No. 012 - MARZO 2017
IS SN 1390 - 8 81 2
2 000 EJEMPLARES
YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN
Sistema de Adquisición de Datos y Monitoreo en tiempo real (RTM)
PRODUCCIÓN
Diseño Completación Inteligente Smartwell® Para Producción Multizonal de Pozos
PRODUCCIÓN
Parches Expandibles de Acero
PERFORACIÓN
Estudio Técnico-Económico de la Producción Simultánea de dos Arenas
O
PRESENTACIÓN
En la primera edición del año 2017 de la Revista PGE PETRÓLEO&GAS, el Director Ejecutivo de AIHE, Ernesto Grijalva, analiza la situación de los precios del petróleo y los obstáculos para que el petróleo supere los US$ 50 dólares. La doceava entrega de la Revista, presenta además un estudio de los resultados de la Reforma energética mexicana y rondas exploratorias en México. Forman parte de la sección técnica temas como: Optimización Mediante Adquisición Estratégica de Registros Especiales en el Bloque 43 ITT; Diseño Completación Inteligente para Producción Multizonal de Pozos; Parches Expandibles de Acero como una Solución Innovadora para Garantizar la Integridad del Pozo. Esta nueva edición también contiene un informe sobre el importante hito de los 10 millones de barriles transportados desde Colombia y exportados a través del puerto de Esmeraldas, que se da gracias a la integración hidrocarburífera entre Ecuador y Colombia. Finalmente, la Revista expone un estudio sobre el aprovechamiento del gas asociado a la producción de petróleo. 4
P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
CONTENIDO
I
6
¿Se mantendrán los precios del barril de petróleo sobre los US$ 50?
8
Reforma Energética Mexicana - Resultados en los primeros tres años en el sector de Upstream
11
Reportes
15
Estadísticas
19
Un modelo alternativo para el origen del petróleo en la cuenca Oriente-Marañón Norte
24
Desarrollo del Bloque 43 – ITT Optimización mediante adquisición estratégica de registros especiales
28
Sistema de Adquisición de Datos y Monitoreo en Tiempo Real (RTM) con Levantamiento Hidráulico para la Optimización de Campos Petroleros
36
Válvulas Autónomas de Control de Flujo (AICV): Tecnología de Punta que Incrementa la Producción de Crudos Pesados
40
Diseño Completación Inteligente Smartwell® para producción multizonal de pozos
43
Parches Expandibles de Acero: Una Solución Innovadora para Garantizar la Integridad del Pozo
47
Centralizador
49
Estudio técnico - económico de la producción simultánea de dos arenas
56
Integración hidrocarburífera Ecuador – Colombia alcanza importante hito
59
Aprovechamiento del gas asociado a la producción de petróleo
Consejo Editorial: Ing. José Luis Ziritt, Director de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador Ing. Ernesto Grijalva, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) Coordinación: Mayra Revelo Redacción y Edición: Globalcorp Diseño: Globalcorp / Juan Centeno Fotografía: Wikipedia.
Colaboradores: Sebastián Saá Tamayo, Roberto Barragán Talenti, Angel Villavicencio Z., Giovanny Guayaquil S., Ernesto Grijalva, Vidar Mathiesen y Francisco Porturas, Diego Morales, Guillermo Corrales, Byron Calvopiña, Vadim Capcelea, Byron Corella, Nicolas Braud, Luis M. Sandoval, Wilmar Pastrana, Jose L. Freire, Marco Lopez, Carlos Llerena, Ruth Leon, Lenin Pozo, Esteban Mora, Daniel Orellana, Benjamín Hincapié, Byron Lopez, Freddy Córdova, Leonardo Mena, Jorge Soria Nota Editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio.
P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
Impresión: Globalcorp Tiraje: 2000 Número: 012 - Marzo 2017 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com
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5
I
CIFRAS
¿Se mantendrán los precios del barril de petróleo sobre los US$ 50? Autor: Ernesto Grijalva
A
Ernesto Grijalva H. Ingeniero de Petróleos por la Universidad Autónoma de México.
PRECIOS DEL PETRÓLEO 2008 - 2017 Dólares por barril
Fuente EIA: Precios mensuales de los crudos WTI y Brent. Fuente EP Petroecuador: Precios mensuales de los crudos Napo y Oriente. Los precios de marzo 2017 corresponden a un cálculo promedio estimado de los precios reportados diariamente por Bloomberg. 6
Parece que no es suficiente el control para mantener el precio de petróleo arriba de los US$50, pues atentando contra la subida de precios hace pocos días se incrementó el uso de equipos de perforación en los Estados Unidos, impulsados adicionalmente por las medidas de protección e incentivos fiscales que emitió el nuevo presidente de la nación norteamericana, esto incrementará el desarrollo y reactivación de campos petroleros previéndose una reducción en los precios por debajo de los US$50 dólares por el incremento en la oferta de petróleo. Una clara señal para aumentar la producción de crudo y por ende la reducción del precio del petróleo es la decisión de impulsar la construcción de oleoductos de Dakota Access y Keyston XL que unirá entre otros campos los de Alberta, Canadá con refinerías del Golfo de México. Otra medida tomada por Estados Unidos que repercutirá en la baja del precio del crudo es reducir la reserva estratégica, vendiendo aproximadamente más de 300 millones de barriles de los 1200 millones de reservas estratégicas disponibles. A todo esto, se suma la falta de crecimiento en la demanda y propuestas que permitan que el petróleo pueda ser sustituido a corto plazo.
finales del año 2014 se presentó sobreoferta de crudo que ocasionó la baja de los precios del petróleo. Como actor importante está Arabia Saudita que basándose en sus bajos costos de producción colaboró con esa tendencia para recuperar mercados perdidos. Sus competidores fueron Rusia y productores americanos de esquistos que para desarrollar proyectos requieren precios de venta (WTI) superiores a los 55 dólares de producción por barril de petróleo. Desde finales del 2016, ante la noticia de los países miembros de la OPEP de reducir alrededor de 1.2 millones de barriles de petróleo por día y los países que no pertenecen a la OPEP cerca de 1 millón de barriles de petróleo por día, los crudos marcadores más usados, Brent y WTI, han aumentado temporalmente en casi 30% su precio, cotizándose en aproximadamente 57 y 54 dólares el barril, respectivamente. El cumplimiento de estas decisiones con el objeto de mantener los precios estabilizados se realiza a través de un Comité de Monitoreo para la producción de los países OPEP y no OPEP; sin embargo, hay dudas de que no se cumpla el acuerdo.
AÑOS
WTI
BRENT
ORIENTE
NAPOv
DIFERENCIA WTI ORIENTE
2008
99,67
96,94
83,96
82,04
2009
61,95
61,74
54,34
50,87
7,61
2010
79,48
79,61
72,57
69,56
6,91
15,71
2011
94,88
111,26
98,92
95,11
-4,04
2012
94,05
111,63
99,49
96,44
-5,44
2013
97,98
108,56
97,36
92,91
0,62
2014
93,17
98,97
85,81
81,58
7,36 5,22
2015
48,66
52,32
43,44
39,22
2016
43,31
43,71
37,14
31,77
6,17
2017
53,07
55,49
46,84
42,50
6,23
Enero 2017
52,50
54,58
46,71
42,05
5,79
46,99
43,01
6,49
Febrero 2017
53,48
56,17
Marzo 2017
53,28
55,80
P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
F
CIFRAS
Precio Petróleo 2008 - 2017
CAPACITACIÓN SPE ECUADOR SPE – Distinguished Lecturer - Enap SIPEC: “Evaluating Completion Options to Maximize Value Add Energy”
La conferencia examina el flujo de trabajo en el proceso de toma de decisiones en la completación de pozos, donde se comparan opciones técnicas que permitan maximizar el la producción y el valor económico para el operador. Dan Gibson: Conferencista seleccionado
Fecha: 19 de abril 2017 Hora: 12h00 Lugar: Quito, Ecuador Expositor: Dan Gibson
por SPE internacional para el programa de “Distinguished Lecturer 2017-2018“. Es un experto en completación e integridad de pozos con más de 35 años de experiencia. Ha trabajado en varias operadoras y compañías de servicio en los estados unidos y varios países del mundo.
Información para inscripciones: ecuador@spemail.org
SPE INTERNACIONAL SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference
Fecha: 17 al 19 de mayo de 2017 Lugar: Buenos Aires, Argentina:
Mayor información: http://www.spe.org/latinamerica/
P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
7
F
GESTORES
Reforma Energética Mexicana - Resultados en los primeros tres años en el sector de Upstream Autor: Sebastián Saá Tamayo, Socio del Estudio Jurídico Almeida Guzmán & Asociados.
Sebastián Saá Tamayo Abogado por la Universidad San Francisco de Quito con Master en Derecho Financiero y de Negocios de George Washington University Law School, con experiencia de 10 años en el sector petrolero nacional e internacional. Actualmente se desempeña como Socio a cargo de la práctica de energía del Estudio Jurídico Almeida Guzmán & Asociados.
E
n diciembre de 2013 el Senado Mexicano y la Cámara de Diputados aprobaron una reforma constitucional bajo la cual se abrió el camino a la participación de inversión privada en el sector energético mexicano de manera directa. A partir de ello, México ha realizado sendas reformas a su legislación primaria y secundaria en materia energética a fin de dar viabilidad a la reforma constitucional. Entre ellas se destaca la aprobación de la Ley de Hidrocarburos y la Ley de Ingresos sobre los Hidrocarburos en las cuales se detalla el marco legal que permite la participación directa de la inversión privada en las actividades de downstream, midstream y upstream en México; hasta la reforma constitucional estas actividades eran un monopolio estatal controlado por la empresa estatal de petróleos PEMEX. Este artículo busca resumir de manera conceptual los principales hitos de la reforma energética en el sector de upstream y los resultados que la misma ha arrojado en estos primeros tres años desde su implementación.
LOS PRIMEROS PASOS DE LA REFORMA ENERGÉTICA
Una vez realizada la reforma constitucional, la primera medida fue crear el marco institucional dentro del cual la actividad energética se desarrollaría. Para el efecto se crearon y robustecieron tres instituciones medulares: la Secretaría de Energía (SENER), la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y el Fondo Mexicano del Petróleo. A continuación un breve detalle de las funciones que cumple cada una de estas entidades: Secretaría de Energía (SENER) Entidad encargada de la selección de áreas a ser licitadas, del desarrollo de los lineamientos técnicos para el proceso de licitación y del diseño técnico de los contratos de licitación. 8
Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) Entidad que se encarga de regular y supervisar el reconocimiento y la exploración superficial, la exploración y la extracción de hidrocarburos. La CNH tiene bajo su responsabilidad la ejecución de los procesos de licitación, la suscripción de los contratos de exploración y explotación, así como la administración técnica tanto de las asignaciones como de los contratos hidrocarburíferos. Fondo Mexicano del Petróleo Fondo creado a partir de la reforma en materia de hidrocarburos para recibir y administrar los ingresos petroleros. El Fondo Mexicano del Petróleo también se encarga de destinar las respectivas porciones de los ingresos petroleros a los Fondos de Estabilización de los Ingresos Petroleros y de Estabilización de los Ingresos de las Entidades Federativas.
NUEVO ROL ESTRATÉGICO DE LA EMPRESA ESTATAL PEMEX
Una vez establecido el marco institucional, el direccionamiento estratégico fue otorgar a PEMEX la prioridad sobre la retención de los Bloques petroleros sobre los cuales técnica y económicamente existía un interés de que la empresa estatal mantenga la operación. A este proceso se lo llamó “Ronda Cero”. La transformación de PEMEX en un jugador más del mercado es quizás la reforma medular implementada en materia de upstream. En primera instancia, el proceso conllevó la prerrogativa de PEMEX de mantener derechos de exploración y explotación sobre aquellas áreas en las que ya se encontraba ejecutando dichas actividades. Estas áreas, cuya concesión se mantuvo a favor de PEMEX, se sujetaron al régimen legal de asignaciones. A partir de la “Ronda Cero”, PEMEX participa en igualdad de condiciones con otros operadores petroleros en las nuevas áreas que son sometidas P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
F
GESTORES
a contratación. La estrategia mexicana se enfocó en potenciar a PEMEX como una empresa eficiente y sustentable que opere bajo los mismos parámetros que sus pares privados u otras empresas estatales que compiten internacionalmente por contratos petroleros. Sin perjuicio de ello, México también priorizó el enfoque de PEMEX en la operación de Bloques en los cuales el riesgo es menor, ya sea por encontrarse en producción o con reservas probadas. Fue así que a partir de la Ronda Cero, según el portal de la Secretaría de Energía, PEMEX mantuvo para sí el 100% de las áreas en explotación, el 83% de las áreas de reservas descubiertas y reservas probadas, y apenas el 21% de los recursos potenciales no descubiertos. De esta manera, se impulsó que sea el capital privado el cual incurra en los proyectos de mayor riesgo y mayor inversión. Se previó además la posibilidad de conformar joint ventures en los cuales PEMEX pueda participar con empresas de reconocida experiencia en las actividades de exploración y explotación y así propender a la transferencia de tecnología.
ternacional, bajo la lógica de que el inversionista compara otras posibilidades de inversión en función de la estabilidad jurídica, retorno, riesgo y otros factores específicos para cada proyecto.
TIPOS DE CONTRATOS PREVISTOS EN LA LEGISLACIÓN MEXICANA TRAS LA REFORMA ENERGÉTICA
RONDA 1.4 – RESULTADOS ALENTADORES
Según se mencionó, previo a la reforma constitucional de diciembre de 2013, el monopolio sobre la exploración y explotación de hidrocarburos en México lo mantenía el Estado, a través de su empresa estatal PEMEX. Si bien una reforma anterior había facultado que PEMEX otorgue Contratos de Prestación de Servicios que permitían al capital privado participar indirectamente en la exploración y explotación de determinadas áreas, la operación como tal del Bloque la retenía PEMEX. Tras la reforma constitucional realizada en diciembre de 2013, México optó por prever en su legislación una amplia variedad de modalidades contractuales que incluyeron la mayor parte de figuras contractuales manejadas en el mercado petrolero, incluyendo Contratos de Prestación de Servicios de Exploración y Explotación, Contratos de Licencia, Contratos de Producción Compartida (Production Sharing Contract), Contratos de Ganancias Compartidas (Profit Sharing Contracts), Contrato de Servicios y finalmente las Asignaciones que se realizan a favor de PEMEX (con la posibilidad de que PEMEX convierta dichas Asignaciones en Contratos de Servicios de Exploración y Explotación). Esta inteligente política otorga a las autoridades mexicanas la flexibilidad para adaptar distintos proyectos a la modalidad contractual que mejor se adecue a los estándares del mercado inP G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
PRIMERAS RONDAS – RESULTADOS Y EXPECTATIVAS A FUTURO
Las reformas implementadas tuvieron un impacto inmediato en el sector hidrocarburífero internacional, levantando el interés de los grandes actores de esa industria. Las primeras Rondas han sido materia de críticas por algunos sectores de la opinión pública en México, ya que no se alcanzaron los objetivos inicialmente planteados; sin embargo, de acuerdo al portal oficial de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, ya han concluido tres rondas: Ronda 1.1 para exploración de áreas de aguas someras; Ronda 1.2. para producción de áreas de aguas someras, Ronda 1.3 para exploración de áreas continentales, y la Ronda 1.4 recientemente finalizada. Dichas Rondas concluyeron con la adjudicación exitosa de más de 38 Contratos de exploración y explotación.
Los resultados de la Ronda 1.4 representan, a decir de los medios mexicanos, un gran avance en el camino de implementación de la reforma energética. El resultado de esta Ronda fue la adjudicación de 8 contratos, con lo cual la CNH estima que en 10 años la producción en México aumentará en 900 mil barriles diarios adicionales. Los campos ADJUDICATARIO
BLOQUE
ADJUDICATARIO
BLOQUE
China Offshore Corporation (COONC)
1
Consorcio Statoil – BP – Total
5
Consorcio Total – Exxon Mobil
2
Consorcio Statoil – BP – Total
7
Consorcio Chevron – Pemex – Inpex
3
Consorcio PC Carigali y Sierra Offshore
8
China Offshore Corporation (COONC)
4
Consorcio Murphy – Ophir – PC Carigali – Sierra Offshore
9
Fuente: CNH
fueron adjudicados de la siguiente manera: Adicional a las adjudicaciones, el Campo Trion será explotado por la estatal PEMEX en Alianza Estratégica con la australiana BHP Billiton, siendo esta última la propietaria del 40% de los derechos sobre el campo. Los resultados de esta Ronda son, sin duda alguna, un éxito absoluto en cuanto excedieron las proyecciones de las autoridades de energía y lograron atraer a los grandes actores de la industria. Se estima que cada Bloque de aguas profundas signi9
F
GESTORES ficará al menos 4 mil millones de dólares de inversión para su desarrollo; esto sin duda tendrá un efecto multiplicador en el crecimiento y desarrollo de la economía mexicana.
CONCLUSIONES
Los resultados de la última Ronda disipan las dudas respecto de los resultados alentadores de la reforma energética mexicana, que hasta entonces se encontraba bajo importantes cuestionamientos acerca del verdadero impacto en la economía mexicana en particular en el sector de Upstream, y la capacidad real de atraer inversión extranjera. Es de esperarse que los resultados prometedores de la Ronda 1.4 traigan consigo una señal de confianza al inversionista para las Rondas 2.1 y 2.2. El reto de México estará en fomentar un balance entre las expectativas de ingresos petro-
10
leros que aspira recibir el Estado Mexicano, y aquellas que las empresas privadas proyectan percibir, en función de parámetros como riesgo, inversión, complejidad, mercado internacional, precio del barril, calidad de crudo entre otros. Para este análisis no se puede perder de vista los miles de trabajos que la industria petrolera genera con el correspondiente efecto multiplicador en la economía. Asimismo, México deberá trabajar en mantener instituciones fuertes y transparentes que acompañen un contrato equilibrado y que otorgue seguridad y estabilidad jurídica necesarias para el correcto desarrollo del sector energético en el país, todo esto enmarcado en un estricto manejo ambiental. Por el momento parece que el objetivo está lográndose.
P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
I
REPORTES
Torres de perforación en operación en el Ecuador Marzo 1, 2017 OPERADOR
POZO
CONTRATISTA
RIG
TIPO DE EQUIPO
COMENTARIOS
AGIP OIL ECUADOR
VILLANO 23H
PETREX
20
HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP
DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION
ANDES PETROLEUM
JOHANNA ESTE 27H
CCDC
CCDC25
2000 HP
DRILING 8 1/2" HOLE SECTION
ENAP SIPEC
MDC 28
TUSCANY DRILLING
117
HELI RIG 200O HP
RUNNING 13 3/8" CSG.
EP PETROAMAZONAS
TIPUTINI C-032
SINOPEC
248
2000 HP
DRILLING 16" HOLE SECTION
EP PETROAMAZONAS
TIPUTINI A035
SINOPEC
219
ZJ70DB (2000 HP)
DRILLING 16" HOLE SECTION
EP PETROAMAZONAS1
ACAF 214
SINOPEC
119
2000 HP
STARTING TO DRILL 8 1/2" HOLE SECTION
EP PETROAMAZONAS1
ACAJ 201
SINOPEC
191
2000 HP
DRILLING 9 5/8" SHOE TRACK
EP PETROAMAZONAS1
ACSC-031
SINOPEC
156
ZJ70/4500D 2000 HP
COMPLETION
EP PETROAMAZONAS1
ACAH-194
SINOPEC
168
ZJ70DB (2000 HP)
COMPLETION
EP PETROAMAZONAS2
PLAN-054
NABORS DRILLING SERVICES
794
PYRAMID 2000HP
COMPLETION
ORION ENERGY
ENO 7
NABORS DRILLING SERVICES
609
2000 HP
DRILLING
1 Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP
2 Para proveer servicios en esta área, IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros)
Torres de perforación en stand by en el Ecuador Marzo 1, 2017 CONTRATISTA
RIG
TIPO DE EQUIPO
COMENTARIOS
CCDC
CCDC028
200O HP
SACHA 460 PAD. RIG MAINTENANCE
CCDC
CCDC036
BAOJI 2000 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
CCDC
CCDC037
ZJ70DB (2000 HP)
TAPIR NORTE 17 (RIG MAINTENANCE)
CCDC
CCDC038
CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)
LAGO AGRIO BASE
CCDC
CCDC039
1600 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
CCDC
CCDC066
2000 HP
COCA. BASE
CCDC
CCDC068
2000 HP
COCA. BASE
CCDC
CCDC069
2000 HP
COCA. BASE
HELMERICH & PAYNE
117
MID CONTINENTAL U1220EB
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
121
IDECO E1700
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
132
OILWELL 840
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
138
MID CONTINENT 1220
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
176
2000 HP / LEE C. MOORE
COCA BASE
HELMERICH & PAYNE
190
2000 HP
COCA BASE
HILONG
7
ZJ70D 2000 HP
ANDES PETROLEUM PAD
HILONG
15
2000 HP
COCA BASE
HILONG
16
ZJ70DB VFD 2000 HP
COCA BASE
PETREX
3
2000 HP
COCA BASE
PETREX
5824
NATIONAL 1320 (HELI RIG)
COCA BASE
PETREX
5899
2000 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
SINOPEC
127
2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
128
2000 HP
COCA BASE
SINOPEC
129
70B
OSO A PAD
SINOPEC
169
ZJ70DB (2000 HP)
JIVINO
SINOPEC
183
2000 HP
YANAQUINCHA PAD
SINOPEC
185
2000 HP
CEIBO 1
SINOPEC
188
3H-1500
COCA BASE
SINOPEC
220
2000 HP
COCA BASE
TRIBOILGAS
202
SERVICE KING 1000 HP
COCA BASE
TUSCANY DRILLING
102
LOADCRAFT 1000 HP
PREPARRING TO MOBILIZE TO MDC 27 (ENAP SIPEC)
Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
11
I
REPORTES
Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador Marzo 1, 2017 OPERADOR
POZO
CONTRATISTA
RIG
TIPO DE EQUIPO
COMENTARIOS
ANDES PETROLEUM
JOHANNA ESTE 15
HILONG
3
XJ 650
W.O.
ANDES PETROLEUM
HORMIGUERO SUR 2
HILONG
18
DFXK JC11/21 650HP
W.O.
ENAP SIPEC
PARAISO 11
TUSCANY DRILLING
105
650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
CYBC 013
CCDC
40
CHINA MODEL XJ550, 650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SACHA W154
CCDC
51
650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
OSO B078
CCDC
52
650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
OSO H122
PETROTECH
4
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
PKSB 010
SINOPEC
932
XJ650
W.O.
EP PETROAMAZONAS
PCH 009
TRIBOILGAS
8
COOPER 550DD
W.O.
EP PETROAMAZONAS
DRBB 032
TRIBOILGAS
101
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
SCHAL 441
TRIBOILGAS
102
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
PRNA 01
TRIBOILGAS
104
LOADCRAFT 550
W.O.
EP PETROAMAZONAS
EDYF 061AH
TRIBOILGAS
105
CROWN 550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
VHR 013
TRIBOILGAS
107
550 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS
PCCA 014
TRIBOILGAS
201
DRILLING SERVICE KING 1000HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
SHUSHUFINDI 46
CONSORCIO SHUSHUFINDI (TO BE OPERATED BY SAXON)
SSFD 01
KING SERVICES 750HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS1
SHSW 205
DYGOIL
30
CAMERON 600
DEMOB. TO COCA BASE
EP PETROAMAZONAS2
EDYA 054
SINOPEC
905
750 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS3
ATACAPI C023
CCDC
42
CHINA MODEL XJ550, 650 HP
W.O.
EP PETROAMAZONAS4
CULEBRA 14
SLR
SLR 34
WILSON 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS4
YCAF 030
SLR
SLR 47
WILSON 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS4
YCAC038
SLR
SLR 55
WILSON MOGUL 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS4
CHSA 004
SLR
SLR 56
WILSON MOGUL 42B
W.O.
EP PETROAMAZONAS5
LGA-017
NABORS DRILLING SERVICES
815
IRI 2042 / FRANKS 600
W.O.
ORION ENERGY
MIRA 1
TUSCANY DRILLING
104
CARE 550 HP
W.O.
PETROBELL
TIGÜINO 4
ESPINEL & ASOCIADOS
EA 12
XJ 650
W.O.
PUMA ORIENTE
PUMA 11
TUSCANY DRILLING
111
665 HP
W.O.
REPSOL
DAIMI A22
SINOPEC
908
650 HP
W.O.
1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Kamana firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 3.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 4.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP 5.- Para proveer servicios en esta área, IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros)
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P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
I
REPORTES
Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador Marzo 1, 2017 CONTRATISTA
RIG
TIPO DE EQUIPO OIME 750SL
STACKED
AGIP OIL ECUADOR
AOE 1
STBY. VILLANO “A”
AGIP OIL ECUADOR
AOE 2
OIME 500
STBY. VILLANO “B”
CCDC
CCDC 41
CHINA MODEL XJ550, 650 HP
EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)
DYGOIL
20
FRANKS 600
DYGOIL SHUSHUFINDI BASE
FAST DRILLING
FD 11
XJ 650 (700 HP)
COCA BASE
GEOPETSA
1
COOPER LTO 550
COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE
GEOPETSA
2
WILSON 42B 500
COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE
GEOPETSA
3
WILSON 42B 500
COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE
GEOPETSA
4
UPET 550 HP
COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE
GEOPETSA
5
LTO-550-VIN-26606
COCA BASE. MAINTENANCE & CERTIF.
GEOPETSA
6
ZPEC 650
COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE
HILONG
HL-28
DFXK JC11/21 650HP
COCA BASE
NABORS DRILLING SERVICES
814
IRI 1287W / FRANKS 500
SHUSHUFINDI BASE
NABORS DRILLING SERVICES
819
CABOT 600
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 7
COOPER 550
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 32
WILSON MOGUL 42B
SHUSHUFINDI BASE
SLR
SLR 53
WILSON MOGUL 42B
SHUSHUFINDI BASE
SINOPEC
903
CHINA MODEL XJ650 HP
LAGO AGRIO
SINOPEC
904
750 HP
LAGO AGRIO
SINOPEC
907
XJ 550
LAGO AGRIO
TRIBOILGAS
5
LTO-550-VIN-26606
COCA BASE
TRIBOILGAS
6
COOPER 550
COCA BASE
TRIBOILGAS
7
WILSON 42 B
COCA BASE
TRIBOILGAS
103
550 HP
COCA BASE CAMP
TRIBOILGAS
106
SERVICES KING 550 HP
COCA BASE
TRIBOILGAS
203
SERVICE KING 1000 HP
TAMBILLO (QUITO)
TRIBOILGAS
204
SERVICE KING 1000 HP
TAMBILLO (QUITO)
TRIBOILGAS
205
SERVICE KING 1000 HP
TAMBILLO (QUITO)
Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report
Torres de perforación y reacondicionamiento en actividad en Ecuador 2010 - 2017
Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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ESTADÍSTICAS
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I
P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
I
ESTADÍSTICAS
PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2007 - 2017 (Dólares por barril)
Fuente: EP Petroecuador y EIA Energy Information Administration *Las cifras de Febrero y Marzo 2017 corresponde a un cálculo promedio estimado de los precios reportados diariamente.
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS ENERO 2014 - ENERO 2017 (BPPD)
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE
P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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I
ESTADÍSTICAS
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP
AGIP OIL
CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO)
ORION ENERGY OCANOPB S.A.
OPERACIONES RÍO NAPO CEM
ANDES PETROLEUM
GENTE OIL ECUADOR
ORIONOIL ER S.A.
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 16
P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
I
ESTADÍSTICAS
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) CONSORCIO PALANDA YUCA SUR
CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA
PACIFPETROL
PETROBELL
PETROORIENTAL (BLOQUE 14 y 17)
REPSOL ÁREA BLOQUE 16 Y 67
ENAP SIPEC
TECPECUADOR
Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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ESTADÍSTICAS
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I
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GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA
F
Un modelo alternativo para el origen del petróleo en la cuenca Oriente-Marañón Norte Autor: Roberto Barragán Talenti INTRODUCCIÓN
La cuenca Oriente-Marañón Norte (ONMB) de Ecuador y Perú respectivamente, forma parte del sistema de cuencas asimétricas de “foredeep” del sistema actual de antepaís subandino. Al presente, más de 10 billones de barriles de petróleo recuperable han sido descubiertos (~ 45 BBO in-situ) en un área de aproximadamente 100,000 km2. Estas cuencas productivas están asociadas al mismo sistema petrolífero-roca madre: las lutitas y calizas marinas de la Formación Napo-Chonta, del Cretácico Superior. Aunque la geología regional ha sido ampliamente descrita, existen pocos trabajos referentes a la geoquímica de las rocas madre, petróleos y en general a los sistemas petrolíferos en las cuencas subandinas Oriente-Marañón. Biomarcadores geoquímicos regionales a lo largo del sistema ONMB soportan múltiples cocinas y pulsos de generación, y, por lo tanto, varias hipótesis, aun no probadas y sin mucho sustento, han sido propuestas para explicar el origen de este sistema petrolero prolífico. El origen del sistema petrolero Cretácico Napo-Chonta, es por lo tanto especulativo y polémico, sobre todo porque aspectos de tipo geodinámico regional no han sido ampliamente considerados, peor aún, porque dichas cuencas y sus crudos han sido siempre tratadas por separado como unidades independientes correspondientes sólo a sus límites geopolíticos.
El modelo geológico aceptado actualmente (Feininger, 1975) asocia el origen de este sistema petrolero Cretácico a una cocina hipotética situado al oeste a lo largo de la zona ecuatoriana Interandina actual, conocida como cocina “Quito”, ya exhumada /erosionada o metamorfisada por la orogenia andina. Sin embargo, esta hipótesis es supuesta e implica una preservación de crudos muy eficiente y un proceso largo de remigración. El objetivo de este estudio, por lo tanto, es el de definir un modelo alternativo que pueda explicar su origen, sobre la base de un marco geodinámico que incorpora los principales elementos tectono-sedimentarios a lo largo de las cuencas y de sus zonas subandinas, junto con información gravimétrica regional y un modelo de generación y migración de sus hidrocarburos basados en datos geoquímica actualizados y regionales.
MARCO GEOLÓGICO REGIONAL
La cuenca Oriente-Marañón Norte (ONMB) de Ecuador y Perú respectivamente, forma parte del sistema de cuencas asimétricas de “foredeep” del sistema actual de antepaís subandino. Al presente, más de 10 billones de barriles de petróleo recuperable han sido descubiertos (~ 45 BBO in-situ) en un área de aproximadamente 100,000 km2. Estas cuencas productivas están asociadas al mismo sistema petrolífero-roca madre: las lutitas y calizas marinas de la Forma-
Roberto Barragan Talenti Ingeniero Geólogo de la Escuela Politécnica Nacional. Tiene una maestría en Geología en la Universidad de Idaho y un Doctorado en el Laboratorio de Análisis de Cuencas de la Universidad Paul Sabatier Toulouse III, Francia. 23 años de experiencia en la industria petrolera como geólogo de Exploración y Nuevos Negocios en varios cuencas y regiones incluyendo SE Asia, Australia, Latín América (Cuencas subandinas y de ante arco), Golfo de México y el Margen Sur Atlántico (Brasil y África Oeste) Actualmente Consultor Internacional y Profesor de Geología en la Universidad YachayTech.
Figura 1 Izquierda: Localización de la zona de estudio, cuencas Oriente-Marañón Norte, mostrando los elementos estructurales más sobresalientes de este sistema subandino de cuenca de antepais. Derecha: Columna tectono-estratigráfica, y eventos geodinámicos que controlaron el desarrollo de la Cuenca Oriente y de sus sistemas petrolíferos (Baby et al., 2015). P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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ción Napo-Chonta, del Cretácico Superior. Aunque la geología regional ha sido ampliamente descrita, existen pocos trabajos referentes a la geoquímica de las rocas madre, petróleos y en general a los sistemas petrolíferos en las cuencas subandinas Oriente-Marañón. Biomarcadores geoquímicos regionales a lo largo del sistema ONMB soportan múltiples cocinas y pulsos de generación, y, por lo tanto, varias hipótesis, aun no probadas y sin mucho sustento, han sido propuestas para explicar el origen de este sistema petrolero prolífico. El origen del sistema petrolero Cretácico Napo-Chonta, es por lo tanto especulativo y polémico, sobre todo porque aspectos de tipo geodinámico regional no han sido ampliamente considerados, peor aún, porque dichas cuencas y sus crudos han sido siempre tratadas por separado como unidades independientes correspondientes sólo a sus límites geopolíticos. El modelo geológico aceptado actualmente (Feininger, 1975) asocia el origen de este sistema petrolero Cretácico a una cocina hipotética situado al oeste a lo largo de la zona ecuatoriana Interandina actual, conocida como cocina “Quito”, ya exhumada /erosionada o metamorfisada por la orogenia andina. Sin embargo, esta hipótesis es supuesta e implica una preservación de crudos muy eficiente y un proceso largo de remigración. El objetivo de este estudio, por lo tanto, es el de definir un modelo alternativo que pueda explicar su origen, sobre la base de un marco geodinámico que incorpora los principales ele-
mentos tectono-sedimentarios a lo largo de las cuencas y de sus zonas subandinas, junto con información gravimétrica regional y un modelo de generación y migración de sus hidrocarburos basados en datos geoquímica actualizados y regionales.
SISTEMA PETROLERO CRETÁCICO
La cuenca Oriente - Marañón Norte (ONMB) constituye uno de los sistemas petroleros más prolíficos de América del Sur. Sus principales reservorios corresponden a los sedimentos fluvio-deltaicos y estuarinos de las Formaciones Cretácicas Hollín (Cushabatay) y Napo-Basal Tena (Raya / Chonta / Vivian (White et al., 1995), entrapados en estructuras anticlinales de bajo relieve formadas principalmente a partir del Turoniano y en el Paleoceno-Oligoceno superior (Baby et al., 2015), y distribuidas a lo largo de los corredores o dominios estructurales en transpresión previamente mencionados. Datos geoquímicos e isotopos de carbón muestran una cercana relación entre las lutitas y calizas cretácicas de la Fm Napo/Chonta-Raya y los crudos de dichas cuencas (Bernal, 1998), por lo tanto, son generalmente aceptados como la principal roca madre que origina sus crudos. La materia orgánica de dichos sedimentos es de tipo marino a lo largo de toda la cuenca Oriente y en parte hacia el noroeste de la cuenca Marañón y Santiago (Tipo II - II B; TOC comúnmente hasta 3-4%) (Perupetro, 2000). Sin embargo, la roca madre cretácica Napo/Chonta se vuelve
Fig. 2: Mapa regional de madurez (vitrinita-Ro) Cuenca Oriente-Marañon Norte al presente para el nivel Napo superior (~88Ma) usando facies Tipo II y II B (Org. Facies A-Bmarino). En la parte derecha, se detallan tres perfiles de historia de sobre enterramiento (subsidencia) y la reconstrucción térmica, modelaje calibrado con datos de temperatura, y reflectancia de vitrinita para a) pozo Oso-1, Cuenca Oriente Central; 2b) Pozo Bobonaza-1, Cuenca Oriente Sur y, 2c) Situche Central-1 Cuenca Marañón Noreste 20
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más terrestre y de mala calidad hacia la parte este de la Cuenca Oriente y a lo largo de toda la cuenca Marañón en el Perú (Tipo III, TOC de 0,5-1%). Análisis geoquímicos de crudos a lo largo de las cuencas Oriente, Marañón Norte y Santiago reconocen varias familias, todas originadas a partir de la mismas roca madre Cretácica Napo/ Chonta pero asociadas a diferentes facies sedimentarias (series marinas carbonatadas, niveles anóxicos, series parálicas o con influencia terrestre, etc) y/o como resultado de mezclas de crudos, biodegradación y remigración, todas remarcablemente diferentes tanto en términos de origen como de madurez térmica y consistentemente asociados a un tipo específico de reservorio. Modelaje geodinámico de subsidencia, erosión e historia térmica de la Cuenca Oriente-Marañón Norte, tanto 1D como Pseudo-3D, fueron generados a nivel local y regional para determinar el tiempo de generación de crudos, y principalmente para probar la existencia de un sistema petrolero/cocina dentro del sistema de cuencas de antepaís. El modelo de madurez fue calibrado usando datos geoquímicos (ej., Ro, Tmax, biomarcadores y/o trazas de fisión) disponibles en varios pozos a lo largo de las cuencas. De norte a suroeste, respectivamente, indicadores geoquímicos y modelos geológicos de madurez sugieren que la roca madre cretácica Napo/Chonta es completamente inmadura y que nunca ha alcanzado la ventana de generación de petróleo a lo largo de la zona actual del sistema de “foredeep” o foreland de
la Cuenca Oriente (i.e., Pozo Oso) (Figs. 2a). Sin embargo, es manifiesta la presencia de estados de madurez temprana en la roca madre Cretácica alcanzadas hacia la parte Sur de la Cuenca Oriente (i.e., Pozos Bobonaza y Amazonas) (Fig. 2b) y más importante aún, es evidente un pico máximo de madurez y generación de crudo que dicha roca madre alcanza en la actualidad en la parte más profunda de la cuenca de antepaís en la zona correspondiente al actual “foredeep” de la cuenca Marañón, en el “área noreste conocida como “Situche”(Figura 2c), y hacia la cuenca Santiago (Fig. 3). Este pico de generación se logra en dos etapas diferentes en términos de la evolución geodinámica de las cuencas. El modelo de subsidencia y de historia térmica indica que en la cuenca Santiago la roca madre Napo/Chonta alcanzó la madurez y generación de petróleo en el Paleoceno-Eoceno inferior (Fig. 3). Sin embargo, en el área de Situche, al noroeste de la cuenca Marañón, las formaciones marinas Cretácicas Napo/Chonta alcanzaron madurez únicamente a partir del Mioceno tardío-Plioceno (8 Ma) después del levantamiento sub-andino y por ende exhumación de la Cuenca Santiago (Fig. 4), y durante la depositación de la espesa sección continental Mio- Pliocenas de la Fm Pebas y de la sección Pleistocena. Las mismas registran el mayor pulso de subsidencia a lo largo de esta nueva zona de foredeep formada a partir de la independencia y levantamiento de las cuencas subandinas.
Fig. 3: Mapas regional de madurez (vitrinita-Ro) para las cuencas Santiago y Oriente- Marañón Norte al Eoceno (40 Ma) y al Mioceno (15 Ma) respectivamente para el nivel Napo superior (~88Ma) usando facies Tipo II y II B (OrgFacies A-B marino). En la parte izquierda se detalla el perfil de historia de sub-enterramiento (subsidencia) y la reconstrucción térmica, modelaje calibrado con datos de temperatura, y reflectancia de vitrinita de varios pozos en la Cuenca Santiago y reconstruido en una locación ideal parte central de la cuenca de acuerdo a la información en Navarro et al., (2005) P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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IMPLICACIONES GEODINÁMICAS
El sistema de cuencas ONMB registra cambios geodinámicos drásticos a partir del Turoniano (90 Ma), donde se evidencia la primera fase de inversión tectónica de las estructuras pre-Cretácicas (Baby et al., 2015), contemporánea a la deposición de la sección sedimentaria de las Fms. Napo Superior/Chonta. Este evento tectónico es más marcado a lo largo de la zona subandina ecuatoriana, donde se evidencia unacondensación y/o no depositación de la Fm. Napo Superior, como se corrobora en el correspondiente mapa isópaco a lo largo de la cuenca (Fig. 4). La ausencia y/o condensación de sedimentos está relacionada con el inicio del levantamiento de la zona subandina ecuatoriana (altos de Napo y Cutucu) en la parte oeste de la Cuenca Oriente produciendo una discordancia regional y un hiato sedimentario asociado mayor antes de la deposición de las capas rojas continental de la Fm. Tena (Maastrichtian-Paleoceno). El mecanismo que generó este primer levantamiento de la zona subandina norte a partir del Turoniano y la sedimentación syntectónica asociada, en general puede atribuirse a la aparición y establecimiento del sistema de antepaís asociado a la orogenia andina propiamente dicha. Es evidente ya un rasgo morfológico posi-
tivo muy distintivo en el Cretácico superior en la paleo zona subandina norte, diferente de su contraparte zona meridional, la actual cuenca Santiago, donde al contrario de lo que ocurre en Ecuador, la sección Napo superior/Chonta se espesa considerablemente, formando un paleo depocentro o zona de “foredeep” incipiente (Fig. 4). Allí, las condiciones son potencialmente más marina anóxicas y restringidas (Navarro et al., 2005) y por tanto se asocia a una roca madre más prolífica para la generación de crudos y una potencial proto-cocina. Por otro lado, los depósitos terciarios juegan un papel importante en la historia generación de hidrocarburos en esta cuenca. La depositación de una espesa sección clástica correspondiente a las Fms. Yahuarango y Chambira del Paleoceno y Oligoceno representan los eventos más importantes de subsidencia en la cuenca, lo que disparó la generación y migración de hidrocarburos a partir de esta primera cocina occidental correspondiente a la cuenca Santiago. El cambio en la configuración y geometría de la cuenca Oriente-Marañón a lo largo del lado occidental causado por la migración del frente de deformación andina hacia el este de la cuenca a partir del Mioceno tardío, produjo un segundo evento de levantamiento de toda la zona subandina que generó su separación e independencia
Fig. 4: Modelo geodinámico propuesto, dos cocinas generadoras de hidrocarburos en diferentes estados de evolución de la cuenca: (parte superior) Cocina Santiago activa en el Eoceno y probablemente hasta Mioceno (mapa isópaco de la Fm. Napo Superior). (Parte Inferior) Cocina Situche, activa desde el Plioceno hasta el presente 22
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y por tanto la exhumación de la cocina Santiago hacia el oeste a partir de unos 10 Ma (Baby et al, 2015). Este evento tectónico originado la un nuevo depocentro o zona foredeep a lo largo del lado este del nuevo frente de deformación, y en su parte más profunda, ubicada en el área de Situche noroeste de la cuenca de antepaís Marañón, donde se forma una nueva cocina activa al presente.
MODELO ALTERNATIVO PROPUESTO
Se proponen un modelo geodinámico alternativo para explicar el origen del sistema petrolero de las cuencas Oriente y Marañón Norte, en el cual dos cocinas son responsables de la generación de hidrocarburos durante dos etapas distintas etapas en la evolución Cretácico-Cenozoico de la cuenca (Fig. 4): La primera cocina, la cocina “Santiago”, corresponde a un paleo-depocentro desarrollado a lo largo de la parte sur occidental de la cuenca del Marañón, actual Cuenca Santiago, a partir del Cretácico superior (90 Ma) en respuesta directa a un primer levantamiento de la zona subandino norte del Ecuador. La generación y expulsión de hidrocarburos tuvo lugar a partir del Eoceno inferior, en respuesta a la depositación de una espesa sección terciaria inferior que registra el evento más importante de subsidencia en dicho paleo-depocentro. A partir de esta cocina, tiene lugar una migración de larga distancia hacia el eje NNE de la cuenca Oriente, fue potencialmente
facilitada por la geometría propia de la cuenca y más importante por la continuidad de la fábrica tectónica Cretácico / Terciario inferior asociada al corredor central y originado tectónicamente durante el primer evento de inversión en transpresión de los sistemas extensivos NNE-SSW preexistentes del Triásico-Jurásico, los cuales se extienden hacia el norte como parte del corredores central en el Oriente Cuenca. Coincidencialmente, la mayoría de los campos petroleros gigantes o significantes en tamaños se localizan a lo largo de estas estructuras invertidas (ej. Sacha, Sushufindi, Auca, etc). La segunda cocina, “la cocina Situche”, corresponde a la parte más profunda de la actual cuenca de antepaís subandina localizado en la parte noroeste de la cuenca Marañón, y corroborado por los datos de gravimétricos. Se formó como respuesta directa a levantamiento andino propiamente dicho que exhumó la cocina Santiago en el Mioceno tardío (~ 10 Ma). Nuevos indicadores geoquímicos confirman esta cocina activa fue la responsable de la generación y expulsión de hidrocarburos de la roca madre Napo/Chonta desde el Mioceno tardío (8 Ma) en respuesta a la depositación de la sección continental Pebas del Mio-Plioceno. La geometría actual de la cuenca de ante-país facilitó probablemente la migración de estos nuevos hidrocarburos hacia la parte este de las cuencas, hacia la zona de levantamiento flexural o “foregulge” de la cuenca, (arco de Iquitos)
REFERENCIAS 1. Baby, P., M. Rivadeneira, F. Christophoul, and R. Barragán, 1999, Style and timing of deformation in the Oriente Basin of Ecuador: Extended Abstract, 4th International Symposium of Andean Geodynamics ISAG99, Gottingen, p. 68-72. 2. Baby, P., M. Rivadeneira, and R. Barragán (Editor), 2015, La cuenca Oriente: geología y petróleo: IFEAIPR-PETROECUADOR Second Edition, Second Edition, Quito, Ecuador, 350 p. 3. Barragan, R., P. Baby, W. Hermoza, L., Navarro; 2008, The Origin of the Marañon-Oriente Basin Cretaceous Oils: The Santiago-Situche kitchens, a new alternative model. Extent Abstract 4. ,VI INGEPET, Lima Peru. 5. Bernal, C., 1998, Modelo Teórico de generación y migración de hidrocarburos de la formación Napo en la cuenca Oriente, Ecuador. Escuela Politécnica Nacional, Facultad de Geología, Minas y Petróleos, Tesis de Ingeniero Geólogo, Quito, 4 figs., 19 mapas, 6 tablas,
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51 anexos, 99 p. 6. Dashwood, M., and J. Abbots, 1990, Aspects of the Petroleum Geology of the Oriente Basin, Ecuador, in J. Brooks (ed.), Classic Petroleum Provinces, Geological Society Special Publication 50 , p. 89-117. 7. Feininger, T., 1975, Origin of Petroleum in the Oriente of Ecuador. AAPG Bulletin, v. 59, pp.1166-1174. 8. Perupetro, 2000, Oil Generation in Subandean Basins of Peru: Unpublished Report. 9. Navarro, L., P. Baby, and R. Bolaños, 2005, Structural style and hydrocarbon potential of the Santiagobasin: V INGEPET 2005, EXPR-3-LN-09. 10. White, H.J., R. Skopec, F. Ramirez, J. Rodas, and G. Bonilla, 1995, Reservoir characteristics of the Hollin and Napo formations, western Oriente Basin, Ecuador, in A.J. Tankard, S.R. Suárez, and H.J. Welsinkeds.), Petroleum Basins of South America: American Association of Petroleum Geologist, Memoir 62, p. 573–596. 23
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Desarrollo del Bloque 43 – ITT Optimización mediante adquisición estratégica de registros especiales Autores: Angel Villavicencio Z., Giovanny Guayaquil S. Petroamazonas EP
Ingeniero Geólogo de la Universidad Central del Ecuador, con más de 10 años de experiencia en la industria petrolera. Al momento se desempeña como Geofísico de la Gerencia del Activo ITT y ha trabajado en proyectos de adquisición, procesamiento e interpretación en sísmica terrestre y marina 2D/3D.
Ingeniero Geólogo de la Universidad Central del Ecuador, con más de 10 años en la industria del petróleo, actualmente se desempeña como Geólogo de la Gerencia del Activo ITT.
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E
l Bloque 43 - ITT, formado por los altos estructurales Ishpingo, Tambococha, Tiputini y Tiputini Norte se descubrió con la campaña de gravimetría desarrollada por la Compañía Shell entre 1939 - 1943 y con el levantamiento sísmico realizado entre 1943 – 1949. A través de estos estudios se logró determinar la extensión del tren estructural Yasuní – Lorocachi, entre el río Aguarico al Norte y el río Curaray al Sur. Los altos estructurales, están alineados a lo largo de un tren de 45 Km de Suroeste a Noreste, limitado al Este por la falla inversa regional Yasuní, con un salto que oscila entre 1125 y 1350 pies. En 1948, se perforó el pozo Tiputini 01 Shell, ubicado al Oeste de la falla en el bloque levantado, cerca del banco del río Napo y dio indicios de petróleo de 11.1° API. En 1970, la Compañía Norteamericana Minas y Petróleos, luego de realizar una campaña de sísmica, perforó el pozo Tiputini 01 Minas, localizado a 7.3 Km al Suroeste del primer pozo perforado junto al río Tiputini, alcanzando una profundidad de 5340´ con una prueba de producción de 228 BPPD de 15° API. Posteriormente, Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana - CEPE, realizó varias campañas sísmicas que cubrieron la zona; con esta información se definieron dos nuevos altos estructurales al sur del Tiputini, denominados Tambococha e Ishpingo, además se perforaron los pozos Ishpingo 01 en 1992 e Ishpingo 02 en 1993. Entre abril y mayo de 1993 se perforó el pozo Tambococha 01, con pruebas de producción de 1136 BPPD con bombeo hidráulico. En el 2001 se perforó el pozo Ishpingo 04 y en el 2002 el pozo Ishpingo 03. Se han realizado varios estudios técnicos en
la zona, así como modelos de simulación matemática. En julio de 1995, Petroproducción contrató a Beicip Franlab, un laboratorio francés, para evaluar su potencial y proponer un Plan de Desarrollo basados en la información disponible hasta esa fecha. En julio del 2003, OXY presentó un estudio de simulación incluyendo los dos nuevos pozos, Ishpingo 03 y 04. En septiembre del 2004, Beicip Franlab, actualizó el Estudio “MODELO GEOLÓGICO DEL CAMPO ITT (ISHPINGO, TAMBOCOCHA, TIPUTINI)”, con información de los dos últimos pozos perforados ubicados en el flanco Oeste de la estructura Ishpingo. Petroamazonas EP en el 2014 elaboró un nuevo modelo de simulación matemática, que sirvió de soporte para planificar el desarrollo del Bloque 43, a partir del cual se propuso la ubicación de plataformas y nuevos pozos. En el año 2016, se crea la Gerencia del Activo ITT, conformada por un grupo de técnicos ecuatorianos de diferentes especialidades como Geología, Geofísica, Petróleos, Operaciones y
IMAGEN 1. LINEAS SISMICAS 2D P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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Perforación, cuyo objetivo principal es desarrollar este campo mediante estrategias que permitan maximizar la recuperación de petróleo. En marzo de 2016 inició la perforación de pozos en la plataforma Tiputini C, cercana al pozo prexistente Tiputini 01 Minas. Con la información adquirida hasta junio de 2016, la compañía Ryder Scott realizó la certificación de reservas y recursos del Bloque 43, lo que sirvió de base para la elaboración del Plan de Desarrollo del Campoel mismo que en julio de 2016 fue aprobado por la Secretaría de Hidrocarburos. Las facilidades para el desarrollo del área Tiputini, se encuentran fuera del Parque Nacional Yasuni, y fueron implantadas con tecnología de punta, equipos modulares y compactos, utilizando la menor cantidad de área para su construcción. El 31 de julio 2016 se inician las pruebas de producción contra tanque de los nuevos pozos perforados en la plataforma Tiputini C, incorporándose el Bloque 43 (ITT) a la producción
petrolera Nacional. El 06 de septiembre de 2016 alcanza una producción de más de 20.000 barriles de petróleo diarios con 8 pozos activos. Hasta diciembre del 2016 se perforaron 24 pozos, 3 verticales y 21 direccionales.
IMAGEN 3. POZOS PERFORADOS CAMPO ITT, DICIEMBRE 2016
En el año 2016, Petroamazonas EP redujo el costo de operación por barril mediante la optimización de recursos, permitiendo la adquisición de registros adicionales como VSP, Sónico Dipolar, Imágenes y Dieléctricos, los cuales permiten caracterizar de mejor manera los yacimientos presentes en el campo ITT. En los nuevos pozos verticales perforados, se tomaron los registros sísmicos verticales (VSP), para generar las tablas tiempo/profundidad (TDR) y en conjunto con los CheckShot de los pozos exploratorios Ishpingo-01, Tambococha-01 y Tiputini Minas-01, se elaboró un nuevo modelo de velocidades, mediante el cual se generaron los mapas en profundidad para los diferentes reservorios, obteniendo excelentes resultados entre los topes formacionales reales y los pronosticados.
IMAGEN 2. TREN ESTRUCTURAL ITT P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
IMAGEN 4. CORRELACION SISMICA - SISMOGRAMA SINTETICO y SONICO DIPOLAR 25
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Las propiedades acústicas que se registraron en varios pozos perforados en el año 2016 del campo ITT, indican la ubicación exacta en profundidad de las diferentes interfaces presentes en el subsuelo, que originan las reflexiones o refracciones de ondas sísmicas que se propagan en este medio. Estos datos son la base para la elaboración de los sismogramas sintéticos con los cuales se realiza la calibración sísmica-pozo. Adicionalmente los registros sónicos dipolares adquiridos, permitieron definir el modelo de Geomecánica para el campo ITT, con lo que se logró reducir costos en las operaciones de perforación mediante el óptimo diseño de construcción de los pozos, y de igual manera en la completación determinando las zonas consolidadas y friables del yacimiento productor para la implementación de control de arena y cañoneo selectivo. Al norte del área Tiputini se adquirió el re-
gistro de Imágenes que proporcionó información sobre la litología que varía entre: arcillas, calizas, lutitas y cuerpos arenosos, limitada por varios eventos que generan superficies erosivas, además se observó laminaciones, estratificaciones cruzadas, capas heterolíticas, cambios de facies y espesores de capas. En la imagen 5 se pueden observar planos de falla caracterizados por la discontinuidad del depósito y desplazamientos relativos. Además se identificaron buzamientos estructurales de las capas, definiendo una tendencia de la orientación del depósito, reconociendo fisuras abiertas que son posibles vías de migración, fisuras cerradas o zonas impermeables, fracturas naturales con rumbos ENE-OSO, NE-SO. Los datos obtenidos se correlacionarán con los del núcleo recientemente tomado en la plataforma A, para elaborar el modelo sedimentológico del campo ITT.
IMAGEN 5. REGISTRO DE IMÁGENES, POZO TPTB-020 26
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Inicialmente la interpretación petrofísica del campo ITT se realizó utilizando datos de campos vecinos, actualmente se generó una nueva interpretación con los valores estimados de m y n obtenidos a partir de la respuesta de permisividad para varias frecuencias, mediante el histograma del registro dieléctrico en la Arenisca M1 (Imagen 6), permitiendo caracterizar de mejor manera las diferentes unidades del yacimiento. Comparando los resultados anteriores con los actuales, se determinan nuevos valores de saturación de agua y porosidad, mitigando la incertidumbre en la estimación de POES. Como parte de los análisis del núcleo, se determinarán los valores de m y n para correlacionar y
ajustar el modelo petrofísico del campo ITT. Los registros VSP, Sónico Dipolar, Imágenes y Dieléctrico, estratégicamente adquiridos en los pozos perforados, permiten a los geocientistas caracterizar el yacimiento con mayor precisión para de esta manera ubicar los nuevos pozos a perforar optimizando la inversión. PETROAMAZONAS EP continúa desarrollando cada vez campos más complejos en donde la adquisición estratégica de información como registros eléctricos no convencionales es preponderante para mitigar la incertidumbre inherente a un área nueva, permitiendo alcanzar el objetivo empresarial mediante el óptimo desarrollo del bloque 43.
IMAGEN 6. DETERMINACION DE “m” y “n” EN BASE AL REGISTRO DIELECTRICO
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Sistema de Adquisición de Datos y Monitoreo en Tiempo Real (RTM) con Levantamiento Hidráulico para la Optimización de Campos Petroleros Autores: Ing. Byron López, Ing. Freddy Córdova, Ing. Leonardo Mena, Físico Jorge Soria - Sertecpet RESUMEN
Los yacimientos son analizados y monitoreados de manera continua, esto requiere del uso de sistemas de adquisición de datos con equipos eficientes y confiables. Los sensores electrónicos instalados en el fondo del pozo o facilidades de superficie, deben suministrar todos los datos necesarios en tiempo real en cualquier parte del mundo, estos dispositivos electrónicos utilizan energía renovable a través de celdas fotovoltaicas, almacenando energía en baterías, para su funcionamiento continuo durante los 365 días del año. Los sensores electrónicos monitorean los parámetros de superficie como presión, caudal, temperatura y densidad, estos datos se integran al muestreo de temperatura y presión, obtenidos mediante sensores ubicados cerca del yacimiento. Una bomba hidráulica tipo jet, con válvula de cierre en la completación de fondo realiza efectivas pruebas de restauración de presión (Build Up Test), incluso cuando el pozo sufre cierres de manera no programada, la unificación del sistema genera bases de datos, que mediante un software dinámico integrado a algoritmos numéricos de correlaciones matemáticas, flujo multifásico y análisis nodal, las transforman en información gráfica y numérica detallada para que los ingenieros analicen, detecten y solucionen problemas del reservorio y producción de manera inmediata. El resultado de implementar esta tecnología al sistema de levantamiento artificial hidráulico tipo jet de fondo, genera acciones positivas como disminución de costos, tiempo y toma de acertadas decisiones en la optimización, desarrollo y gerenciamiento de campos.
INTRODUCCIÓN
La ingeniería de sensores electrónicos en el mundo ha avanzado de manera vertiginosa, desde que en la década de los años 60 se instalaron sensores permanentes para monitoreo 28
continuo de presión en un Botton Hole Asembly[2], hasta la transmisión de datos con modernos sistemas satelitales de comunicación, bases de datos digitales, estructuras informáticas y software integrado. A pesar de los grandes avances tecnológicos, las aplicaciones han sido muy limitadas para el monitoreo electrónico y sistemático del levantamiento artificial tipo jet alrededor del mundo. El sensor está compuesto de dispositivos electrónicos robustos que miden variables de presión y temperatura en el fondo del pozo, el mismo se encuentra instalado y posicionado en un mandril especial que lo mantiene y protege formando parte del equipo de completación, el sensor está conectado a un cable capilar que se instala en conjunto con la tubería, éste atraviesa el cabezal hasta los equipos receptores, transmitiendo la información desde el fondo del pozo hasta la superficie de manera confiable y precisa. A este sistema se integra dispositivos que monitorean los equipos de facilidades de producción. La adquisición de datos se realiza de forma remota, obteniendo información de presión en la superficie, flujo multifásico o monofásico de petróleo, agua y gas, niveles de fluido, temperatura, densidad. Los especialistas ingresan al sistema, parámetros de salinidad, API y viscosidad, obtenidos en laboratorio para caracterizar propiedades de fluidos, mediante un software desarrollado para el efecto. Uno de los tipos de levantamiento artificial para la extracción de hidrocarburo más flexible y adaptable a cualquier medio es el bombeo hidráulico tipo jet, ésta no emplea partes móviles y logra su acción de bombeo por medio de la transferencia de momentum o energía entre el fluido motriz y el fluido producido del reservorio. [1] La ausencia de partes móviles internas permite tolerar el enorme esfuerzo de producción P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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de fluidos del yacimiento de baja calidad, mucho más de lo que otros sistemas de levantamiento artificial requieren para funcionar de manera normal, siendo ésta una de las principales ventajas de la bomba Jet. La estructura interna de funcionamiento de la bomba jet (boquilla, garganta-difusor), permite adaptarse a casi cualquier completación de fondo (BHA- Botton Hole Assembly), incluido completaciones submarinas someras con altas inclinaciones y altas Dog Leg, que serían difíciles, complejos o costosos de aplicar a otros sistemas de levantamiento. Este estudio técnico de monitoreo en tiempo real fue realizado en pozos con levantamiento hidráulico tipo jet obteniendo datos del subsuelo y superficie. El monitoreo de un yacimiento y sus facilidades tempranas es un gran reto para las empresas de servicios, que generan soluciones para las operadoras que buscan optimizar e incrementar la vida útil de su campo.
MONITOREO EN TIEMPO REAL EN POZOS EXPLORADORES
Con el agotamiento de reservas en todo el mundo, cada vez disminuye la probabilidad de que se descubran nuevos campos petroleros. En Colombia, 15% de pozos perforados han resultado exitosos, es decir uno de cada siete pozos se han identificado como reservas comerciales.[3] La época de encontrar petróleo de manera convencional, con menores dificultades ha terminado. Los campos recién descubiertos tienen estructuras heterogéneas en sus yacimien-
tos dificultando el trabajo de los ingenieros. Adicionalmente, la falta de datos para analizar de forma adecuada las estructuras hidrocarburíferas profundiza el problema, lo cual influye de manera directa en la toma de decisiones al realizar un proyecto de desarrollo del campo. Cuando no se realiza un efectivo well testing, la incertidumbre en los datos impide un buen diagnóstico al reservorio. Una acción para resolver la falta de datos, es basarse en el conocimiento de campos cercanos, sin embargo, esta técnica implica asumir un riesgo con impactos negativos en los proyectos de desarrollo primario y de recuperación mejorada a futuro. La incertidumbre en el comportamiento del reservorio, afecta la óptima selección y dimensionamiento del levantamiento artificial. En el año 2009, uno de los problemas operativos más comunes en Ecuador, era el daño de bombas electrosumergibles (BES) [4] vinculadas a problemas de dimensionamiento en la fase de diseño, el impacto a este riesgo es la perdida de millones de dólares en recuperación y work over del pozo, rediseños o reposiciones de los equipos de levantamiento artificial averiados, pérdida o disminución de la producción. En la Cuenca Oriente ecuatoriana se tiene identificado el campo Auca con las formaciones del Cretácico inferior a profundidades que varían entre 8950 ft y 12320 ft. Adyacente a este campo, en el 2012, mediante un pozo explorador se descubrió una nueva estructura denominada CH-E con formaciones que van desde 9332 ft hasta 10509.5 ft.
Monitoreo en tiempo real (RTM) durante el disparo a la formación P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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El éxito de la instalación de los sensores permanentes en el fondo del pozo explorador, depende de un equipo de trabajo entrenado, experimentado y competente. Un punto crítico a considerar es el daño del cable o empalmes defectuosos durante la operación que afectan seriamente la integridad del sistema a futuro. La planificación previa del equipo de trabajo al inicio de las operaciones permite anticipar y mitigar potenciales riesgos, mejorando las soluciones técnicas en cada etapa de la instalación. En el pozo explorador CH-E1, los sensores se colocaron a 10326 ft de profundidad, las formaciones fueron disparadas con la técnica de bajo balance, esta operación fue monitoreada y analizada en tiempo real para obtener datos desde el inicio de la instalación, validando el daño de formación y garantizando el incremento de producción. Los sensores de cuarzo ubicados en el fondo del pozo explorador, detectaron el incremento gradual de la presión del reservorio posterior al disparo, venciendo la presión hidrostática y elevando los fluidos de manera natural.
MONITOREO EN TIEMPO REAL DE FACILIDADES TEMPRANAS DE PRODUCCIÓN
Las facilidades tempranas de producción provisionales (provisional early production facility, EPF’p), son un conjunto de equipos que incluyen; recipientes a presión (separadores, scruber, bota de gas), tanques de almacena-
miento, bombas, manifold de válvulas, desarenadores, etc; que sirven para producir de manera provisional previo a la construcción de las facilidades de producción definitivas (production facility, PF), este tipo de equipos son desarmables y móviles, esta es una ventaja logística que permite optimizar costos y tiempo. El monitoreo en tiempo real logra cuantificar y registrar todos los datos necesarios para el análisis de los parámetros del yacimiento y fluido. Los sensores de las facilidades tempranas de producción provisionales, determinaron un caudal de petróleo, agua y gas a flujo natural de 637 Bls/día con un GOR de 35 scf/stb, el petróleo tuvo un °API de 33.5 API con un BSW de 0.1% y presión de cabeza hasta 37 psi. La instalación de complejos sistemas de control en facilidades tempranas de producción provisionales (EPFp) como es el caso de sistemas scada, son contraproducentes debido a su alto costo de instalación, bajo rendimiento en condiciones inestables y por la incertidumbre en la producción de los hidrocarburos en un pozo explorador. Para el well testing del pozo explorador en la estructura CH-E 1 se utilizó la técnica de bombeo hidráulico tipo Jet con una compacta unidad móvil de producción (MTU, movil unit Test). Las presiones originales de este yacimiento superaron los 4437 psia al inicio de la producción.
4437 Psia 4379 Psia
Etapa de flujo Natural Etapa de flujo con levantamiento hidráulico tipo Jet
Monitoreo en tiempo real (RTM) a flujo natural y bombeo hidráulico tipo Jet 30
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En dos días se observó una declinación de 58 psi lo que equivale a un promedio de declinación de 29 psi/día de la presión en el yacimiento. La presión de fondo fluyente se identificó en 3688 Psi, produciendo en esta etapa un promedio de 1427 bl/día, lo que determina un índice de productividad (IP inicial) de 2.065 stb/día/psi. Los datos adquiridos en tiempo real, indicaron de manera temprana a los expertos que la estructura estaba conformada por un yacimiento con empuje por gas en solución. Estas observaciones fueron corroboradas posteriormente con un software de análisis de pruebas de presión transitoria, no se requirió de pruebas extensas para identificar el comportamiento del reservorio, algunas fueron monitoreadas mientras el pozo estaba cerrado por mantenimiento operativo planificado, con-
firmando que existía un daño de formación del pozo (Skin) de 2.5 a 3.0. Con la evaluación realizada mediante cierres transitorios se observó la drástica inclinación inicial del reservorio, sin embargo, no se podían determinar las fronteras del yacimiento. Se solucionó dicha incertidumbre mediante un cierre controlado, en el que se analizaron parámetros del yacimiento en tiempo real. Durante 34 horas se monitoreó el pozo, identificando un reservorio homogéneo con fallas paralelas. La presión del reservorio fue monitoreada durante 8 meses con los sensores instalados en el fondo. Las declinaciones durante los primeros meses fueron muy pronunciadas, el IP del pozo estaba entre 0.55 a 0.45 stb/día/psi, el caudal del fluido del pozo declinó de 1427 bl/ día a 630 bl/día, hasta llegar a 420 bl/día.
Cierre de un pozo por 2.2 horas, analizado en tiempo Real
Resultados preliminares: Skin=2.58, permeabilidad promedio=185 md P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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Build Up Test Programado de 34 horas y analizado en tiempo Real
Resultados del AnĂĄlisis: Reservorio HomogĂŠneo, frontera de fallas paralelas Permeabilidad promedio 178md, Skin 3.3
Monitoreo de presiones del reservorio (Pr) y presiones de fondo fluyente (Pwf) 32
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Desarrollo del nuevo campo CH- E, nuevos pozos perforados
Con estos datos se generó el proyecto de desarrollo y se dimensionó las reservas de la estructura. Durante los meses posteriores se perforaron los pozos de desarrollo y se diseñó el sistema de levantamiento artificial del campo.
LA INTEGRACIÓN DE LA OPTIMIZACIÓN
La optimización de un campo petrolero va mucho más allá del control y análisis del yacimiento, lo que implica un enfoque sistemático de adquisición de datos en los pozos exploradores, operación de pozos de desarrollo, gestión de operaciones en campo y explotación del yacimiento de forma eficiente. El ciclo de optimización debe incluir: • Medición y monitoreo de la actividad del pozo y cambios del reservorio • Cuantificación y registro de datos recibidos • Análisis y diseño del sistema de levantamiento artificial en relación con el estado actual del pozo P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
• Control y supervisión de operaciones • Gerenciamiento y desarrollo del campo
EL FUTURO DEL MONITOREO EN TIEMPO REAL
La tecnología tiende a romper paradigmas para fortalecer el sistema de monitoreo integral de pozos y campos petroleros basados en servidores en la nube (cloud computing), esto implica que la adquisición de datos en tiempo real son observados y analizados directamente desde cualquier lugar del planeta a través de un dispositivo móvil con acceso a la red de internet. El futuro de la adquisición de datos es prometedor, las nuevas tecnologías de comunicación hacen innecesarias las instalaciones de software complejos en servidores u ordenadores, con costosos accesos mediante licencias o candados de seguridad, o desde una oficina centralizada. La filosofía de trabajar en la nube abre espacios para que todo el personal 33
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autorizado o interesado del operador pueda acceder a la base de datos y al software para analizar los pozos desde cualquier lugar y a través de cualquier dispositivo móvil. La red de internet se utiliza diariamente de manera masiva, con equipos de comunicación satelital móvil obteniendo ventajas incomparables en la accesibilidad en lugares remotos; lo que genera grandes beneficios como disminución de costos en inversión de infraestructura, software, tiempos de respuestas, trabajo en equipo, mejora de comunicaciones.
CONTRIBUCIONES TÉCNICAS Y ECONÓMICAS
Los datos adquiridos de un pozo explorador son muy importantes para desarrollar un campo, el análisis de esta información en tiempo real contribuye a optimizar la perforación de los pozos de avanzada. Los datos obtenidos del fondo de un pozo contribuyen a: • Obtener las presiones del reservorio, mediante monitoreo continuo de la presión en el campo. • Planificar el desarrollo futuro de proyectos para mantener la presión del campo como instalaciones de pozos inyectores y EOR. • Análisis de pruebas de presión en tiempo real como: build up test, flujo multitasas, pruebas fluyentes, con la finalidad de establecer los límites del yacimiento, análisis del espaciamiento entre pozos, comunicaciones de presión, permeabilidades, posibles daños de la formación y presiones promedias del yacimiento. • Monitoreo de pozos inyectores de agua para evaluar el grado de aporte de presiones al yacimiento y el comportamiento de los programas de inyección. • Ejecutar simulaciones del modelo del yacimiento mediante datos reales de presión de una base histórica, que permite ajustar y calibrar los modelos de simulación matemática. • Monitoreo de las operaciones antes, durante y después de trabajos de fracturamiento, estimulación y limpieza o mantenimiento de pozos. Los datos obtenidos en tiempo real con sensores de las facilidades de superficie temprana contribuyen a: • Optimizar la ingeniería de producción, mediante el aporte continuo del pozo, a través de la información para análisis nodal, IPR e IP (índice de productividad) y las variaciones del IP a lo largo de la vida del reservorio, monitoreo del incremento de las tasas de producción de agua y gas. 34
• Optimización del diseño del levantamiento artificial con datos de la capacidad de producción del pozo, rendimiento de las bombas, datos de presiones y temperaturas intake. • Optimización en la operación del campo generando alertas en tiempo real del funcionamiento del sistema de levantamiento artificial, el cual aporta datos para la elaboración de históricos de tasas de producción, análisis de las declinaciones, rediseño de equipos, disminución del tiempo de respuesta ante contingentes por mal funcionamiento de equipos de fondo o de superficie. • Evaluación de los perfiles de producción e inyección del campo. • Optimización de la seguridad en las operaciones, los sensores en tiempo real envían datos al sistema, disminuyendo la necesidad de supervisión física del personal sobre todo en lugares remotos e inaccesibles. • Una de las aplicaciones importantes es el monitoreo permanente de pozos de gas, sobre todo en locaciones costa afuera. El monitoreo del pozo explorador CH-E1, elevó por primera vez el concepto de monitoreo en tiempo real en línea mediante una infraestructura en la nube (cloud computing), utilizando una bomba Jet como método de levantamiento artificial. Para monitorear pozos y facilidades de superficie provisionales se desarrolló un software en una plataforma web, por lo que no necesita complejos instaladores, licencias, ni candados. El acceso a internet abre espacios a la ingeniería de petróleos en línea. El estudio del pozo CH_E1, fue un caso especial donde el operador probaba el monitoreo en tiempo real en la nube desde cualquier dispositivo móvil relacionada al levantamiento artificial hidráulico. Con la conexión de equipos en línea las 24 horas del día, se modernizó el sistema de levantamiento artificial tipo jet, que en Ecuador cubre el 25% de los campos petroleros. El uso de energía renovable solar facilita la permanencia de estos equipos en lugares inhóspitos y contribuye a disminuir la contaminación que provoca la generación eléctrica convencional de combustión interna de combustibles fósiles.
CONCLUSIONES
El sistema de monitoreo en tiempo real permite visualizar el comportamiento de los yacimientos, para su gestión y optimización de los sistemas de producción, obteniendo ventajas muy valiosas que incrementan la eficiencia y P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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vida útil de los yacimientos. Los datos de sensores en tiempo real resultaron fundamentales para determinar el comportamiento de presión y optimizar el plan de desarrollo del campo CH-E. Datos continuos de los sensores condujeron a mejores resultados al momento de realizar la simulación del yacimiento, que utilizando sensores convencionales de manera individual, los cuales son utilizados por un lapso menor de tiempo. El levantamiento hidráulico tipo jet es una gran ventaja tanto técnica como económica al momento de realizar un well testing, simplificando de forma relevante el equipo de fondo por su flexibilidad de adaptarse a cualquier completación y sus bajos costos de operación, comparados a otros sistemas de levantamiento artificial. El bombeo hidráulico jet, es una gran ventaja en pozos exploradores y de desarrollo, al ser un tipo de levantamiento donde el mantenimiento se ejecuta sin realizar intervenciones en la completación.
Las facilidades tempranas de superficie provisionales son una alternativa que también son monitoreados mediante dispositivos conectados a un sistema integral que incluye a los equipos de fondo. En los últimos años, los avances en la tecnología electrónica de sensores y comunicaciones han surtido el efecto de disminuir costos de los equipos, la incorporación de software en la nube promueve la utilización de dispositivos móviles aplicados al monitoreo en tiempo real. Al analizar los costos del monitoreo en tiempo real de pozos, debe considerarse de manera sistemática todos los elementos del proceso y no de manera individual, hay que tomar en cuenta que el sistema obtiene un diagnostico prematuro de problemas, menores intervenciones en los pozos, mayor recuperación de reservas, que deben ser cuantificadas con la finalidad de incrementar los beneficios a corto y largo plazo.
BIBLIOGRAFÍA 1. [1] B. Kermit and H. Petrie. The University of Tulsa (1980). Jet Pumping, The Technology of artificial lift methods [Book]. Volume 2b. Available: Biblioteca-Figempa, Universidad Central del Ecuador 2. [2] W.A.Nestlerode, “The Use of Pressure Data from Permanently Installed Bottom Hole Pressure Gauges”, SPE paper, Society of Petroleum Engineers, Mayo, 1963 3. [3] Ecopetrol. (2003, july-agosto). Carta Petrole-
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ra: Edición 109. Comunicación bimensual [Online]. Hoja de Ruta, Available: http://www.ecopetrol.com.co/especiales/carta_petrolera109/ rev_explora.htm 4. [4] Petroamazonas. (2009, Abril). Revista Corporativa: Edición 2. Comunicación trimestral [Online], Available: http://issuu.com/petroamazonasep/docs/revistapamabril09/39
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Válvulas Autónomas de Control de Flujo (AICV): Tecnología de Punta que Incrementa la Producción de Crudos Pesados Autores: Vidar Mathiesen y Francisco Porturas - InflowControl, Noruega
Vidar Mathiesen, Dr. Fundador de InflowControl e inventor de las Válvulas Autónomas de Control Flujo (AICV). Tiene más de 15 años de experiencia tanto en investigación (con muchas patentes sobre equipos para optimizar control de flujo), así como también en operaciones de campo en Norsk Hydro y Statoil.
Francisco Porturas, MSc. Tiene más de 15 años experiencia en la industria del petróleo y academia como Completions Domain Champion (SLB), Global Reservoir Solutions Advisor (HAL), Profesor Asociado (Universidad de Stavanger) y consultor para Statoil. Actualmente; Gerente de Desarrollo de Negocios para América Latina y Europa en InflowControl.
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a producción de los campos de petróleo y gas generalmente se ven afectadas por una declinación temprana de su producción y esto repercute en que los factores de recobro final sean relativamente bajos, por eso el gran reto tecnológico es: incrementar la producción y mejorar los factores de recobro de los campos existentes con tecnologías innovadoras para que los campos maduros y marginales alcancen un valor económico agregado. Los mecanismos de drenaje de la mayoría de los campos requieren soporte de presión por gas y/o agua, generalmente después de un cierto periodo de producción, los pozos se ven afectados por irrupción de gas o agua, conificación temprana y flujo preferencial en capas de alta permeabilidad. Como consecuencia la producción de crudo decrece debido a la producción temprana de los fluidos de alta movilidad inyectados. La conificación, que se expande con el tiempo, resulta en una producción excesiva de agua y/o gas, y muchas facilidades en superficie no tienen capacidad para tratar altos volúmenes de fluidos. Esto significa que la contribución a la producción del pozo tiene que ser restringida o eventualmente el pozo es cerrado, a pesar que todavía existen reservas comerciales de hidrocarburos en zonas aisladas a lo largo del pozo. El uso de las unidades de control de flujo, tales como los ICDs y AICDs, ha demostrado que la producción de crudo y el factor de recobro puede incrementarse significativamente. Sin embargo estos dispositivos no pueden restringir o cerrar de forma automática las zonas con alto corte de gas y agua, por lo que las zonas con saturaciones comerciales de hidrocarburos siguen sin ser drenadas y requieren costosas soluciones como perforación “sidetracks” de producción desde el pozo inundado, o trabajos de control de agua ‘water shut-offs’, químicos o físicos que generalmente son eficaces durante un tiempo limitado. Las Válvulas Autónomas de Control de Flujo (AICVs), son una nueva generación de válvulas con tecnología de punta, desarrollada en Noruega por InflowControl, que permiten
restringir o cerrar zonas con influjo de fluidos de alta movilidad y así estimular todo el pozo para contribuir al incremento de producción y factor de recobro, además ayudar con un barrido areal más eficiente. Los AICVs también ofrecen numerosos beneficios adicionales como: estabilizar el GOR, minimizar flujo cruzado, balancear la presión y drenaje a lo largo de la toda la completación, minimizando la posibilidad de dejar hidrocarburos con valor económico en el subsuelo sin ser producidos. Actualmente los AICVs se instalan tanto en pozos nuevos y pozos en producción como unidades de re-completación en reservorios con un rango flexible de viscosidades desde muy livianos a crudos muy pesados y además en formaciones consolidadas y no-consolidadas, incluyendo campos de gas en producción primaria, en proyectos de IOR y EOR.
INTRODUCCIÓN
El gran reto en campos maduros es maximizar la producción y factor de recobro del crudo. Generalmente, en pozos con completaciones estándar, solo una área limitada del reservorio es producida antes de cerrar el pozo por haber alcanzado su límite económico. Los factores de mayor importancia para incrementar la producción y el recobro son; obtener contacto máximo con el reservorio y prevenir los efectos negativos de la irrupción temprana de gas y/o agua. El contacto máximo con el reservorio se logra con la perforación de pozos desviados, horizontales o multi-laterales. La caída dinámica de presión en el pozo se debe a la fricción del fluido con la tubería y es proporcional a la taza de flujo, densidad del fluido, diámetro y longitud del pozo, por lo tanto, en pozos más largos la caída de presión es mayor, causando que exista una diferencia de presión entre el talón y la punta del pozo, efecto notable en reservorios con crudo pesado. Esto genera una producción irregular a lo largo del pozo y resulta en la irrupción temprana de fluidos de alta movilidad en el talón del pozo (Figura 1). Además, las diferencias de permeabilidad, heterogeneidad y transmisibilidad de la roca a lo largo de la trayectoria del pozo favorecen el efecto conocido como “conificación”, la P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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cual puede ocurrir en cualquier sección del pozo y no necesariamente en el talón como generalmente se asume. Los dispositivos ICDs retrasan la conificación temprana de los fluidos de mayor movilidad y facilitan la producción con un perfil de drenaje más uniforme. Sin embargo, estos dispositivos no se auto-regulan, y el área de flujo en sus boquillas son fijas.
ningún control desde la superficie, proporcionando al operador una optimización de producción y un incremento del factor de recobro. La tecnología contribuye a reducir los costos de levantamiento transporte y tratamiento de agua y gas. Además los dispositivos están en la capacidad de detectar en tiempo real los porcentaje de las fases en la zona de producción y si estos cambian los AICVs se re-activan y abren para permitir la producción de petróleo. La Figure 2 muestra la migración tecnológica desde ICDs iniciales hasta la nueva generación de tecnología de punta i.e. AICVs, según varios operadores a nivel mundial.
Figura 1. Irrupción temprana del agua y note que puede ocurrir en cualquier zona a lo largo del pozo.
Los dispositivos AICDs pueden ajustar el diámetro de las boquillas para controlar el flujo de los fluidos dependiendo de qué fase está siendo producida. Statoil, la operadora estatal de Noruega, desarrolló el RCP autónomo (Mathiesen et. al, 2011), dispositivo que se auto-regula, y se han instalado en varios campos en el Mar del Norte. Los datos de producción han demostrado que estas unidades incrementan la producción en más del 20% y restringe la producción de gas comparado con producción de crudo. Al mismo tiempo los pozos productores muestran un GOR más bajo y estable que el de pozos completados solamente con ICDs (Halvorsen et. al, 2012). Otra tecnología que ayuda al incremento de recobro son las completaciones inteligentes, equipadas con válvulas de control de flujo (ICVs). Tienen la capacidad de cortar la producción de gas y el agua en zonas inundadas, pero son sistemas de completación que requieren control desde la superficie y actualmente su limitación es el número de zonas (máximo 5 zonas, sistema complejo en términos de líneas de conexión) y existen muy pocos casos de instalaciones en pozos horizontales y de baja desviación; esto principalmente debido a los altos costos. Las Válvulas Autónomas de Control de Flujo (AICVs), nueva generación de tecnología de punta, se comportan con mejores atributos tanto de los dispositivos ICDs, AICDs e ICVs. La tecnología esta patentada (Mathiesen et. al, 2013). Las válvulas AICVs son instaladas a lo largo del pozo y actúan de forma independiente para cerrar intervalos con alta producción de fluidos altamente movibles como agua y/o gas. Los AICVs se autorregulan y no requieren P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
Figura 2. Migración tecnológica de los ICDs hasta la nueva generación i.e. Válvulas Autónomas de Control de Flujo (AICVs).
LA TECNOLOGÍA AICV
La tecnología AICV se basa en que tanto el flujo laminar y turbulento tienen diferente comportamiento. Consiste de dos elementos de flujo diferentes ubicados en serie. La presión entre estos dos elementos se utiliza para activar la válvula que es paralela al flujo piloto. El flujo principal fluye a través de esta válvula. Los AICVs pueden diseñarse para permitir que fluya hasta el 99% aproximadamente del fluido total. En posición abierta, se diseñan para que no tengan una caída de presión significativa que restrinja la producción inicial y levantar las tazas de fluido total esperadas en el pozo. En el elemento de flujo laminar, el fluido va a ser afectado por la caída de presión que es proporcional a la viscosidad y velocidad del fluido. De esta manera la presión en la cámara, entre los elementos de flujo laminar y turbulento va a cambiar si las propiedades de viscosidad y densidad del fluido cambian. Esta diferencia entre las presiones en la cámara cuando la viscosidad 37
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cambia se utiliza para mover el pistón (marcado de color amarillo, Figura 3), el cual se cierra o abre paulatinamente al flujo a través de la válvula. Las Figuras 3a y 3b muestran el diagrama del AICV tanto en posición abierta como cerrada, respectivamente. Las líneas en color azul muestran la trayectoria del flujo piloto, mientras que la flecha azul vertical muestra la entrada del flujo principal hacia la válvula y las dos flechas horizontales muestran la puerta de salida del flujo principal hacia el interior de la tubería. La Figura 4, presenta la válvula AICV instalada en la tubería junto con la malla.
Figura 3a. Diagrama de la válvula AICV, en posición abierta.
APLICACIONES DE LOS AICVs
Las aplicaciones de la tecnología de válvulas AICVs son numerosas y diseñadas de acuerdo a los objetivos del operador, al tipo de reservorio y propiedades del fluido y roca. Actualmente los AICVS se aplican en 7 grupos principales de fluidos, basado en el grado API del crudo. La Figura 5 muestra las diferentes aplicaciones. El perfil de drenaje irregular en pozos desviados u horizontales ocurre debido a la heterogeneidad de las formaciones, fracturas en el reservorio y caída de presión debido a la fricción del flujo dentro de la tubería. Los dispositivos ICDs y AICDs balancean el flujo creando una caída de presión adicional entre el reservorio y la tubería de producción, sin embargo no pueden frenar totalmente el gas o el agua cuando ocurre irrupción o una conificación temprana. Las aplicaciones más comunes son; a) frenar agua y/o gas en reservorios de crudo pesado y b) frenar gas en crudos ligeros y ultra-ligeros, con capa de gas activa. Los AICVs son fácilmente diseñados para cada aplicación particular, tanto los elementos de flujo laminar como turbulento son modificados apropiadamente. La combinación de los dos elementos depende del rango de flujo esperado. La taza de flujo del gas/agua puede ser 1% de la taza de crudo, y la fuerza del AICV se ajusta dependiendo de la estrategia de producción del reservorio. La Figura 6 muestra las curvas de desempeño para gas, agua y crudo pesado (50 cP). Todas las mediciones se han realizado en fluidos de una fase con presiones diferenciales de reservorio en las facilidades y laboratorios de InflowControl.
Figura 3b. Diagrama de la válvula AICV, en posición cerrada.
Figura 4. Válvula AICV (rojo), instalada en la tubería de base junto con la malla. 38
Figura 5. Siete grupos de aplicaciones de los AICVs basado en el grado API y propiedades de los fluidos. P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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La curva de petróleo muestra que la fuerza del AICV es baja para el crudo, 1 m3/h y la caída de presión es 1.5 bar. Con la misma caída de presión la taza de agua es 20 l/h. La taza de gas es más alta, debido a su baja densidad, aproximadamente 75 l/h. Toda el agua y gas está fluyendo a través del piloto menor, debido a que la válvula está en posición cerrada. Este tipo de efecto es de un filtro de fase que va a eliminar el problema de irrupción temprana de gas y agua. La válvula también es reversible, eso significa que si está cerrada al gas y agua y cuando el AICV detecta crudo, la válvula se abre autónomamente así la producción de crudo continua para maximizar la producción y factor de recobro.
Figura 6. Curva de desempeño del AICV, válvula para crudo pesado.
Figura 7. Curva de desempeño del AICV, válvula para crudo liviano.
La Figura 7 muestra las curvas de rendimiento para gas y crudo ligero (1 cP). Todas las mediciones se han efectuado en fase simple y varias presiones diferenciales de un reservorio típico, 100 bar. La curva de petróleo muestra que la fuerza es baja, a un 1 m3/h la caída de presión es 1 bar, a la misma caída de presión la taza de gas es de 40 l/h. Todo el gas está fluyendo en el piloto menor, porque la válvula está en posición cerrada. Esto frena la conificación de gas. La válvula es reversible; esto significa que si el P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
AICV detecta petróleo de nuevo, se abre automáticamente.
BENEFICIOS DE LOS AICVs
Los beneficios más importantes de las Válvulas Autónomas de Control de Flujo (AICV), son: • Autonomía: El AICV se auto-regula, no requiere de ninguna forma de control electrónica o conexión a superficie. Este atributo ofrece al operador un equipo eficiente para incrementar la producción y recobro. • Frena o cierra el agua completamente o localmente: es la única tecnología en el mundo que es autónoma y cierra completamente el ingreso de fluidos de alta movilidad como gas y/o agua donde ocurra la irrupción. La producción de petróleo se verá compensada a lo largo del pozo desde otras zonas que no están afectadas por conificación de gas o entrada de agua. • Flexible: AICVs se diseñan para aplicaciones de acuerdo a los retos del reservorio y su diseño se ajusta también para una restricción total, parcial tanto de gas o agua. • Reversible: esto significa que si el AICV se cierra al gas y/o al agua, pero si detecta petróleo luego, se abre automáticamente y la producción de crudo continúa maximizando la producción y el recobro. • Reduce los costos de separación, transporte y tratamiento de fluidos no-deseados, además de estos beneficios también reduce el corte de agua y RGP eficientemente. • Distribuido; no hay limitaciones en el número de zonas o AICVs. • Re-adaptable: El AICV puede ser instalado tanto en pozos nuevos como también en pozos previamente completados (cualquier tipo de completación), si el pozo está afectado por cortes de agua muy altos y/o un RGP inestable, flujo cruzado, conificación de gas en el tope y de agua en la base del pozo desviado o en zonas seleccionadas del pozo horizontal. REFERENCIAS 1. Mathiesen, V., Aakre, H., Werswick, B., Elseth, G. (2011). The Autonomous RCP Valve – New Technology for Inflow Control in Horizontal Wells, SPE 145737. 2. Mathiesen, V., Aakre, H., Werswick, B., (2013), A Flow Control Device and Method, Patent WO 2013/139601 A2 3. Halvorsen, M., Elseth, G., Naevdal, O.M., (2012) Increased oil production at Troll by autonomous inflow control with RCP Valves. SPE-159634.
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Diseño Completación Inteligente Smartwell® para producción multizonal de pozos Autores: Diego Morales, Guillermo Corrales, Byron Calvopiña - Halliburton
Diego Morales Ingeniero Mecánico de la Escuela Politécnica Nacional de la ciudad de Quito. Actualmente es Principal Technical Professional de Halliburton Completion Tools, tiene 9 años de experiencia en la industria petrolera. Ha desarrollado su talento en distintas áreas de completación y actualmente maneja la parte técnica de HCT en Ecuador.
Guillermo Corrales Tech Professional Completion Sr. en Ecuador, está a cargo del gerenciamiento de proyecto de SmartWell® Ecuador. Ingeniero en Sistemas Informáticos por la Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE, Ecuador. Posee un Magister Internacional en Gerenciamiento de Empresas de la misma Universidad. Cuenta con más de 5 años en Halliburton y 15 en la industria petrolera desempeñando algunas funciones como: Field Specialist Engineer, Project Engineer y Desk Engineer para cuentas de operadoras nacionales como internacionales.
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os grandes desafíos al drenar reservas de campos maduros ameritan el aprovechamiento de técnicas para la optimización de producción mediante la implementación de tecnologías innovadoras. En la cuenca Oriente del Ecuador, los reservorios presentan varios desafíos en las zonas productoras, presencia de gas o de agua, así como comportamientos variantes, lo que induce a disponer de diferentes soluciones a nivel de producción al igual que su mantenimiento para establecer sustentabilidad operativa y económica. En muchos campos maduros del Ecuador, un sistema multizonal puede ser la solución al tiempo de vida del pozo a través de una tecnología que pueda solventar eficientemente los retos de producción de 2 o más zonas fiscalizadas independientemente.
Reservorios Compartimientos, capas, heterogéneos, multiple.
Esta incursión tecnológica ha permitido diseñar sistemas de completación inteligente que permitan una producción multizonal, garantizando las condiciones operativas del pozo y que reduzca al mínimo el número de intervenciones, avalando que este modelo de completación pueda ser aplicado para controlar desde superficie o en forma remota mediante estaciones centrales o áreas de decisión multidisciplinaria. Con la sinergia de la experiencia de Halliburton en Ecuador con completaciones duales y a nivel internacional con equipos de completación inteligente SmartWell®, la propuesta tecnológica en la implementación de este tipo de completaciones ha sido validada por los grupos de ingeniería técnicos y entidades regulatorias para proveer una solución que podrá establecer nuevos estándares de funcionamiento y rendimiento. La identificación del campo como los pozos candidatos es una tarea primordial que admite la confirmación de condiciones apropiadas para poder implementar una nueva tecnología en búsqueda de los mejores resultados. El enfoque es trabajar en flujos de trabajo para validar todas las condiciones y cubrir estos requerimientos de manera detallada relacionada con producción y condiciones de reservorio cercanos a un escenario real de producción multizonal.
LA INNOVACIÓN
Arquitectura Horizontales, multilaterales, extendidos, “snake” wells.
Escenarios con Desafios Offshore, Aguas profundas, Operación Remota, Dump Flooding
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Completación Inteligente SmartWell® System optimiza la producción de pozos a través del gerenciamiento del reservorio habilitando al operador a monitorear y controlar activamente el reservorio en tiempo real desde superficie sin la necesidad de intervenciones. El uso de una Completación Inteligente brinda diversidad y su aplicación se basa en el tipo de escenario al que hay que enfrentar con el criterio tecnológico adecuado, basado en la experiencia y en la alta fiabilidad que presentan este tipo de equipamientos: P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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SUS COMPONENTES
Los componentes y elementos de una Completación Inteligente SmartWell®, varían en función de la aplicación y la necesidad, sin embargo el siguiente es un diseño que aplica en Ecuador: • Válvula de control de intervalo (ICV). • Controlador de choque con diez posiciones (Accupulse). • Sistemas de monitoreo permanente (ROC). • Sistema de medición Venturi (Flowmeter). • Empacaduras con características Feed-through. • Cable con líneas hidráulicas y eléctricas. • Equipos de superficie.
• Versatilidad de Packer HF1, no posee movimiento externo durante el asentamiento, evita el pre asentamiento durante la corrida y no genera tensión. • Sistema SmartWell® habilita al operador capturar, transmitir y analizar datos de fondo, controlar remotamente las zonas seleccionadas y maximizar la eficiencia de cada zona. • El monitoreo permanente provee datos en tiempo real, que puede ser usadas para evaluar el comportamiento de pozos y tomar decisiones oportunas.
AMPLIO ALCANCE
La solución de completación inteligentes SmartWell®, es una tecnología que permitirá controlar el flujo de las zonas de interés, obtener medición y monitorear el comportamiento de cada zona en tiempo real. Algunos de los objetivos tangibles que se pueden obtener con la implementación de este tipo de solución son las siguientes: • Optimizar producción de pozos en campo con múltiples zonas productoras a través de implementación de Completaciones Inteligentes Smartwell®. • Controlar el aporte productivo de cada zona a través de las funcionalidades técnicas de las Completaciones Inteligentes. • Obtener la medición de flujo de cada una de las zonas productoras. • Reducir el número de intervenciones de pozo y eventos, que implican el pulling de la completación de fondo, sistema de levantamiento y se relacionan con el daño temporal o permanente de las zonas productoras. • Evaluar las mejoras obtenidas relacionadas con la eficiencia del sistema, factores de recuperación y capacidad de producción.
INGENIERÍA QUE AGREGA VALOR
Se han visualizado los siguientes puntos que dan relevancia al momento en la fase de diseño e ingeniería: • SmartWell® Diseño validado para aplicaciones locales con zonas de producción similares. • Medidor de Flujo diseñado para caudales esperados por cada zona productora. • Válvula de Control de Intervalo (ICV) permite alta resolución en el control de la producción con 10 posiciones para cada zona. • Válvula de Control de Intervalo (ICV) de pistón balanceado operada hidráulicamente. P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
El diseño considera la configuración y geometría del pozo candidato, así como los parámetros de yacimiento de cada una de las zonas. Tanto los datos mecánicos como la información de reservorio han sido validados por los encargados de cada área y como parte del flujo de análisis de la solución de Halliburton Completion Tools, el validar los escenarios de producción planteados. Los diseños han sido generados para este equipamiento, basados en la metalurgia requerida para este tipo de pozos y considerando los fluidos existentes en este pozo. Internamente el proceso de diseño pasa por ciertos niveles de aprobación y verificación que garantizan tanto el uso de este equipamiento en las condiciones operativas del pozo así como en el tiempo que permitirá dar fiabilidad y sustentabilidad de operación. Las zonas prospectivas han dado los parámetros y rangos de operación en válvulas y sistemas de medición. Esta personalización permitirá lograr una alta resolución de cada una de las posiciones de choque que posee el sistema ICV. Adicional a esto el sistema de medición por zona Venturi, proveerá de información de fondo relevante para tomar acciones de manera oportuna en la operación del pozo y de las zonas de producción. Los equipos en superficie permiten a través de las líneas hidráulicas y eléctricas el control de operación de válvulas ICV, así como la adquisición de datos desde los sensores ROC. El sistema en superficie está construido para operar en condiciones externas que puedan garantizar estos procesos con total confianza, evitando eventos que pongan en riesgo la información o la falta de control de los equipos en fondo. Este sistema de adquisición de datos puede ser co41
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nectado a cualquier sistema de telemetría para su transmisión a lugares remotos, desde se lo puede operar con la ayuda del software especializado Smart Well Master. Para este diseño se ha considerado un sistema de levantamiento ESP que ha sido generado para cubrir los rangos de producción esperados por zona y en conjunto de zonas. Se han aplicado algunos escenarios de producción para
cubrir todos los requerimientos y sobre todo de dimensiones que permitan el encapsulamiento. Para solventar procesos de ensamblaje y de movilización se tienen considerados realizar sub ensambles que permitan las pruebas así como la logística necesaria para movilizaros y posteriormente faciliten las maniobras durante el Run in Hole (RIH).
DESAFÍOS Y EXPECTATIVAS DESAFÍOS
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SOLUCIONES
RESULTADOS ESPERADOS
Producción conjunta y controlada desde las zonas de interés
Solución integrada de HS-ICV y Accu-pulse
Zonas controladas y recolección dinámica de datos
Maximizar producción
Dispositivos HS-ICV y Sensores ROC
Monitoreo permanente de parámetros de fondo y control por zona
Declinación de presión de reservorio
Completación diseñada para controlar 2 zonas
Control zonal de compartimientos
Optimización de Producción
Operación de equipos desde superficie / en forma remota
Toma de decisiones en forma rápida, oportuna y efectiva.
Fiscalización de producción por zona
Disponibilidad de 3 sistemas de medición: Venturi, Sensores y Tasas de producción por posición de ICV
Proveer resultados de medición con un margen mínimo de error en comparación con el sistema de medición de superficie.
Resultados de operación y evaluación confiables
Sistemas de sensores y controles por zona que permitirán confiabilidad en toma de welltest y buildup
Evaluación periódica de resultados de welltest y de datos de buildup, sin necesidad de intervenciones con torre o rigless P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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Parches Expandibles de Acero: Una Solución Innovadora para Garantizar la Integridad del Pozo Autores: Vadim Capcelea, Byron Corella, Nicolas Braud, Luis M. Sandoval, Wilmar Pastrana, Jose L. Freire, Marco López, Carlos Llerena - Schlumberger; Ruth León, Lenin Pozo - Petroamazonas EP 1. INTRODUCCIÓN
A los efectos de maximizar el recobro de hidrocarburos, el manejo efectivo del reservorio se ha convertido en un proceso cada vez más complejo. El aislamiento de los punzados no deseados en pozos productores/inyectores se ha desarrollado como una actividad más frecuente en campos maduros. Varias soluciones tecnológicas han sido desarrolladas, además de los métodos tradicionales de cementación remedial (squeeze). Entre ellos, una de las tecnologías de mayor rendimiento es el Parche Expandible de Acero (PEA) Saltel (una compañía de Schlumberger). El parche Saltel es una solución permanente para aislar/reparar una zona de tuberías, para tapar punzados no deseados, para aislar camisas de deslizamiento con fuga, o para realizar otras operaciones de remediación y así garantizar la integridad del pozo. Desde 2010 hasta el presente, más de 600 Parches Saltel han sido instalados en países como Canadá, Estados Unidos, Francia, Alemania, Rusia y Ecuador (figura 1), con un porcentaje de éxito de 98%. Estas operaciones abarcan varias aplicaciones:
• Optimización de producción (62%) • Aislamiento de agua, gas o arena • Modificación de perfiles de inyección • Mantenimiento de pozos (25%) • Reparación de revestimientos casing o liner y tubería de producción • Reparación de mallas de arena • Reparación de completaciones (13%) • Válvulas de fractura • Camisas de deslizamiento
2. DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA
Gran parte de los pozos del Ecuador se encuentran en campos maduros, presentando condiciones especiales como fisuras, corrosión, colapsos, entre otros. Esto comúnmente afecta el desarrollo de las operaciones de intervención con o sin taladro. Por otro lado, el aislamiento de punzados no deseados es una operación rutinaria, la cual involucra la cementación remedial denominada comúnmente squeeze. El término “cementación r emedial” abarca cualquier aplicación de cemento para solucionar problemas de aislamiento en el pozo. Volúmenes relativamente pequeños de lechada de cemento
Figura 1 – Parches Saltel instalados en el mundo P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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se inyectan en el pozo utilizando bombas de alta presión para forzar el cemento en los punzados. La operación contempla, además del forzamiento de cemento, pruebas de inyectividad a la formación, molienda del tapón de cemento y verificación de la condición del cemento luego del fragüe. Estas operaciones no solo implican riesgos adicionales, si no que contemplan costos mayores, debido al número de operaciones simultáneas en el pozo. En el caso que se realice un aislamiento parcial de los punzados (para aislar agua o gas) y posteriormente se requiera un re-disparo de la zona de aceite, se puede generar daño de formación causado por la invasión de la lechada de cemento a la arena. Este efecto va en detrimento de la producción del pozo, lo que implica la necesidad de realizar actividades adicionales en el pozo para remover el daño de formación. En conclusión, el impacto económico no es solo a la operación, sino también a la producción del pozo en sí. La implementación de los parches en el campo Shushufindi en Ecuador se realizó con el propósito de buscar una solución más amigable y económica de aislamiento de punzados y reparación de daños en los revestimientos; además de contribuir a la reducción de los tiempos y costos de operación, como y a la disminución del potencial daño de formación por la exposición de la arena a los fluidos de cementación. Con la utilización de estos parches se buscó incrementar el porcentaje de éxito del aislamiento de punzados (para cambio de zona).
3. DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA
Los parches expandibles de acero Saltel (figura 2) son herramientas revolucionarias en la industria petrolera, debido a las presiones diferenciales que pueden soportar y al diámetro interno efectivo (ID) que queda luego de su instalación. Su corrida e instalación en el pozo es una operación simple y segura, ya que utiliza tecnologías probadas como packers inflables para la expansión del parche. Esto asegura el
cubrimiento de cada zona del revestimiento, incluso las zonas con anomalías, adaptándose a la forma del revestimiento en la zona de asentamiento. La parte expandible del parche es fabricada de acero inoxidable (321 o 304L) de alta calidad, con un elastómero nitrilo butadieno hidrogenado (HNBR) en la parte exterior y un sistema de sello perfilado. Cabe mencionar que la metalurgia del parche se puede diseñar de acuerdo a las necesidades del cliente y a la aplicación en caso. Para asentar el Parche (figura 3), la herramienta de expansión de fondo de pozo junto con el anillo de calibración se colocan dentro del parche. La sección del packer inflable se infla lo suficiente como para poder sujetar el parche (no demasiado para no comenzar la expansión). El conjunto se baja en el pozo hasta la zona deseada con tubería, drill pipe o tubería flexible (coiled tubing). Una vez en profundidad, el packer se infla utilizando la presión desde superficie para expandir y anclar la parte superior del parche. Luego, el packer se desinfla, se baja tres pies y luego se expande la próxima sección. Esto se repite las veces que sea necesario hasta que se expande el parche en su totalidad, y la herramienta de fondo se recupera en superficie, confirmando el ID del parche. Entre las ventajas más destacadas del PEA, se pueden mencionar las siguientes: • Provee reparación de revestimientos y tubería con pérdida mínima del diámetro interior. • El controlador de expansión (drift) verifica el ID del Parche en tiempo real; cualquier anomalía se puede corregir en sitio. • El amplio ID permite acceso al pozo debajo para diversas herramientas estándar. • Rápido, eficiente y seguro. • Sella a la parte interior del revestimiento, incluso en las zonas con anomalías y/o irregularidades (hasta 25% de ovalización). • Alto coeficiente de expansión: permite introducir el parche con gran holgura, lo que evita problemas de atascamiento al bajarlo en el pozo.
Figura 2 – Parche Expandible de Acero (PEA) Saltel 44
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• Se puede correr con altos ángulos de inclinación. • Resiste alta presión diferencial (interior hasta 15,000 psi). • Longitud de acuerdo a la aplicación. • Rango de diámetros disponibles desde 4½ hasta 13-3/8 pulgadas. • Disminuye la exposición de la formación a los fluidos de control y/o cementación, por lo tanto, disminuye la probabilidad de daño de formación.
En cuanto la información requerida, el mínimo ID del pozo para correr la herramienta, presiones y temperaturas de fondo, longitud de aislamiento, presiones diferenciales máximas esperadas son puntos que deben tomarse en cuenta para una buena planeación y ejecución de las operaciones, con el fin de maximizar la integridad y longevidad del pozo. Por otro lado, la longitud máxima del Parche es limitada por la altura de la torre o grúa, la cual realiza la Parche instalado
Anillo de calibración Packer Inflable
Figura 3 – Procedimiento de asentamiento del PEA.
operación de intervención al pozo. En los casos donde se necesita cubrir una zona extensa se requiere efectuar varias corridas para instalar el número necesario de parches.
4. APLICACIÓN Y RESULTADOS
Figura 4 – Completación del pozo SSF-246D P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
La instalación de los Parches Saltel se realizó por primera vez en Ecuador en noviembre de 2016, en el pozo SSF-246D del campo Shushufindi (figura 4). Este pozo inyector en la U Inferior se convirtió, durante una intervención con taladro, en pozo re-inyector disposal en la arena Hollín Inferior. El objetivo del trabajo fue el aislamiento de los punzados abiertos en la arena U Inferior (9352-9364 pies, 9386-9391 pies) y T Inferior (9584-9592 pies) y el disparo de la arena Hollín Inferior, seguido de la completación del pozo con una sarta simple de inyección. Se instalaron 3 Parches en un liner de 7 pulgadas, 29 lb/pie, L80 Special Drift. El trabajo de instalación de los tres Parches culminó exitosamente luego de 110 horas, siendo el primer trabajo de Schlumberger Saltel en Ecuador. Se logró llegar a una presión de colapso de los parches de 2,982 psi y de estallido de 14,500 psi, a una temperatura de 225°F, dejando el pozo en la zona de instalación con un ID nominal de 5.41 pulgadas. 45
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5. BENEFICIOS Y VALOR AGREGADO
Realizando la implementación de los parches en el trabajo de reacondicionamiento del pozo, se logró bajar los tiempos de la intervención de 31 días planificados con la cementación remedial, a 27 días de operación, con un ahorro de 4 días, lo que representa 13.8% del tiempo total (figura 5). En cuanto los costos de la operación, se pudo llegar a un ahorro de 4.5% del presupuesto total del trabajo de intervención. Adicionalmente, se eliminaron los riesgos asociados a la operación de cementación remedial. En línea con los estándares de Calidad, Salud, Seguridad y Medio Ambiente (CSSMA), con la implementación de los PEA se elimina la necesidad de manejo de químicos en superficie. Por otro lado, menos tiempo de operaciones y menos exposición a los riesgos, lleva a un menor impacto a la salud, seguridad y al medio ambiente, manteniendo al mismo tiempo los altos estándares de calidad.
Los tres parches en el pozo SSF-246D se instalaron cumpliendo con los procedimientos, resultados y estándares establecidos por Petroamazonas EP y el Consorcio Shushufindi. Los resultados exitosos de esta primera aplicación en el Ecuador fueron alcanzados gracias al trabajo desarrollado por un grupo multidisciplinario de profesionales con gran experiencia internacional en la industria petrolera. Para aprovechar el beneficio de esta tecnología se están analizando futuras implementaciones en otro tipo de aplicaciones como aislamiento de zonas de agua y reparación de revestimientos, entre otros.
6. CONCLUSIONES
La implementación de los parches Saltel en Ecuador es una solución innovadora que ha cambiado las reglas de juego, logrando ahorro en tiempo como en costos de la operación y brindando un valor adicional comparado con la operación tradicional de cementación remedial.
Figura 5 – Comparación de tiempos totales de la intervención con taladro.
Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com dmosquera@globalcorpvirtual.com
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Av. 12 de Octubre N26-48 y Lincoln, Edificio Mirage, piso 3, oficina 3C. Teléfonos de contacto: (02) 450-3164 y (02) 450-3169 P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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Centralizador Autor: Esteban Mora - Válvulas del Pacífico
Durante la perforación de un pozo de petróleo regularmente dentro del mismo se insertan tuberías de revestimiento para evitar que se derrumbe o colapse internamente impidiendo el acceso a zonas productoras que se encuentran en el subsuelo. Al introducir estas tuberías de manera telescópica quedan espacios vacíos entre las mismas debido a que la diferencia de diámetros de las tuberías es considerable creándose de esta forma espacios entre cada sección de tubería. A estos espacios vacíos se les da el nombre de espacio anular. Para sellar el espacio anular, en primera instancia se bombea cemento para crear una capa protectora entre el tubo externo (tubería conductora) e interno (tubería de revestimiento) evitando así posibles filtraciones de agua o gas proveniente de formaciones subterráneas que atraviesa el agujero del pozo. Una vez lleno de cemento el espacio anular en la
parte superior del pozo, se utiliza una plancha de acero (media luna) soldada para hermetizar el acceso al espacio anular entre las tuberías y alinear concéntricamente la tubería interior con respecto a la exterior. Esta práctica es muy común pero implica un riesgo innecesario, tanto para las personas como para la operación por el hecho de utilizar soldadura en la boca del pozo donde puede existir presencia de gases y también por ser un trabajo bajo la mesa del taladro, lo cual hace que dicha operación sea insegura. Este proceso tampoco garantiza que la tubería de revestimiento se mantenga firme y perpendicular puesto que, muchas veces dicha tubería tiende a desalinearse e inclinarse hacia un costado, como indican las flechas verdes de la FIGURA 1. Actualmente este procedimiento tiende a omitirse y el espacio anular queda expuesto.
Esteban Mora Ingeniero Mecánico Industrial graduado de la ESPE. Tiene 6 años de experiencia en el diseño y producción de cabezales de pozo. Actualmente es Presidente de Válvulas del Pacífico.
PERFORACIÓN
ANTECEDENTES
Des alineamiento por peso de tubería
Tubería de Revestimiento
Plancha de Acero (Media Luna) Anular entre tuberías Tubería de Conducción
Zona llena de cemento
ESPACIO ANULAR ENTRE TUBERIAS P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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PERFORACIÓN
DESARROLLO
BRIDA PACK-OFF
Debido a la necesidad de un sistema que brinde un sello confiable y que no represente una operación riesgosa, Válvulas del Pacífico ha desarrollado, en una primera fase, un sistema empaquetador el cual brinda los beneficios mencionados anteriormente. Dicho sistema fue denominado como “Brida Pack-Off” y su instalación y funcionamiento se realizó de manera satisfactoria brindando los requerimientos antes mencionados. En 2016, se realizó una segunda fase de diseño, la misma que consistió en optimizar
varios aspectos dimensionales del sistema Brida Pack-Off, entregando las mismas ventajas de hermeticidad y alineación concéntrica entre tuberías. Este sistema se ha denominado “Supporting Centralizer” (centralizador) y al igual que el anterior trabaja entre el casing conductor y el casing de superficie, es útil para aplicaciones cuando existe presencia de gas en el anular del casing conductor de 20”, posee salidas laterales para comunicación con el anular y para tener un mejor control del pozo. Otra de sus funciones es centrar y alinear el cabezal de pozo respecto al casing conductor, así como también evitar el deslizamiento y/o hundimiento del mismo debido a que se encuentra adherido al casing de revestimiento mediante un mecanismo de mordazas y a su vez está asentado sobre el casing conductor. Lo más destacable de este sistema es que no incluye procesos de soldadura para su instalación a diferencia de otros sistemas que existen en el mercado ofreciendo prestaciones similares a las antes mencionadas, lo cual presenta un riesgo considerable sobretodo si existe presencia de gases en el cellar.
RESULTADOS
El Supporting Centralizer (centralizador) ha brindado una solución eficiente a la necesidad de alinear concéntricamente el cabezal respecto al casing conductor, así como también de empaquetar el anular cuando exista presencia de gas, brindando integridad operacional y disminución considerable de riesgos, tanto para el personal como para la operación.
Casing de superficie 13-3/8” o 9-5/8” Supporting Centralizer
Casing Conductor de 20”
SUPPORTING CENTRALIZER (centralizador) 48
SUPPORTING CENTRALIZER (centralizador) P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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Estudio técnico - económico de la producción simultánea de dos arenas Autores: Daniel Orellana, Benjamín Hincapié, Víctor Fernando Pinto, Maestría de Petróleos de la Universidad Tecnológica Equinoccial
P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
historiales de producción, propiedades PVT, yacimientos productores, intervalos de disparo y aporte de los yacimientos. El Campo (VHR) se encuentra en la provincia de Sucumbíos, cantón Putumayo; representa un pliegue anticlinal limitado al este por una falla inversa. Esta falla es producto de la reactivación tectónica de zonas de debilidad pre-existente bajo la discordancia Cretácico-Precretácico. La misma, disminuye su salto hacia estratos más jóvenes hasta que es fosilizada por el limite Napo-Tena. El eje de la estructura está orientado en sentido norte-sur y alcanza una extensión de 17 Km. Las dos zonas productoras del Pozo X-1 en las cuales se implementó esta tecnología fueron las arenas M2 y UI. Las propiedades PVT del fluido de cada una se las presenta en la Tabla 1.
PERFORACIÓN
Las empresas de la industria petrolera por mucho tiempo han tratado de incrementar las reservas de los campos petrolíferos descubiertos. En muchos campos, los pozos atraviesan diferentes zonas de pago, las cuales son económicamente productivas, pero en muchos casos existe la limitación de producirlas desde un mismo pozo de forma independiente haciendo uso de mecanismos de levantamiento artificial; sin embargo, en la actualidad se tienen varios métodos que dependen principalmente de las características petrofísicas y de los fluidos que tenemos en cada uno de los yacimientos que resultan seguros, eficientes y rentables para optimizar la explotación de los campos. Uno de estos métodos, es el sistema de la completación dual concéntrica, que permite aumentar el aporte de aquellos pozos que, según su historial de producción son aptos para producir de diferentes arenas en forma simultánea. Este tipo de sistema facilita el control independiente de cada una de las arenas productoras, cuidando que las condiciones del yacimiento no sean alteradas, con responsabilidad social y del medio ambiente. La aplicación de este sistema brinda una ventaja ante otras tecnologías en operación, costo y tiempo. El principio de este tipo de completación consiste en producir dos arenas simultáneamente a través de dos tuberías de producción con dos bombas electrosumergibles separadas y con packers dobles, los cuales se asientan entre las dos arenas. En cuanto a la forma de aislar las zonas productoras se presentan variantes en este tipo de completaciones; unas utilizan métodos de encapsulamiento de las bombas electrosumergibles, generalmente para la producción de la arena de mayor profundidad y en otras la bomba electrosumergible va situada justamente frente a la cara de la formación productora (los punzonados) aislada en su parte superior por una empacadura. Se analizó la aplicación de esta completación en el Pozo X-1 del campo Víctor Hugo Ruales (VHR), dando un seguimiento exhaustivo de los
Tabla 1. Propiedades PVT del fluido de las arenas productoras del Pozo X-1 VARIABLES
NAPO M2
NAPO UI
7748-7760’ (12’)
7937-7948 (11’)
1.15
5.29
Pwf (PSI)
1530.3
2728.5
Ps (PSI)
2361.8
3068.1
Pc (PSI)
90
90
Pb (PSI)
480
800
K prom (md)
116
1010
3532.72
2360.83
API(°)
31.5
29.9
BFPD (BLS)
956
1800
BPPD (BLS)
918
396
BAPD (BLS)
38
1404
BSW (%)
4%
78%
INTERVALO y DPP IP(STB/D/PSI)
TDH (ft)
Fuente: (Petroamazonas EP, 2016). 49
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1. COMPLETACIÓN DUAL
PERFORACIÓN
Fundamentación de la completación dual Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas (Fernández, López & Torres, 2014). Una completación dual es un diseño de doble sarta de tuberías, acoples, accesorios y herramientas que permite producir de dos zonas, individualmente en forma independiente y al mismo tiempo. Pueden ser: • Duales Concéntricas • Duales Paralelas Duales concéntricas La completación dual concéntrica debido a su diseño permite producir de manera separada de dos zonas productoras existentes en un mismo pozo que se encuentren en distintos estratos, mediante una empacadura (packer) para aislar la producción de las dos arenas. Los fluidos producidos de los intervalos aislados son levantados por bombas centrifugas multietapas independientes, por conductos separados hasta la superficie. Estos salen por el cabezal dual del pozo por válvulas separadas, en líneas de producción independientes a la estación de producción. Existen dos tipos de ensamblajes, ambos tendrán un diseño de tuberías concéntricas y evitarán que se produzca la mezcla de fluidos de las dos distintas zonas, con un arreglo de una o dos bombas BES según se requiera. Sin embargo, difieren entre sí por su forma de aislar las arenas productoras. Estas son: a. Completación dual concéntrica con encapsulamiento En este caso, la bomba electrosumergible que producirá de la arena inferior cuenta con un encapsulamiento para dar protección al equipo, puesto que está ubicada encima de la empacadura que aísla las dos arenas a producir en la completación de fondo. La bomba de la arena superior se encuentra alojada entre la herramienta “Y” (Y tool) y un bloque de soporte, que amortiguará el peso de la bomba electrosumergible y la mantendrá rígida y alineada mediante un sistema de engrampamiento en el by-pass de la tubería de producción. Esta completación al ser concéntrica coloca tanto la tubería interna (bajo el Y-tool) como la tubería externa (ubicada en la parte superior al ensamblaje del Y-tool), centradas, permitiendo que la zona de pago inferior utilice la tubería de 50
producción para aportar los fluidos de formación, mientras la zona de aporte superior producirá por el espacio anular (Figura 1). El cabezal del pozo en superficie al ser dual concéntrico, posee un juego de válvulas independientes tanto para la producción de la zona superior como inferior, además de líneas de flujo independientes hacia el manifold en locación.
Figura 1. Diagrama de completación dual con sistema de encapsulamiento. Fuente: (Petroamazonas EP, 2014).
b. Completación dual concéntrica con bomba electrosumergible debajo de la empaquetadura Tipo de completación que emplea un packer recuperable asentado en el liner de producción por medio de cuñas, para aislar las dos formaciones productoras; la diferencia radica en que la bomba inferior se encuentra por debajo del packer cerca a los punzonados sin la necesidad de encapsulamiento. Además de camisas de producción entre la bomba y el empaque. El packer utilizado cuenta con un compartimento adecuado para permitir el paso del cable de potencia desde la superficie hacia el MLE (motor lead extensión) en el motor de la bomba (Figura 2). El aporte de la arena inferior ingresa hacia la bomba, la cual produce por una tubería de 2 7/8”; el ingreso de fluido de la formación productora superior llega a superficie ingresando por medio del bypass en el Y-tool y sube a superficie por el anular creado entre la tubería de 2 7/8” que produce la arena inferior y la tubería de 5 1/2”. P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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Figura 2. Completación dual concéntrica sin encapsulamiento Fuente: (Ruiz, 2007).
Completación dual paralela Consta de un empaque (packer) del tipo recuperable doble que aísla las dos zonas de aporte, difiere de los otros dos tipos de completaciones, ya que cada arena se produce por tubería de producción independiente, generalmente en dos tuberías de 2 7/8” (Figura 3). Este ensamblaje se lo puede realizar en liner de producción de 7” aunque es preferible realizarlo en casing de 9 5/8”, debido a que las dos tuberías no dejan mucho espaciamiento para maniobrar en la bajada de la completación como también en su pulling. Las dos tuberías son unidas mediante grampas para mantenerlas rígidas y que no exista ningún rozamiento o golpe entre estas.
Figura 3. Packer dual Fuente: (Petroamazonas EP, 2014). P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
Diseño de la completación dual concéntrica con encapsulamiento para el Pozo X-1 Para la implementación de este sistema en el Pozo X-1, existen parámetros que deben ser tomados en cuenta, de esta manera se obtendrá un diseño óptimo en nuestra completación dual concéntrica con encapsulamiento. En lo que concierne a hidráulica, el interés se centra en los datos de flujo de fluidos que van a ser movidos por un equipo de levantamiento artificial. Es decir, la hidráulica se la puede considerar como el comportamiento de los líquidos cuando pasan de estado estático a un estado dinámico o de movimiento (Alvarado, 2002). Debemos obtener: • Cabeza estática • Gradiente de presión estática y de cualquier fluido • Gravedad específica • Densidad del fluido • Presión hidrostática • Presión estática • Drawdown • Dimensionamiento de la bomba De igual forma, antes de realizar esta completación se necesita previamente conocer y calcular: • Historial de producción • Pruebas de restauración de presión • Índice de productividad • Profundidad de los intervalos perforados • Diámetro de la tubería de producción • Gravedad API del petróleo • Temperatura de fondo de pozo • Profundidad en la cara de formación • Altura diferencial (∆h) • Presión de entrada a la bomba PIP • Altura dinámica total (TDH) • Altura neta • Pérdidas por fricción • Presión de cabeza. • Relación de solubilidad (Rs) • Factor volumétrico del petróleo • Factor volumétrico del gas • Gas total • Gas en solución • Gas libre • Volumen total de fluido Para seleccionar las bombas BES que se emplearán en la completación, se analiza el número de etapas, potencia, el motor y su carga, cable de potencia, frecuencia máxima, voltaje en superficie y la potencia requerida. Examinando las curvas de eficiencia de la bomba determinaremos cuál es la mejor opción para la producción de las arenas M2 y UI.
PERFORACIÓN
En cuanto al cabezal del pozo, posee las mismas características que el empleado en una completación dual concéntrica con encapsulamiento.
51
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2. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
PERFORACIÓN
Mediante los datos obtenidos en las pruebas de restauración de presión, así como de la información disponible del yacimiento, producción y del pozo, se calcularon las características del fluido necesarias para el proceso de dimensionamiento y selección de la bomba de ensamblaje dual más adecuada para cada formación del Pozo X-1. Estos resultados se muestran en la Tabla 2: Para seleccionar la bomba para la arena M2, misma que no requirió separador de gas (cantidad de gas libre menor al 10%) en su completación, se analizaron tres bombas: D950, DN1000 y DN1100, siendo la última la elegida para esta formación. Sus características en este diseño fueron (Tabla 3). Tabla 2. Resultados de cálculos VARIABLES IP(STB/D/PSI) API(°) Gravedad específica mezcla (crudo – agua) QMÁX (BLS)
NAPO M2
NAPO UI
1.15
5.29
31.5
29.9
0.8752
1.0274
2716
16230.25
BSW (%)
4
78
Q (BLS)
956
1800
Δh (ft)
538
656.5
1326.45
2436.45
Rs (PCS/BLS)
83.76
185.85
βo (BY/BN)
1.11
1.1854
0.001
0.0006
PIP (PSI)
Βg (PCY/PCN) Z
0.71
0.6
GAS LIBRE (%)
1.39
4.80
3532.72
2360.83
TDH (ft)
Fuente: (Petroamazonas EP, 2014)
El motor elegido es serie 456 Rx de 48 caballos de fuerza, 1039V / 29.5 A, tipo RX UT longitud de 9 Ft y un peso de 412 libras. En la bomba para la arena UI, su completación tampoco tendrá separador de gas, en este caso se analizaron tres bombas, las cuales fueron: DN2150, GN2100 y SN2600. La bomba seleccionada fue la última que tiene las siguientes características de diseño mostradas en la Tabla 4. El motor para esta formación será de serie 456 Rx de 90 caballos de fuerza, 2402 V / 25,5 A, tipo RX UT longitud de 12 Ft y un peso de 480 libras. Finalmente una vez realizados los cálculos previamente descritos, se instaló y se obtuvo el diagrama final de completación del Pozo X-1 (Figura 4).
Tabla 3. Características de la bomba DN1100 para M2 Tipo
N˚ of stage
Stage selected
Total BHP
Motor
Costo inicial
Costo anual
HP/ stg
-
-
BHP
BHP
$
$
0.30
129
129
34
36
30150
23818
Head
BHP
ft/stg 25
DN1100
Fuente: (Petroamazonas EP, 2014)
Tabla 4. Características de la bomba SN2600 para UI Tipo SN2600
Head
BHP
ft/stg
HP/stg
53
1.18
N˚ of stage
Costo inicial
Costo anual
Stage selected
Total BHP
Motor
-
-
BHP
BHP
$
$
45
46
56
60
24900
32225
Fuente: (Petroamazonas EP, 2014)
Figura 4. Diagrama final de completación dual concéntrica con encapsulamiento del Pozo – X1 Fuente: (Petroamazonas EP, 2014). 52
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que al efectuarse el pulling en 4 días, se necesita $437.974,64 de inversión. Sin embargo, al analizar el ingreso por producción anual considerando un precio referencial del barril de petróleo de 35 dólares (según el West Texas Intermediate – WTI, abril 2016), se obtuvieron los siguientes valores mostrados en la Tabla 5. De igual forma, luego de determinar el tiempo que tomará recuperar la inversión de la completación convencional que es de catorce días, a comparación de la completación dual que es de veintiún días, es decir, siete días más; y a pesar que la inversión de esta última sea más del doble, el proyecto es 100% rentable puesto que al año nos generará $3.158.481,60 más que aplicando una completación BES sencilla. (Ver Tabla 6).
PERFORACIÓN
En cuanto al estudio económico, la industria hidrocarburífera busca conseguir mayor rentabilidad en el menor tiempo optimizando procesos. Esto se lo puede lograr, mediante la aplicación de las completaciones duales, ya que permiten obtener un mayor aporte de petróleo del pozo, produciendo de dos arenas de forma independiente. A diferencia de las completaciones convencionales que producen solo de un yacimiento que limita su producción. Al realizar una comparación entre los costos (taladro, personal, herramientas y materiales) que implica realizar tanto un pulling del equipo convencional de fondo, como reacondicionar para cambiar su completación por una dual concéntrica BES. Se obtuvo como resultado que al ejecutarse el reacondicionamiento, en 14 días, se requiere un total de $951.857,69, mientras
Tabla 5. Comparación de los ingresos según el tipo de completación Comparación
INGRESO POR BARRIL
VOLUMEN DE BARRILES
VALOR NETO
Convencional
$35.00
918
$32.130
Dual
$35.00
1314
$45.990
Convencional
$-8.59
918
$-7885.62
Dual
$-8.59
1314
$-11287.26
Convencional
$-1.20
38
$-45.60
Dual
$-1.20
1442
$-1730.40
Convencional
$24198.78
Dual
$32972.34
COMPLETACIÓN CONVENCIONAL
COMPLETACIÓN DUAL
DIFERENCIA
$24198.78
$32972.34
$8773.56
MENSUAL
$725963.40
$989170.20
$263206.80
ANUAL
$8711560.80
$11870042.40
$3158481.60
BARRILES PRODUCIDOS
COSTO DE PRODUCCIÖN
COSTO DE TRATAMIENTO DE AGUA
TOTAL INGRESOS DIARIOS
Fuente: (Petroamazonas EP, 2014)
Tabla 6. Total de ingresos por tipo de completación.
TIEMPO
DIARIO
Fuente: (Petroamazonas EP, 2016) P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
PERFORACIÓN
Las completaciones duales, son una forma de obtener más producción o incrementar la producción sin necesidad de perforar nuevos pozos para desarrollar un campo petrolífero. Esto se debe a que podemos obtener fluidos de dos arenas independientes por un mismo pozo, permitiéndonos evitar el flujo cruzado y la mezcla de los fluidos producidos al tener un control de producción de cada una. Además de realizar reacondicionamientos de forma óptima sin perder la producción total del pozo con ayuda del Y-tool. A través del análisis económico realizado en cuanto a la inversión que requiere la completación dual concéntrica; el valor actual neto, su tasa interna de retorno y el tiempo que nos tomará recuperar el capital invertido; se determinó que la implementación de esta tecnología en el Pozo X-1 del campo Víctor Hugo Ruales es rentable, permitiéndonos obtener al año $3.158.481,60 más que aplicando una completación BES sencilla.
En el Ecuador se debería aumentar el empleo de este tipo de completación, porque produce una rápida recuperación de las reservas debido a la producción simultánea de otra zona productiva. Esto representa un tiempo de recuperación de inversión más corto para empezar a obtener créditos. Incluso ante un escenario pesimista, la utilidad de la inversión es atractiva en comparación con cualquier otro proyecto. Es necesario realizar un análisis exhaustivo de las pruebas de restauración de presión, ya que los cálculos de análisis nodal cambian al tener un gran daño de formación. Por esto no se recomienda realizarlo en pozos con altos grados de desviación o en pozos horizontales. En cuanto al diseño de las bombas debe ser el correcto, para aprovechar la eficiencia de la bomba y el consumo de energía. Con respecto al espaciamiento adecuado entre las arenas, debe haber espacio suficiente para que se puedan correr los equipos, tanto de la arena inferior como de la arena superior; quedando mínimo 50 pies de distancia fuera de todas las herramientas de completación.
BIBLIOGRAFÍA 1. Alvarado, D., y Banzer, C. (2002). Recuperación Térmica de Petróleo. Caracas: Adafel Rincón Mora. 2. Betancourt, K., Molina, C., y Franco, H. (2011). Completación Dual Concéntrica BES-BES con casing de 9 5/8” y Liner de 7”. Escuela Superior Politécnica del Ecuador. Quito. Recuperado https://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/16225/1/Completacion%20 Dual%20Concéntrica%20BES-BES%20 con%20Casing%20d.pdf 3. Fernández, E., López, J. y Torres, M. (2014). Perforación de pozos petroleros. Recuperado de http://es.slideshare.net/mlucia16/trabajo-de-perforacion
54
4. Dual ESP (2008). Oilfield Review Schlumberger’s technology journal. México. 5. Petroamazonas EP (2014). Ingeniería de operaciones y completación de pozos. Operaciones. 6. Ruiz, C.(2007). Producción simultánea de petróleo de dos arenas diferentes mediante completaciones dobles concéntricas en el bloque 15 (Tesis de pregrado). Escuela Politécnica Nacional. Quito. Recuperado de http://bibdigital.epn. edu.ec/bitstream/15000/398/1/CD-0809.pdf
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Integración hidrocarburífera Ecuador – Colombia alcanza importante hito Por: OCP Ecuador
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TRANSPORTE
l 24 de noviembre del 2016, se transportó el barril diez millones transportado desde Colombia y exportado a través del puerto de Esmeraldas. Este logro se dio gracias a la voluntad de ambas naciones de contribuir para que exista una integración regional en materia de hidrocarburos. Además, el volumen alcanzado confirma la eficiencia de la salida al Pacífico de crudo de Colombia por medio del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP Ecuador) y reafirma los vínculos comerciales existentes entre Ecuador y Colombia. Esta iniciativa de integración nació en 2013, con la firma de un Acuerdo Binacional entre Ecuador y Colombia, para promover y facilitar el transporte y exportación de hidrocarburos. Desde entonces, un número creciente de productores, especialmente del Putumayo, han firmado convenios de transporte con EP PETROECUADOR y OCP Ecuador. Para resaltar el Hito de los 10 millones de barriles se realizó en el Terminal Marítimo de OCP Ecuador en Esmeraldas un evento conmemorativo, en el que participaron representantes de la Embajada de Colombia en Ecuador, Secretaría de Hidrocarburos, Repsol, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) y EP Petroecuador, instituciones que han sido parte esencial de este logro. “Para OCP Ecuador, es un orgullo ser parte de este proyecto, ya que la integración hidrocarburífera regional, favorece de forma creciente al desarrollo y generación de riqueza para el Ecuador, objetivo por el cual OCP ha venido trabajando arduamente durante más de una década.”, afirmó Andrés Mendizábal, Presidente Ejecutivo de OCP Ecuador. Por su parte el Embajador de Colombia en Ecuador, Fernando Panesso Serna, aseguró que este proyecto forma parte fundamental de la Agenda Binacional que adelantan los dos países y una muestra más de que la relación entre nuestras naciones pasan por su mejor momento.
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ANTECEDENTES DE LA INTERCONEXIÓN HIDROCARBURÍFERA REGIONAL: • 2013: -
Suscripción de Memorando de Entendimiento entre el Ministerio de Recursos Naturales no Renovables del Ecuador y el Ministerio de Minas y Energía de Colombia para promover y facilitar el transporte de hidrocarburos.
-
Los Cancilleres de ambos países firman el Acuerdo Binacional entre Ecuador y Colombia para transporte y exportación de crudo.
• 2014: -
Se exporta el primer buque con crudo colombiano a través del Terminal Marítimo de OCP Ecuador en Esmeraldas.
• 2016: -
Se alcanzan los 10 millones de barriles colombianos transportados por Ecuador.
Andrés Mendizábal – Presidente Ejecutivo y Fernando Panesso Serna – Embajador de Colombia en Ecuador durante la develación de la placa conmemorativa de este hito conseguido. Esmeraldas. P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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RECEPCIÓN DE CRUDO COLOMBIANO EN ECUADOR
OLEODUCTO OSO/OSLA (Contingente)
El transporte de crudo a través de este sistema, por el momento, es solamente de manera contingente. Es decir, cuando el sistema de OTA (Oleoducto TrasAndino) esté fuera de servicio.
TRANSPORTE
El crudo que se recibe desde Colombia, proviene de campos ubicados en el Putumayo y puede ser recibido en Ecuador de dos maneras: La primera a través de carrotanques, que llegan a los descargaderos ubicados en Lago Agrio. La segunda opción es a través del oleoducto OSO que nace en Orito hacia el sur, para llegar a Ecuador y conectarse al oleoducto OSLA, el que a través de algunas interconexiones, llega finalmente a conectarse con el OCP. Por la interconexión de oleoductos se pueden transportar hasta 40 mil barriles por día,
mientras que a través de los descargaderos, el sistema puede recibir hasta 24 mil barriles diarios. Entre las ventajas que brinda la interconexión, se encuentra la capacidad de exportar mediante buques petroleros de 325.000 toneladas (dos millones de barriles), con lo cual el crudo colombiano obtiene una importante apertura al mercado mundial.
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F
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS SOBRE EL TRANSPORTE DE CRUDO DE COLOMBIA Descargaderos de carrotanques
La entrega de crudo a través de Carrotanques se realiza de manera constante con algunos de los clientes colombianos. El proyecto de interconexión tiene muchas ventajas y muchos retos por alcanzar. OCP
Ecuador continúa buscando soluciones creativas para las empresas productoras de petróleo a fin de expandir el mercado, con el objetivo de seguir generando valor y beneficios, no solamente al País, sino a la Región.
Oleoducto OSO/OSLA (Contingente) CAPACIDAD
• 40KBPD @ 29 API
• El crudo llega al SOTE con calidad South Blend. MEZCLA
• Luego el crudo es entregado al oleoducto del Bloque 16 (15 API) y es mezclado con el crudo de esta línea. • El crudo llega a OCP con una calidad de 21 API.
Descargaderos de carrotanques • 24KBPD @ 18 API • 4 Bahías de descarga CAPACIDAD
• Sistema automático de medición • Terminal Amazonas de OCP, a 30 Km de la frontera Colombia – Ecuador (Puente San Miguel) • Más de 2 millones de barriles han sido entregados a través de estas facilidades hasta la fecha (más de 10 mil carrotanques).
• Todo el crudo entregado en descargaderos es mezclado con crudo Napo y se sujeta a nuestro sistema de compensación de calidad.
TRANSPORTE
MEZCLA
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F
Aprovechamiento del gas asociado a la producción de petróleo
Autores: Robert Peñaranda, Edgar Delgado Leiva, Patricio Ortega Carrión ISSUP Ingenieros y Asociados S.A. ANTECEDENTES
Existe un alto potencial de volúmenes de gas natural como se observa en el gráfico adjunto a nivel mundial y en gas asociado en la producción de petróleo por el mecanismo de producción de los Yacimientos. Este gas se puede beneficiar como combustible para energía calorífica cuando se requiere calor en el proceso, o como combustible para equipos de generación de energía eléctrica. Si bien los beneficios económicos se ven a mediano plazo, la reducción de emisiones se puede evaluar de inmediato a la puesta en operación de los equipos. Las instalaciones inicialmente solo consideraron la separación del agua para luego ser reinyectada al subsuelo y la separación de gas para quema en las antorchas. Con el transcurso del tiempo debido a la importancia que ha ido ganando este recurso, se le ha dado diversos usos, como: combustible para proporcionar energía en los procesos de extracción del petróleo, aplicaciones de recuperación mejorada, levantamiento artificial, Gas Lift, entre otros. El gas excedente se quema directamente en las antorchas y, en algunas locaciones incluso se lo ventea. Si no tiene ningún uso, se quema totalmente. Esta práctica continúa en muchas partes del mundo y en el caso de algunos campos petroleros del
GAS
El gas natural se ha venido utilizando como combustible por casi 200 años. Su uso adquiere una importancia significativa en los últimos 30 años, ya que tiene algunas ventajas sobre otros combustibles fósiles debido a que es un combustible limpio. Desde el inicio de las actividades de la industria petrolera, los esfuerzos relacionados al desarrollo de proyectos, se han orientado principalmente a la exploración y producción de petróleo. Sin embargo, la mayor parte de los yacimientos descubiertos son del tipo de gas en solución, haciéndose necesaria la producción conjunta de petróleo y gas asociado al petróleo. El petróleo extraído del subsuelo trae consigo en mayor o menor cantidad, gas natural llamado gas asociado y agua de formación (fluido multifásico). Las plantas de procesamiento en las facilidades petroleras tienen por objeto separar este petróleo del agua de formación y del gas. Es por esta situación que, en los campos petroleros, el petróleo siempre se constituyó en el producto principal, mientras que en la mayoría de los casos el gas asociado se ha relegado a un segundo plano por considerarse un producto no deseado.
Reservas de Gas Natural @ 1 Enero 2010 (Trillones pies cúbicos)
Crecimiento demanda
* ISUP Ingenieros & Asociados S.A. es una empresa de profesionales del sector petrolero con una visión de ofrecer servicios integrales de ingeniería, gestión de compra y construcción para facilidades de superficie y subsuelo.
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GAS
Ecuador el gas asociado no se lo ha utilizado de forma eficiente, lo que ha ocasionado a más de pérdidas económicas, significativos impactos ambientales. El desarrollo de proyectos en áreas sensibles como los que se ejecutan en la Región Amazónica Ecuatoriana, constituyen una de las experiencias más importantes en cuanto a los desafíos de enfrentar y gestionar riesgos técnicos, ambientales y sociales, dadas las características del área y su alta sensibilidad. Relevancia adicional para aquellos proyectos de producción de petróleo localizados en el bosque húmedo tropical, y específicamente ecosistemas tan frágiles como puede ser el Parque Nacional Yasuní, declarado Reserva de la Biosfera por la UNESCO dentro de su programa Hombre y Naturaleza. A esta situación hay que añadir el desarrollo de proyectos situadas en áreas del Territorio Waorani y otros, etnias de reciente contacto con la civilización occidental, lo que añade un nivel más de complejidad en la gestión de los proyectos de producción de petróleo. En Ecuador varias empresas petroleras ya han desarrollado proyectos de captación y utilización de proyectos de reducción de emisiones de CO2, mediante la optimización del sistema de generación eléctrica con el uso como combustible del gas asociado a la producción de sus campos petroleros. Estas compañías realizaron estudios y proyectos de inversión que incluyeron la instalación de plantas de compresión y almacenamiento de gas, adquisición e instalación de nuevos equipos de generación a gas y reconversión de unidades existentes para uso de combustible dual: diésel-gas o crudo - gas. El resultado final, una operación sin quema de gas en las antorchas, generación de energía eléctrica mediante utilización de un combustible con costo “cero” lo que hace viable el desarrollo de este tipo de proyectos y un ahorro importante en emisiones de CO2 a la atmósfera.
Antes 60
Después
REQUERIMIENTOS DE LA NORMATIVA ECUATORIANA
Establece en el artículo ART. 57.– Instalaciones de producción, literal ( f) del Reglamento 1215, de la Legislación Ambiental del Ecuador lo siguiente: ART. 57.– Instalaciones de producción.– Las empresas petroleras en la actividad hidrocarburífera, para el cumplimiento de las operaciones de producción, deben observar lo siguiente: • (f) Manejo de emisiones a la atmósfera.- El gas deberá ser considerado en forma prioritaria para reinyección y recuperación mejorada. De no ser utilizado de esta manera deberá aprovecharse asegurando la utilización racional del recurso previo el análisis técnico y económico respectivo, preferentemente en generación de energía eléctrica, para lo cual se presentarán los Estudios Ambientales correspondientes a la autoridad competente. • f.1) Si las condiciones tecnológicas y económicas no permiten el aprovechamiento completo en determinadas instalaciones, el gas natural asociado residual y gas pobre podrá ser quemado utilizando mecheros, previa autorización de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos, y conforme a los valores máximos referenciales establecidos en la Tabla No. 3 del Anexo 2 de este Reglamento. • f.2) Los mecheros proveerán las condiciones de temperatura y oxigenación suficientes para lograr la combustión completa de los gases. La ubicación, altura y dirección de los mecheros deberá ser diseñado de tal manera que la emisión de calor y gases afecte al mínimo el entorno natural (suelo, vegetación, fauna aérea). En cada sitio de quema de gas se monitorearán periódicamente las emisiones a la atmósfera, tal como se establece en la Tabla No. 3 del Anexo 2 de este Reglamento. P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 017
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En el caso de no cumplir con los parámetros establecidos en este Reglamento, la operadora tendrá un plazo de 30 días para hacer los correctivos necesarios. Los sujetos de control deberán establecer en el respectivo Plan de Manejo Ambiental las alternativas técnicas o tecnológicas que utilizarán para la quema del gas y la reducción y control de emisiones. • f.3) En todo caso, el gas natural asociado y el gas pobre provenientes de la producción de petróleo serán objeto de un manejo especial a determinarse según cada caso entre la operadora y la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), de acuerdo con lo que dispone la Ley de Hidrocarburos.
CONSIDERACIONES PARA PROYECTOS DE USO DE GAS ASOCIADO
Todos los procesos involucrados en la extracción del petróleo, tales como; levantamiento artificial, sistemas de reinyección de agua de formación, sistemas de bombeo, y demás procesos auxiliares requieren una gran demanda de energía. La mayoría usa como vector energético la energía eléctrica. Para desarrollar un proyecto de aprovechamiento del gas asociado, se debe determinar la cantidad volumétrica disponible y su proyección en el tiempo de acuerdo a las curvas de pronósticos de producción. Se debe también disponer de la relación Gas Petróleo (GOR), y determinar la implementación en el tiempo de las unidades en cuanto a tamaño y tecnología. Existen dos tecnologías disponibles que utilizan gas como combustible: Motores reciprocantes, o turbinas aeroderivativas. Los motores son más eficientes, pero si se requiere calor en el proceso, se pueden instalar circuitos de aceite
térmico que utilicen los gases de escape de las turbinas para incrementar la eficiencia. En los dos casos es posible instalar equipos de cogeneración, aunque es fundamental tomar en cuenta la rentabilidad del proyecto. No siempre es factible realizar proyectos de inversión para la implementación y desarrollo de este tipo de instalaciones por parte de las compañías a cargo de la Operación de los campos, razón por lo que existen alternativas como la contratación de empresas que ofrecen venta de energía, renta de equipos, etc., mediante el desarrollo de proyectos tipo EPC, PPA, BOT, etc., en los cuales las Empresas de Servicios asumen las inversiones iniciales a cambio de una tarifa que les permita la recuperación de sus costos y una utilidad razonable. Otro de los inconvenientes para que en algunos campos de producción de petróleo no se haya priorizado el desarrollo de proyectos con el aprovechamiento del gas asociado, es que éste puede ser un gas ácido presentando en su composición un alto porcentaje de CO2. La tecnología actual, permite disponer de equipos que pueden utilizar este tipo de gas, así como también existe la posibilidad de acondicionar el requerimiento del combustible gaseoso con la instalación de una planta de tratamiento de gas. Otro factor importante a considerar es la compresión y almacenamiento, debido a que la producción del gas asociado no siempre se manifiesta en forma continua sino más bien por baches. A más de la factibilidad técnica del proyecto, se debe determinar la rentabilidad del mismo en base a un análisis técnico económico que llevará a tomar la mejor decisión en cuanto a la ejecución de este tipo de proyectos.
GAS
TABLA 3 .- ANEXO 2 REGLAMENTO 1215
1)
Miligramos por metro cúbico seco de gas de salida a 25°C y 101.3 kpa (presión atmosférica) y 11% de oxígeno.
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CONCLUSIONES:
los costos operativos del barril de petróleo producido, con el agravante de que el Ecuador es deficitario en refinación de diésel, viéndose obligado a importar cerca del 60% del consumo interno. Consecuentemente la aplicación de este tipo de proyectos representa ahorro para la empresa y el país. La preservación del medio ambiente es otro aporte importante, como consecuencia de sustituir una de las fuentes de contaminación actuales, la combustión de diésel en los grupos electrógenos por combustión de gas, reduciendo significativamente la emisión de CO2. En los momentos actuales que vive el planeta respecto a la preocupación y concientización en la preservación del medio ambiente, si se cuantificara la reducción de emisiones de CO2. La Normativa Ecuatoriana al respecto, debe ser actualizada con el fin de establecer la obligatoriedad de utilizar el gas asociado en los diferentes requerimientos relacionados con la producción de petróleo, mediante el desarrollo de proyectos sustentables que a más del beneficio en la generación de energía eléctrica permitan la reducción de los gases de efecto de invernadero CO2 y la reducción de emisiones en antorchas.
GAS
El gas asociado al petróleo es un combustible de origen fósil, por lo tanto, es un recurso natural no renovable siendo su existencia limitada. En algunos campos petroleros del Ecuador, quemar el gas en las antorchas sigue siendo una práctica común, constituyendo un desperdicio de recursos energéticos. Además de las pérdidas económicas hay que tomar en cuenta que en general los sistemas de generación eléctrica usados en estos campos petroleros, utilizan combustibles líquidos. Esto ocasiona la existencia de dos fuentes de contaminación ambiental: la combustión de los gases en las antorchas y la combustión del combustible líquido en los sistemas de generación eléctrica, produciendo emisión de contaminantes y en especial de CO2. El aprovechamiento del gas asociado, siempre se verá reflejado en optimización de recursos económicos y contribución al desarrollo sustentable. Estos proyectos deben estar orientados a sustituir los grupos electrógenos que para su funcionamiento usan como combustible diésel, por generadores que usen gas asociado, lo que implica la optimización de los recursos energéticos. El consumo de diésel incrementa
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