible unidad de flujo (FZI), las cuales muestran buenos coeficientes de correlación. La orientación de las unidades en función de su valor de FZI viene dado de mayor a menor: UF1, UF2, UF3, UF5 y UF6, o lo que es lo mismo, de unidades de mayor a las de menor permeabilidad. Para confirmar estas unidades de flujo, es preciso comPGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

probar con las pruebas de presión capilar, según el comportamiento observado de las relaciones RQI-FZI y la saturación de agua irreducible. Otra vez, graficando las muestras de centrífuga y plato poroso llevadas a condiciones de reservorio, se ven agrupaciones en función de la calidad de roca en la figura 7. Tipos de roca son aquellos intervalos litológicos con propiedades petrofísicas similares y una relación consistente entre porosidad, permeabilidad y saturación irreducible de agua (Swirr). Según la figura 7, las muestras de Pc permiten identificar 5 tipos de roca: TR1, TR2, TR3, TR4 y TR6 (como se indica en la figura 7), que al compararlas con las 6 unidades de flujo definidas por el método RQI se nota que no hay muestras de Pc para el TR5 (equivalente a la UF5). El gráfico de la derecha muestra las unidades de flujo definidas en la figura 6 y graficadas en un gráfico K 43

YACIMIENTOS

Presión capilar centrífuga (Cond. Yac.)

No Muestra 4 11 18 30 32 39 43

Figura 7. Clasificación de las curvas de Pc en tipos de roca

Perm Klin md 516.69 1 091.68 1 927.08 25.21 4 117.89 4 322.87 1 517.73

Porosidad 0.276 0.279 0.225 0.249 0.276 0.279 0.267

Gráfico porosidad vs. permabilidad

Swirr fracción 0.422 0.356 0.241 0.481 0.227 0.225 0.279

RQI 1.35983 1.96275 2.90531 0.31601 3.83403 3.90573 2.36873

PHIZ 0.3803 0.3877 0.2905 0.3314 0.3816 0.3877 0.3637

FZI 3.6 5.1 10.0 1.0 10.0 10.1 6.5

Tipo roca 4 3 1 6 1 1 2

•Las curvas de Pc ayudaron a definir las TR en el gráfico RQI vs. PHIz. •Se tienen muestras de Pc para 5 de las unidades de flujo. •El gráfico de K vs. Phi muestra la distribución de tipos de roca.

vs. Phi, en donde se aprecian, en marcadores negros, las muestras de presión capilar de la tabla inferior. Una imagen que integra las características petrofísicas de la roca en estudio con la Pc y

láminas delgadas se ilustra en la figura 8, allí se nota el efecto del contenido de arcillas en la permeabilidad de la roca, mientras que la porosidad casi no se ve afectada:

Muestras tipo de Pc con láminas delgadas

Figura 8. Características petrofísicas de los tipos de roca 44

• Todas las muestras contienen arcillas (caolinita). • La proporción de caolinita afecta la calidad de la roca. • Esto afecta la permeabilidad. • Las porosidades casi no varían.

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

YACIMIENTOS

Para tener una visión integrada de los tipos de roca identificados por los datos de núcleos, se observa un gráfico resumen de permeabilidad vs. porosidad, en el que se muestra la clasificación de las unidades de flujo (según los datos K-Phi) y la comparación con sus propiedades petrofísicas. La figura 9 indica el resumen de la clasificación de tipos de roca, según relaciones K, Phi y Pc. Se nota que se pueden obtener relaciones de K vs. Phi para cada unidad de flujo de tal forma que se estime la permeabilidad, para cada una de las unidades de flujo identificadas. Este procedimiento es mucho más exacto que simplemente graficar K vs. Phi y obtener una correlación de las variables como se mostró en la figura 2. En la figura 9 se resume la metodología para definir las unidades de flujo, que calibradas con las curvas de Pc han permitido identificar agrupaciones de datos con características distintivas que las hacen tipos de roca diferenciadas. Para el reservorio de estudio se demuestra que la in-

cidencia de laminaciones caolinita en las muestras de arenisca es el factor que incide en la diferenciación de la permeabilidad, lo cual permite hacer una distribución estadística de los datos, según el método RQI/FZI, en el que las relaciones más importantes tienen que ver con las variables K, Swirr, RQI y FZI. La porosidad no da buenos valores de coeficiente de correlación al asociarla con alguna de las variables anteriores, lo cual es lógico ya que esta propiedad prácticamente no cambia en relación a la permeabilidad. Sin embargo, en la mayoría de las areniscas se encuentran buenas relaciones entre Phi, Swirr y RQI. De lo anterior, se concluye que en este reservorio la variable que más condiciona las heterogeneidades observadas en la arenisca es la permeabilidad, lo cual es una respuesta a las condiciones petrográficas y diagenéticas de las muestras analizadas. En la figura 10 (siguiente página) se muestran las relaciones obtenidas entre las variables Swirr, RQI, FZI y permeabilidad:

Permeabilidad

Muestras de presión capilar en gráfico K vs. PHI

Porosidad Figura 9. Caracterización integrada de los tipos de roca PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

YACIMIENTOS

Funciones de correlación CORE - LOG

RQI

RQI vs. Swirr

Swirr

FZI

FZI vs. Swirr

K_KLIN

Swirr

Relación K vs. RQI

Figura 10. Relaciones entre variables Swirr, RQI, FZI y K

RQI

• RQI relacionado con Swirr. • K relacionado con RQI. • Swirr variable de registros. • Swirr obtenida por método empírico. 46

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

YACIMIENTOS

De las relaciones de la figura 10, se observa que la variable Swirr (como una función) debe ser definida para estimar las variables RQI, FZI y K, y dadas las circunstancias esto solo sería posible si utilizamos un método empírico basado en registros de pozos. MODELADO DE LA SATURACIÓN IRREDUCIBLE DE AGUA El modelado de la Swirr parte de la metodología de Buckles para estimar la relación entre la saturación irreducible y la porosidad descrita por una curva (o isolínea característica de cada reservorio) obtenida a partir del producto Phi*Swirr = C, cada isolinea representa una constante que define la calidad del reservorio como consecuencia de las variaciones de K, Phi. De esta manera, se establece una función continua de la Swirr con la porosidad con la forma: Swirr = C/Phi. Haciendo un gráfico de Sw vs. Phi de los datos de registros de esta arenisca, se conoce la constante de Buckles para establecer una función continua de Swirr tal como se ilustra en la figura 11.

RQI = -4.046*ln(Swirr) - 2.324 K = 270.54*RQI2.0451 FZI = -34.645*Swirr+ 17.637 RESULTADOS DEL MODELO El modelo de unidades de flujo ha permitido definir 6 tipos de roca fluyentes: TR1, TR2, TR3, TR4, TR5 y TR6 (más una tipo sello, TR7), para aproximarse a la descripción de facies de núcleos, pero a menor resolución por causa de la escala. La variable RQI resulta ser una función de la Swirr, la cual a su vez está relacionada con la permeabilidad. El Tipo de Roca 1 se caracteriza por tener una Swirr menor a 0.25 (según datos de Pc) y las permeabilidades absolutas oscilan de 1 a 3 Darcys (según los datos de núcleos), este tipo roca casi no posee laminaciones de arcillas en la matriz. El TR2 cuenta con una variación en Swirr de 0.25 hasta 0.3 (según datos Pc) y la permeabilidad varía entre 1 y 2 Darcys, y presenta laminaciones de arcillas en la matriz de roca. El TR3 tiene Swirr entre 0.3-0.35, con permeabilidad variable entre 500 mD y más de 1000 mD,

Gráfico Buckles PA_SW / PA_PHI

0.6 0.54 0.48

Swirr = 0.06/Phi

0.42

(SW)

0.36 0.3 0.24 0.18 0.12 0.06 0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

(PHIE)

Se utilizó el método de Buckles para generar una curva de Swirr más acorde con los pocos datos disponibles de Pc en la arenisca de estudio. La expresión utilizada para obtener la Swirr es la siguiente: Swirr = 0.06/Phi. Cada medición de Swirr es una consecuencia de la calidad de la roca, por esto es natural relacionar Swirr con RQI, Phi y permeabilidad. Las relaciones obtenidas son (de la figura 10): PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

Figura 11. Gráfico Phi vs. Sw, según datos de registros

en presencia de laminaciones más continuas de arcillas. El TR4 muestra mayor arcillosidad en la matriz, con presencia de otros elementos como materia orgánica, y la Swirr varía entre 0.35 y 0.45, la permeabilidad está entre 400 y 1000 mD. El TR5 no tiene datos petrográficos pero se supone mayor arcillosidad, la Swirr está entre 0.45 y 0.5, la permeabilidad entre 200 y 600 mD. El TR6 sería una roca casi sello con permeabi47

YACIMIENTOS

lidades inferiores a 100 mD, menor porosidad, granos embebidos en una matriz muy fina de limo y arcillas y Swirr mayores a 0.5. El TR7 ya es considerado un sello, tales como las lutitas o limolitas, sin permeabilidad y muy baja porosi-

dad, de este tipo no se tienen mediciones de Pc. Una vez clasificados los datos de núcleos como tipos de roca se extrapola el modelo a los registros de pozo, obteniendo un perfil integrado, tal como se muestra en la figura 12.

Figura 12. Integración petrofísica del modelo de tipos de roca

BIBLIOGRAFÍA Glosario FZI: Identificador de zonas de flujo (Fluid Zone Identificator) K: Permeabilidad (núcleo) Pc: Curvas de Presión Capilar Phi: Porosidad (núcleo) PHIz: Porosidad normalizada RQI: Índice de calidad del reservorio (Reservoir Quality Index) SW: Saturación de agua Swirr: Saturacion de agua irreducible TR: Tipo de Roca TR1: Tipo de Roca 1 TR2: Tipo de Roca 2 TR3: Tipo de Roca 3 TR4: Tipo de Roca 4 TR5: Tipo de Roca 5 VSHL: arcillosidad Amaefule, J. O., Kersey, D. G., Marshall, D. M., 1988. Reservoir Description: A Practical Synergistic Engineering and Geological Aproach Based on Analysis of Core Data. Core Laboratories, SPE 18167. Amaefule, Jude O., Mehmet Altunbay., Djebbar Tiab 1988. Enhanced Reservoir Description: Using Core Log and Data to Identify Hydraulic (Flow) Units and Predict Permeability in Uncored intervals/Wells. Core Laboratories / U. of Oklahoma, SPE 26436. Balkwill, H., 1989. Relationships of the intra-crustal delamination, startigraphy, and oil prospectivity, Oriente Basin, Ecuador. Boletin Tec. ARPEL 18(2): 123-131. Junio 1989, 128. 48

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PERFORACIÓN

Sidetracks con AutoTrak G3 en el Campo Amistad, Costa Fuera Ecuador Autores: Ney Mendoza / Cynthia Veloz (Petroamazonas EP) Henry Caridad / Miguel Sánchez (Baker Hughes Incorporated)

mistad es un proyecto muy importante y el único costa afuera en el Ecuador en los últimos años. Por ello, el desempeño en la perforación, optimizando los tiempos operativos, reduciendo los costos y maximizando la eficiencia eran de trascendental importancia. La explotación de este campo tuvo como objetivo principal incrementar la producción de gas natural en el país. Por ello la correcta aplicación de herramientas de alta tecnología permitiría cumplir con los objetivos planteados. En el desarrollo de las operaciones de perforación Baker Hughes recomendó el uso de su sistema de rotación continua AutoTrak G3 que integra las últimas actualizaciones desarrolladas de MWD/LWD en un resistente diseño modular. Este sistema de tercera generación abre nuevas oportunidades en todos los aspectos de perforación direccional, incluyendo aplicaciones tanto de perfiles 3D como de alcance extendido. La herramienta puede dirigirse automáticamente durante rotación continua de la sarta con cambios en la trayectoria del pozo, comunicadas desde la superficie sin interrumpir el proceso de perforación. Entre los principales beneficios de esta tecnología están: direccionamiento preciso de forma continua, control direccional automatizado, mejor posicionamiento del pozo, evaluación de formaciones y presiones, limpieza mejorada del hoyo, mejor calidad del hoyo, altas tasas de penetración (ROP), mediciones más cercanas a la broca (fondo del hoyo), mediciones en tiempo real. Estos permitieron cumplir con el valor agregado de la optimización de tiempos operativos y la reducción de costos para el cliente. PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

Figura 1. Vista 3D del pozo Amistad 17 (rojo) y su sidetrack (verde)

AMISTAD 17 ST1 Para la realización del sidetrack en el pozo Amistad 17, primero realizado por Baker Hughes, en la última campaña de perforación en ese campo, se propuso eliminar el típico ensamblaje con motor de fondo utilizado ampliamente para 49

PERFORACIÓN

este tipo de operaciones tanto On-Shore como Off-Shore. En su lugar se propuso utilizar un ensamblaje de rotación continua Rotary Steerable System (RSS: AutoTrak G3) de 6 ¾” para perforar la sección de 8 ½”. Esta configuración permitió orientar el pozo en la dirección del objetivo y alcanzar una ROP efectiva que llegó a los 45 ft/hr en toda la corrida. El ensamblaje con RSS alcanzó un excelente posicionamiento del pozo desde el inicio de la sección, separándose del hoyo original, tal como estaba planeado y mucho más rápido que con los métodos convencionales. ASPECTOS RELEVANTES Este fue el primer sidetrack desarrollado con tecnología de rotación continua en este campo. Baker Hughes utilizó su sistema RSS para el desarrollo de esta operación. El sidetrack fue realizado en aproximadamente 200 ft y con una duración aproximada de 7 horas, lo cual reduce ampliamente el tiempo requerido para realizar sidetracks con motores de fondo. La ROP osciló durante la realización del mismo entre 30-50 ft/hr, con valores instantáneos de hasta 120 ft/hr. Se obtuvo una excelente calidad del hoyo y se redujo un BHA planeado, habitualmente usado para estas operaciones. ANTECEDENTES Y DESAFÍOS En este campo, todas las operaciones de sidetracks habían sido realizadas con motores de fondo (deslizamientos principalmente). El sidetrack fue realizado en 8 ½” debajo de la zapata de 9 5/8” del hoyo anterior. Adicionalmente, se menciona qué fluido sintético estaba siendo usado por primera vez en ese proyecto. SOLUCIONES Y RESULTADOS Durante la corrida se perforó un total de 1 292 ft en 28,9 horas. El ensamblaje de fondo conformado de RSS de 6 ¾” permitió desviar el pozo, usando dirección 0° y 80% de fuerza de la herramienta. Se tuvo muy buen control direccional y se perforó con bajos niveles de vibración que ayudaron a optimizar la ROP. AMISTAD 15 ST1 Durante la perforación del pozo Amistad 15 surge la necesidad de realizar un sidetrack. Por los excelentes resultados conseguidos en la realización del primer sidetrack con sistema de rotación continúa en el pozo Amistad 17 ST1 razón 50

por la que Baker Hughes decide proponer la realización del sidetrack con el sistema de rotación continua RSS. Este sería el segundo sidetrack desarrollado por Baker Hughes en el Campo Amistad, pero el primero en hoyo de 12 ¼”, ya que el trabajo realizado anteriormente en el pozo Amistad 17 fue en hoyo de 8 ½”. ASPECTOS RELEVANTES Este fue el segundo sidetrack desarrollado con tecnología de rotación continua en este campo. El mismo fue realizado en 307 ft y 10,6 horas efectivas de perforación, obteniendo una ROP efectiva de 29 ft/hr durante esta corrida. Se tuvo ROP instantáneas de hasta 90 ft/hr durante esta operación. Se logró una excelente calidad de hoyo perforado debido a que la tortuosidad fue mínima. Se logró reducir nuevamente el uso de un BHA, ya que estas operaciones son realizadas mayoritariamente con motor de fondo. ANTECEDENTES Y DESAFÍOS Amistad 17 ST1 se desarrolló exitosamente con RSS en condiciones similares y fue el mejor precedente para la realización de este trabajo. El resto de las operaciones de sidetrack realizadas en este campo había sido realizada con motores de fondo. Por lo tanto, este se convertiría en el primer sidetrack con RSS perforado en hoyo de 12 ¼” en Amistad. SOLUCIONES Y RESULTADOS El ensamblaje de fondo usado para este trabajo estaba conformado de RSS de 9 ½”. El pozo fue desviado usando dirección 0° y 60% de fuerza de la herramienta. Hubo un buen control direccional durante toda la corrida, perforando con bajos niveles de vibración que ayudaron a optimizar la ROP. AHORROS ESTIMADOS En cada operación se obtuvo un ahorro de 36 horas relacionadas a las operaciones que se realizarían con un BHA convencional (utilizando Motor de Fondo). Tomando como promedio los costos diarios de los pozos Amistad 15 y Amistad 17 se tiene un costo aproximado de $402,171.24, por lo que el ahorro en costos fue de $603,256.86 por cada operación. El beneficio real obtenido por la empresa operadora es de 72 horas equivalentes a $1.2 MM en ahorros. PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

Pozo de largo alcance en el Ecuador Autor: Diego Sandoval1

PERFORACIÓN

corde a las necesidades del país, en donde el acceso a las reservas de hidrocarburos son muy limitadas por la presencia cercana de áreas protegidas, Andes Petroleum Ecuador Ltd. culminó con éxito uno de sus mayores retos

dentro de su campaña de perforación. Lo hizo con el menor impacto ambiental a estas zonas ecológicas. Bajo ese lineamiento, Andes decide perforar el pozo Mariann Sur 2 (Mariann 48) desde la plataforma Mariann 30 Pad, para acceder a las reservas de Mariann Sur.

1 Diego Sandoval. Ingeniero Mecánico por la Universidad Politécnica del Ejército. Ingeniero de Perforación y Workover en Andes Petroleum Ecuador Ltd.

Figura 1. Diagrama de Colisión del Pozo 52

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

la presencia de gumbo y de carbón. Dentro de la planificación del pozo, se aplicaron experiencias de otros pozos, tecnologías apropiadas y prácticas correctas de perforación (ERW).

PERFORACIÓN

Para ello, fue necesario realizar un pozo de alto ángulo 62°, con una profundidad de 12 672 ft MD y con un desplazamiento total de 8 729 ft. El pozo Mariann Sur 2 (Mariann

Figura 2. Perfil Direccional del Pozo

48) fue perforado en un período de 40 días, cumpliendo los tiempos y presupuestos planificados, convirtiéndose en el pozo con el mayor desplazamiento perforado en el país, por Andes Petroleum Ecuador Ltd. Durante la perforación se afrontó algunos acontecimientos del reservorio característicos de la zona de Mariann Sur, como pérdidas de fluido a los 300 ft, embolamiento de broca por PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

En la etapa de planificación, los retos para la perforación fueron grandes, como la transmisión de peso hacia la broca y la limpieza del hoyo. Previo a este proceso se realizó un mantenimiento minucioso y un chequeo óptimo de los equipos de superficie del taladro de 2 000 HP (bombas, líneas y módulos), así como de las unidades de potencia (top drive, SCR y generadores). Durante la perforación del pozo Mariann 53

PERFORACIÓN

48, se usaron herramientas como Omni Reamer (remover camas), Well Commander (válvula con puertos para aumentar el caudal de limpieza), RSS geoplilot, que brindó una rotación continua y altas RPM. Sus resultados fueron mejor limpieza del hoyo y el mejor ROP. Otras fueron herramientas electrónicas como PWD (Pressure While Drilling) para monitorear la carga en el anular (psi) y la densidad equivalente de circulación; DP pipe combinado de 5-1/2” y 5”, para obtener mejores hidráulicas, simulaciones de torque y arrastre, con el propósito de conocer en qué etapa se van a tener los Plot 4: Sideloading at Section TD 10,350 ft MD (normalised to one stand length - 93Ft)

mayores esfuerzos y el número óptimo de reductores de torque que se utilizarían. Esta información que se extrajo del pozo durante la fase de perforación sirvió para comparar con las simulaciones hechas en la fase de planificación y tomar las decisiones JIT durante todas las secciones 17-1/2”, 12-1/4” y 8-1/2”. Cumplido este objetivo y con el uso de tecnologías para perforar pozos de alto desplazamiento, Andes Petroleum determinará los límites técnicos que le permitirán planear a futuro, pozos de mayor complejidad y así sentar las bases para la perforación de pozos de alcance extendido. Válvula multietapas

Distance along String (ft)

Side Force/normalization length (lbf/length)

Distance along String (ft)

Plot 5: Torque Distribution at section TD - 10,350 ft MD (COF C/H 0.38, O/H 0.42)

25,808 ft - lbf Rot. ON Bot.

WITHOUT SPIRO-TORQS

PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

Sistema Multibowl para cabezal de pozo y su versatilidad

s común identificar un cabezal de pozo como un elemento que cumple funciones simples, pero no menos importantes como ser la plataforma en la cual se ancla toda la estructura para la perforación del pozo y su respectivo control. Por tal motivo, el desarrollo y mejora de su interior no ha mantenido la relevancia como los sistemas bajo superficie: bombas, packers, brocas, etc. Sin embargo, es importante compartir qué ventajas y desarrollo le permite ahora al usuario tener una mayor versatilidad, seguridad y optimización (ahorros) en tiempos de instalación, así como en operaciones de reacondiciomiento de pozos.

Figura 1. Cabezal de Pozo Multibowl Válvulas del Pacífico S.A.

SUJECIÓN MEDIANTE SLIP-LOCK El cabezal Multibowl, a diferencia de los cabezales tradicionales, utiliza las ventajas del sistema SlipPGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

PERFORACIÓN

Autor: Esteban Mora1 Lock, que consiste en adherir el cabezal al casing de superficie sin necesidad de utilizar soldadura, sino mediante un sistema de apriete de mordazas que se ajustan hacia el casing conductor. El sistema Slip-Lock presenta varias ventajas, se destacan las siguientes: • Reducción del riesgo en la operación de instalación por no utilizar pre-calentamiento y post-calentamiento requerido en la soldadura. • Utilización de sellos para asegurar que exista hermeticidad en el anular del casing conductor. • Posibilidad de desmontar el sistema en caso de requerirse operacionalmente, a diferencia de un cabezal soldable. MENOS MOVIMIENTOS DE BOP El sistema Multibowl presenta una ventaja superior a los sistemas estándar de instalación de cabezales, porque no requiere movimientos de BOP adicionales para instalar las tuberías de revestimiento intermedias. Anteriormente, cuando se iniciaba una nueva sección de perforación era necesario desconectar el BOP para realizar el corte del casing y asentar una nueva sección del cabezal de pozo. Esto incluía desconectar todas las líneas y movimiento de BOP y hacer oxicortes en el casing, en posiciones peligrosas para los operadores (figura 2) y una vez instalada la siguiente sección de pozo proceder con un nuevo ciclo de pruebas para BOP. El sistema Multibowl como primera fase es instalado como se muestra en la figura 3, es apreciable que ambas secciones son instaladas simultáneamente y tienen un orificio uniforme para la circulación de herramientas por su interior y así realizar nada más que una sola conexión de BOP al cabezal durante las siguientes secciones a perforarse hasta la completación. La ventaja en tiempo y ahorro económico para un taladro de perforación en aplicar esta tecnología Multibowl representa 18 horas en sus operaciones. Esta experiencia ha logrado un ahorro de aproximadamente $9 millones du-

1 Esteban Mora. Ingeniero Mecánico Industrial graduado en la ESPE. Tiene 5 años de experiencia en el diseño y producción de cabezales de pozo. A su nombre se encuentran registradas tres solicitudes de patentes en el IEPI. Actualmente, es jefe de Ingeniería en Válvulas del Pacífico S.A.

PERFORACIÓN

mentación son utilizadas como running and retrieving tools (herramientas para corrida y recuperación) para el pack-off y casing hanger, que son componentes del sistema Multibowl.

Figura 2. Instalación de Cabezal de Pozo Estándar Lower y Upper Casing Spool de Cabezal de Pozo

rante la campaña de perforación en Río Napo CEM durante el período 2012 y 2013, solo considerando el costo por hora de un taladro de perforación. A partir de esta experiencia, clientes como Andes Petroleum Ecuador Ltda., Enap Sipec, Gente Oil, Consorcio Orion y Petroamazonas EP continuaron el ejemplo de Río Napo CEM a gran escala.

Figura 4. Pack Off de Cabezal Multibowl

Figura 5. Cementing/Running Tool y Mandrel Casing Hanger

Figura 3. Multibowl

EFICIENTE SISTEMA DE HERRAMIENTAS PARA OPERACIÓN La optimización de recursos es un factor importante en el ahorro de tiempos de instalación. El sistema Multibowl cuenta con equipos y herramientas capaces de ejecutar varias funciones para evitar intercambios innecesarios de herramientas o desperdicio de componentes en la operación. Un ejemplo es cuando existe un caso de instalación donde el casing conductor de 9-5/8” no quedó suspendido y llegó a fondo, entonces se debe utilizar un sistema de emergencia. El pack-off utilizado en este caso es el mismo que se utilizaría en un sistema normal. También las herramientas de lavado y ce56

Figura 6. Washing/Running Tool

VERSATILIDAD PARA CAMBIOS DE COMPLETACIÓN Comprendiendo la necesidad de los clientes, Válvulas del Pacífico S.A. ha desarrollado la capacidad en el cabezal Multibowl de receptar cualquier tipo de completación como: dual concéntrica, dual paralela, inyección, bombeo mecánico, PCP o bombeo hidráulico. Este tipo de adaptaciones ha permitido que el usuario final PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

Los ejemplos expuestos han permitido brindar soluciones versátiles que permitan un flujo normal de sus operaciones e inclusive permitan reducir sus tiempos muertos. Las ventajas analizadas en cada uno de los puntos críticos del sistema Multibowl han hecho de este equipo un baluarte en la industria petrolera ecuatoriana. Un tema que cuatro años atrás no era ni mencionado en el mercado, hoy en día es la referencia técnica para toda licitación de cabezales de pozo.

PERFORACIÓN

durante las fases de evaluación o perforación no tenga contratiempos en la adquisición de un nuevo cabezal o peor aún cambiarlo durante la operación, lo que representa un alto costo. Así también, los clientes no incurren en gastos de inventario inmovilizado por la necesidad de adquirir equipos para stock que puedan no ser utilizados; en cambio, Válvulas del Pacífico S.A. mantiene un stock para la entrega inmediata de las diferentes adaptaciones como se muestra en el siguiente esquema:

Base del sistema Multibowl (Secciones A & B)

Productor

Inyección

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Re - inyección

Dual concéntrico

Evaluación de la composición del fluido de las formaciones, mediante FLAIR en tiempo real Autora: Paola Delgado

PRODUCCIÓN

G 1 Paola Delgado. Geóloga de la Universidad Nacional de Salta, Argentina. Ingresó a Geoservices en 2007 y desde la fecha se ha desempeñado en diferentes posiciones técnicas en Argentina y Brasil. Especialista en Evaluación de Formaciones con datos en superficies de GeoservicesSchlumberger.

as y recortes de perforación son transportados a la superficie durante la perforación de un pozo, en virtud de maximizar la información extraída durante la perforación Geoservices ha desplegado una combinación de servicios que utiliza mediciones del gas extraído en superficie para la evaluación de la composición del fluido de formación y caracterización de los recortes de perforación en el pozo, en tiempo real. En este artículo se describe cómo a partir del análisis continuo en superficie del gas transportado por el lodo se puede identificar las principales zonas de interés del yacimiento, posibles rocas madre y conectividad entre diferentes arenas, a través de la caracterización de la composición de los fluidos que contienen hidrocarburos y la identificación de facies de fluidos del reservorio, esto es facilitado por el servicio de FLAIR.

FLAIR: Proviene de las siglas en inglés “Fluid Logging and Analysis in Real Time”. El registro y análisis de fluidos son proporcionados en tiempo real a través de FLAIR, el cual da la composición del fluido: C1-C6 cuantitativo del yacimiento y supervisa otros marcadores de caracterización de fluido (por ejemplo, aromáticos livianos: C6H6 Benceno, C7H8: tolueno). Esto permite la evaluación temprana del potencial de la zona productiva y adquisición de la información de formaciones, antes de correr registros en el pozo y de realizar las pruebas de producción de pozos. Con esta información, es posible que los intervalos de muestreo de fluidos sean optimizados, incluso se identifiquen capas productoras muy delgadas que no logran leerse con los registros eléctricos convencionales. La detección temprana de las variaciones de la composición de los fluidos indica potencial compartimentación del yacimiento o conectividad.

• Pilot hole: OBM • Sidetrack hole: WBM

•El servicio de FLAIR ha sido utilizado en ambos pozos piloto y side track. El análisis FLAIR indica que el fluido del side track tiene la misma composición que el fluido el pozo piloto. Los datos de FLAIR son comparados con el análisis composicional del PVT del pozo piloto. Figura 1. 58

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Cn Mole%

Flair en el pozo piloto

PVT del pozo piloto

Flair en el pozo sidetrack

C1F

89.2

C2F

6.1

C3F

2.4

C4F

0.5

nC44F

0.9

iC5F

0.5

nC5F

0.4

•La composición del fluido cuantitativo proporcionada por el registro y análisis de fluidos: FLAIR. Esta composición es comparable con los fluidos del yacimiento.

Figura 1.1

C1f/C2f (0 - 15)

C3f/C5sf (0 - 2)

PRODUCCIÓN

C1f/C3f (0 - 30)

iC4f/nC4f (0 - 1)

C1f/C4sf (0 - 30)

C2f/C3f (0 - 3)

C3f/C4sf (0 - 2) C2f/C4sf (0 - 3)

Figura 1.2

Figura 1. Comparación del análisis de FLAIR para los fluidos del pozo vertical y el pozo sidetrack Figura 1.1. Tabla de composiciones Figura 1.2. Diagrama radial: Cada brazo representa una relación cromatográfica en el rango de C1-C5. Ayuda a visualizar las similitudes o diferencias entre los fluidos

BENEFICIOS

APLICACIONES

CARACTERÍSTICAS

• Proporciona una pequeña visión de la estructura del yacimiento y distribución de los fluidos. • Permite la optimización de las pruebas de la formación, muestreo y análisis del fluido del fondo del pozo. • Permite la identificación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales.

• Mapeo de fluidos de facies inter e intra pozo. • Soporte para geo-navegación y terminación de pozos. • Identificación de formaciones, aseguramiento de datos en condiciones hostiles.

• Registro de fluidos durante la perforación. • Comparación cuantitativa del PVT comparable con la caracterización de los hidrocarburos. • Calibración patentada de la eficiencia del extractor y corrección de reciclaje y contaminación.

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PRODUCCIÓN

ADQUISICIÓN DE LOS DATOS Los extractores de gas en el lodo (FLEX) muestrean continuamente lodo en: (1) la línea de flujo, es decir, el lodo que sale del pozo (FLEX OUT), y en (2) la línea de succión de la bomba, es decir, el lodo que entra al pozo (FLEX IN). El extractor localizado en el tanque de succión es para eliminar la lectura de gas reciclado o re-circulado, y descartar lecturas de gas debido a posible contaminación por aditivos del lodo (figura 2). La extracción se produce en condiciones controladas, termodinámicamente constantes y se calibra para cada sistema de lodo. El extractor FLEX calienta el lodo y lo mantiene a una temperatura constante de 90 °C en lodos base aceite, y a 70 °C en lodos base agua, con el fin de extraer los componentes más pesados de nC6 a nC8, así como algunos otros componentes particulares (C6H6, C7H8 y C7H14). La temperatura también ayuda a mejorar la eficiencia de la extracción de todos los componentes monitoreados. Las condiciones de extracción de gas del lodo se mejoran aún más, ya que se mantiene un volumen constante y se presuriza la línea de gas desde el extractor hasta el analizador. Los hidrocarburos extraídos se transportan a un detector compuesto por un cromatógrafo de gas que separa los gases, y un espectrómetro de masas que

va a realizar el análisis, diseñado específicamente, que proporciona un análisis cromatográfico completo desde C1 (metano) hasta C8 (normal octano), incluyendo la diferenciación de varios isómeros (iso y normales parafinas) y mediciones de H, He y CO2. PROCESAMIENTO DE DATOS Las condiciones de extracción constante, incluyendo la calibración para el sistema de lodo en uso, permiten que la eliminación del efecto del reciclaje sea cuantitativa. El procesamiento de los datos adquiridos incluye la sincronización a profundidad de la broca de los datos medidos en el tanque de succión, y el filtrado de la data en las zonas con problemas de adquisición o que son afectadas por efectos de la generación de derivados de aromáticos de la perforación. Estos últimos hacen referencia al metamorfismo de la broca (“Drilling Bit Metamorphism”), durante la perforación a menudo se genera calor adicional que puede fusionar detritos de la roca y térmicamente craquear los fluidos de perforación base aceite y producir hidrocarburos y no hidrocarburos. Al realizar un análisis minucioso de los gases extraídos, muestra que ciertos gases no pertenecen a los yacimientos y que se gene-

Figura 2. Adquisición de la data. Localización de los extractores. Flex Out en la línea de flujo y Flex In en los tanques de succión. En la parte derecha se observa la unidad de Flair, donde se encuentra el analizador compuesto por un cromatógrafo de gas y un espectrómetro de masa 60

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INTERPRETACIÓN DE LOS DATOS Utilizando el software Techlog (plataforma de interpretación desarrollada para la aplicación de geo-científicos: geólogos, petrofísico, geofísicos, ingenieros de reservorio e ingenieros de perforación), los expertos generan un registro y análisis de la composición los fluidos; separando facies de fluidos, entendiéndose como facies de fluidos a intervalos geológicos con la misma composición C1-C5. Estos intervalos serán agrupados a un mismo color y comparados con los que se observan durante la perforación, eso permitirá identificar cambios verticales, lo cual ayuda a conocer la conectividad de estas facies de fluidos, contactos y gradaciones composicionales. En el caso de observar variaciones de las facies de fluidos, también se puede observar discontinuidades de fluido, barreras, es decir distinguir compartimentos (figura 3). Esta información puede integrarse con otros datos petrofísicos (por ejemplo, resistividad, porosidad y pruebas modulares de la dinámica de formación MDT) para permitir mejorar la caracterización de yacimientos durante la perforación. Respecto a los entregables, estos consisten desde quick looks diarios (incluyendo facies y diagramas de estrella) hasta análisis en profundidad como estudios de múltiples pozos. La experiencia contribuye a la mayor comprensión del yacimiento. ESTUDIO DE CASOS El servicio FLAIR ha sido utilizado con éxito en todo el mundo en más de 1 000 pozos de exploración, evaluación y desarrollo en todos los contextos geológicos y con diferentes comple-

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jidades, en todas las condiciones de operación (aguas profundas y poco profundas en alta mar, HPHT onshore y formaciones con baja permeabilidad), y con diferentes fluidos del yacimiento. A continuación, se describen algunos de ellos. Caracterización de fluidos en tiempo real en reservorios depletados Estos datos muestran los resultados de un pozo en Brunei, en el que varios pozos fueron perforados en este campo maduro de desarrollo. Los datos de FLAIR permitieron diferenciar los fluidos, donde las mediciones de densidad y neutrón no eran concluyentes; el cruce entre esta curva era ambiguo (lo que es común en campos maduros). Los datos de FLAIR registraron un fluido liviano, gas en las areniscas de las formaciones A50 y A52, facies de fluido marcado en celeste (figura 3) pasaba a un fluido más pesado, petróleo en las formaciones A55, A56 y A57. Esta información es proporcionada por los datos FLAIR, en tiempo real y confirmada durante las pruebas de producción.

PRODUCCIÓN

ran durante el metamorfismo de la broca (DBM), estos gases incluyen: CO, eteno, propeno. Las evidencias de hidrocarburos relacionados con los procesos metamorfismo de la broca pueden ser percibidas con FLAIR mediante la comparación entre la masa 26 (etano + eteno) y la masa 30 (etano solamente). La masa 26 detecta tanto etano y eteno (como la separación entre etano y eteno no es posible con esta masa, el parámetro medido se llama C2s). La masa 30 detecta solamente etano (como el eteno no contribuye a esta masa, el parámetro medido se denomina C2). La presencia de eteno (si es generada por metamorfismo de la broca) se evalúa a continuación, por la diferencia entre estas dos mediciones.

Evaluación de los fluidos durante la geo-navegación Hess Corporation y sus socios habían planeado un pozo de evaluación en offshore, en el Reino Unido, para confirmar el volumen de hidrocarburos dentro de su yacimiento principal y para investigar las formaciones vecinas. Después de que el pozo piloto fue perforado, se realizó el pozo horizontal en el reservorio principal, denominado S3. Durante la perforación, el registro LWD mostró una disminución de la resistividad (figura 4), aumentando la preocupación acerca de un techo o la base de la inminente salida de la zona de interés. El análisis de facies del fluido mediante FLAIR no mostró ningún cambio en el fluido de formación, a pesar de la disminución de la resistividad, lo que confirma que el pozo no había salido de la zona de petróleo. El cambio en la resistividad se atribuyó al aumento de la saturación de agua irreducible. Mediciones FLAIR ayudaron a dirigir el pozo y también permitieron al cliente optimizar los programas de registro y terminación posteriores. El análisis de los fluidos durante la perforación ayuda a complementar la respuesta de los registros durante la perforación, reduciendo las incertidumbres durante la geo-navegación, ayudando a tomar decisiones críticas (perforación suspendida y cambio de la trayectoria). 61

2425 2450

C1f/C3f (0 - 25)

Deep Res Gamma Ray

Shalow Res

Facies

Intervals

Tops

iC4f/nC4f (0 - 1) Litho

MD 1:1200

C1f/C2f (0 - 20)

FTI

Whs

100

Bhs

Chs

C3f/C5sf (0 - 3)

A50

C1f/C4sf (0 - 50)

A51 A52

2475

A53

2500

A54

2525

A55

HWC

C2f/C3f (0 - 2)

C3f/C4sf (0 - 2)

A56

2550

C2f/C4sf (0 - 3)

C2f/C5sf (0 - 3)

A57

PRODUCCIÓN

Figura 3. Registro de facies de fluidos versus profundidad. Picos de gas analizados, facies de fluidos, las dos últimas columnas representan relaciones cromográficas. Derecha: variaciones de las facies de fluido

C1/C2 20 C1/C3 40

iC4/nC4 2

C3/C4S 3

C1/C4S 70

C2/C4S

C2/C3 4

Figura 4. FLAIR en geo-navegación. En la sección superior se observa un registro de facies de fluidos durante la perforación. Las secciones de abajo muestran la trayectoria del pozo piloto y del pozo horizontal

FLAIR EN EL ECUADOR El servicio de FLAIR se introdujo en el Ecuador a finales del 2014. Este servicio ha permitido identificar los hidrocarburos y su distribución en el yacimiento, caracterizando zonas productivas, ayudando 62

a la caracterización petrofísica, independientemente de su baja resistividad, determinando contactos (petróleo-agua) durante la perforación y estos han sido validados con los análisis de PVT pre-existentes. PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

Multifracturamiento con jet hidráulico: fracturar con precisión, optimizando recursos de completación 1

l fracturamiento hidráulico es uno de los métodos de estimulación más efectivos y versátiles para el mejoramiento de la producción. Tal es así que es aplicado en una variedad de formaciones, rango de permeabilidades y arquitectura de pozos. Se fractura en: • Formaciones de areniscas, calizas, shale y carbón. • Desde formaciones con permeabilidad extremadamente baja, baja, permeabilidad media y formaciones de alta permeabilidad. • Se fractura para producir petróleo y gas. En algunos casos para producir agua y en otros para inyectar agua. • Se descarta los recortes de los pozos que están siendo perforados injectándolos por fracturamiento hidráulico, en formaciones que no tienen atractivo para producir hidrocarburo y/o que contienen aguas salobres no aptas para el consumo. Esta tecnología se llama CRI (cutting re-injection). • Se fracturan formaciones en pozos verticales, desviados y horizontales. • Se fractura hidráulicamente formaciones que están a hueco abierto, completadas en hueco revestido, completadas con liner ranurado o con mallas para contener la producción de arena.

• El bombeo de fluidos especiales y agente apuntalante de la fractura creada se hace a alta tasa y presión a través de tuberías de trabajo tipo casing, tubing. También con tubería flexible (coiled tubing ). • Se fractura para controlar la producción de arena y el movimiento de finos. También se puede fracturar cerca de formaciones con alta saturación de agua y minimizar su producción excesiva, aplicando tecnologías de Modificadores de Permeabilidad Relativa. • La explotación de HC de los shales, a través de fracturamiento hidráulico, cambió la matriz energética en los Estados Unidos y tiene enorme potencial en otras regiones del mundo. Las ventajas y aplicaciones del fracturamiento hidráulico son extensas, pero se hará referencia específicamente a una técnica diferente para iniciar y propagar una fractura hidráulica. La técnica utiliza un BHA con orificios para combinar las técnicas de jet hidráulico y fracturamiento hidráulico. Esta tecnología se aplica en el Ecuador y su nombre comercial es SurgiFrac. La técnica consiste en ubicar el BHA en el punto en el que se desea iniciar la fractura hidráulica. La operación comienza con el bombeo de fluido gelificado con arena a baja concentración por un corto lapso de tiempo (5 a 10 minutos). Esta corriente, que alcanza enormes Sandpill hits and create cavity

Start

PRODUCCIÓN

Autores: Mauricio Herrera / Ricardo Jorquera

1 Mauricio Herrera. Ingeniero Químico por la Universidad Nacional Autónoma de México. Es líder de tecnología de la División de Estimulaciones de Halliburton Ecuador.

2 Ricardo Jorquera. Ingeniero en Petróleos egresado de la UNC Mendoza Argentina. Es Gerente Técnico de Halliburton Ecuador.

Annulus pressure is 200 psi below FIP

Fase 1 PGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

Fase 2

Fluid becomes trapped causing pressure to exceed FIP

Initially, jetting fluid back flushes into annulus

Pressure on botton of cavity increases even more

Pressure on botton of cavity increases Fase 3

Fase 4 Annular fluid is “pulled” into cavity by jet

Fracture starts to iniciate; fluid can enter formation

PRODUCCIÓN

Fase 5

Annular fluid continues to be “pulled“ into cavity by jet

Fracture continues to extend

Highest pressure location

Fase 6

Figura 1. Etapas de SurgiFrac combinando Hydrajet y fracturamiento hidráulico

velocidades, erosiona la tubería, el cemento y la formación para comunicar al pozo con el yacimiento. Cumplida esta etapa, posteriormente, se bombea la corriente de fractura a través de la tubería, pasando por los jets y entrando en formación. Durante la etapa de fractura se bombea también por espacio anular casing-tubing para ayudar a su crecimiento y propagación, según el diseño. Terminada esta etapa, se desfoga la presión y se desconectan los tubos para ubicar la herramienta de jet hidráulico en la siguiente zona objetiva. Lo que aquí se resumió brevemente está mostrado en detalle en seis fases en la figura 1.

En todo el proceso, por efecto Bernoulli, el punto de entrada en la fractura es el punto de menor presión en el pozo, como se observa en cada una de las fases (color verde-baja presión). Esto implica que se pueden realizar varias etapas de fractura en un pozo sin aislar una de otra. Donde está ubicado el jet, siempre será el punto de menor presión en el pozo y todos los fluidos bombeados convergen hacia la fractura que está siendo ejecutada. Por este hecho, el SurgiFrac es aplicado para fracturar en hueco abierto o crear fracturas en completaciones con liner ranurado y/o múltiples fracturas en un pozo horizontal, como se muestra en la figura 2.

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PRODUCCIÓN

Figura 3. Caso de Fracturamiento SurgiFrac. Cuatro etapas sin aislación

La figura 3 muestra el caso de un pozo en el que se realizaron cuatro fracturas con la técnica SurgiFrac, sin aislar una de otra con el mismo BHA. Entre etapa y etapa, el tiempo transcurrido es el necesario para desfogar la presión de la etapa realizada y posicionar el BHA en la nueva posición. La técnica es muy versátil y permite cambios de programa durante la ejecución del trabajo. Es posible suspender una etapa y/o cambiar de posiPGE PETRÓLEO & GAS - JUNIO 2015

ción el punto de iniciación de cualquiera de ellas desde que el pozo no se encuentra cañoneado. Respecto a los túneles creados, debido al mayor diámetro promedio de los cortes y a que la configuración de la herramienta permite colocar múltiples jets en fase, los efectos de tortuosidad disminuyen al ser más sencillo para la corriente de fractura dirigirse hacia el plano preferencial de fractura. La figura 4 muestra los túneles creados por la herramienta Hydrajet. 65

lor de permeabilidad que presenta. • Se logró conseguir fracturas con extensión en longitud en las formaciones U que son de baja permeabilidad. • Se fracturó con bajas presiones y con un excelente nivel de admisión a través de los cortes. • Todas las etapas de fractura se realizaron al 100%. • El tiempo requerido consecutivo asociado a la realización de las 3 fracturas y tiempos de HWO fue de 17 horas. Sin duda, la incorporación de tecnología como esta permite a las operadoras realizar intervenciones que maximizan sus reservas, optimizando drásticamente sus recursos.

PRODUCCIÓN

Se generan fracturas altamente conductivas, ya que el área de flujo promedio obtenida de los cortes es entre 5 y 14 veces mayor por cada jet, que la que se genera por un pie cañoneado en forma convencional. Debido a lo anterior pueden bombearse altas concentraciones de arena, y, adicionalmente, la caída de presión al realizar un bombeo es despreciable. El siguiente caso corresponde a un trabajo de fracturamiento hidráulico SurgiFrac realizado en Lago Agrio en las arenas Ti, Ui y Us (figura 5). • Para la formación Ti se realizó una fractura corta y altamente conductiva que elimine el daño; condición que se buscaba por el alto va-

Figura 4. Túneles creados por el Hydrajet

Agente de sostén Fluido BT (cementada)

Us 9618’ - 9633’ (15’) Us 9638’ - 9645’ (7’) Ui 9662’ - 9673’ (11’)

Ti 9892’ - 9898’ (6’)

Figura 5. SurgiFrac - Tres etapas en Lago Agrio 66

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