Revista PGE PETRÓLEO&GAS Marzo 2019

PERFORACIÓN Aplicación de reinyección de cortes para la disposición definitiva de desechos generados en la perforación simultánea de pozos en áreas de alta sensibilidad

TRANSPORTE La tecnología como herramienta de eficiencia: Implementación de la aplicación CPROW DATA LOGGER en OCP Ecuador S.A.

Edición No. 020 - MARZO 2019

IS SN 1390 - 8 81 2

1 000 EJEMPLARES

PRODUCCIÓN Bloque Tarapoa: Reemplazo de sistemas de bombeo electro-sumergibles sin la utilización de taladros de reacondicionamiento

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 20 - Quito, Marzo 2019

F

PRESENTACIÓN

Ing. Ernesto Grijalva H.

La Revista PGE PETRÓLEO&GAS en su primera publicación del año (Edición No. 20 - marzo 2019), expone artículos de relevancia para la industria petrolera como; Bloque Tarapoa: Reemplazo de sistemas de bombeo electro-sumergibles sin la utilización de taladros de reacondicionamiento; Sistemas de gestión de integridad de ductos para los Bloques 16 y 67; y Aplicación de reinyección de cortes SDUD OD GLVSRVLFLyQ GHÀQLWLYD GH GHVHFKRV generados en la perforación simultánea de pozos en áreas de alta sensibilidad.

La sección técnica presenta estudios sobre; Combinación de tecnologías de brocas PDC que permite establecer nuevos diseños de revestimiento y obtiene récord de la corrida PiV ODUJD GH OD KLVWRULD GHO (FXDGRU HQ OD sección de 16”; y, La estabilidad de los asfaltenos y la teoría DLVO. OCP Ecuador comparte un artículo referente D OD LPSOHPHQWDFLyQ \ EHQHÀFLRV GH XQD KHUUDPLHQWD GH HÀFLHQFLD GHQRPLQDGD CPROW DATA LOGGER. Cerramos esta edición con el estudio: Técnicas para la gestión de expectativas con los actores sociales.

3

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 20 - Quito, Marzo 2019

CONSEJO EDITORIAL Ing. Ernesto Grijalva Director Ejecutivo Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE)

CONTENIDO

6

Estadísticas AIHE

Evaluador Técnico Externo: Ing. José Luis Ziritt Coordinación: Mayra Revelo Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) Editor Responsable Sandra Mosquera, Globalcorp

14

Bloque Tarapoa: reemplazo de sistemas de bombeo electro-sumergibles sin la utilización de taladros de reacondicionamiento Angel Isaac Burgos Z.

Diseño Juan Centeno, Globalcorp Fotografías Wikipedia

20

Colaboradores: Ángel Isaac Burgos Z., José Luis Ziritt Recalde, Michelle Valle Pico, Paolo Sandoval, Alejandro Bastidas, Armando Chancay, Enrique Chávez, Marco Loaiza, Félix Ramírez, Fernando Rosero, Andrés Gavilanes, Darwin Chamorro, Patricio Ulloa, David Meza, Alfonso Laguna, Mary Ivonne Vinocuna Macías y Darwin Vega.

Nota Editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio.

Impresión: Globalcorp Tiraje: 1000 Número: 020 - Marzo 2019 Frecuencia: Trimestral Lugar de Edición: Quito - Ecuador ISSN: 1390 - 8812

28

REVISTA PGE PETRÓLEO&GAS, es una publicación trimestral de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador. Esta revista especializada en la industria petrolera reúne artículos y estudios técnicos, reportes de torres de perforación e información de interés relacionada con el sector.

José Luis Ziritt Recalde y Michelle Valle Pico

Sistema de gestión de integridad de ductos para los Bloques 16 y 67 Paolo Sandoval

36

5HLQ\HFFLyQ GH FRUWHV SDUD OD GLVSRVLFLyQ GHÀQLWLYD GH GHVHFKRV JHQHUDGRV HQ OD SHUIRUDFLyQ VLPXOWiQHD GH pozos en áreas de alta sensibilidad Alejandro Bastidas, Armando Chancay y Enrique Chávez

Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com www.revistapetroleogas.com Globalcorp: dmosquera@globalcorpvirtual.com Teléf: (593-2) 259-8407 Celular: 099 5404195

La estabilidad de los asfaltenos y la teoría DLVO

39

Combinación de tecnologías de brocas PDC permite establecer nuevos diseños de revestimiento y obtiene récord de corrida Marco Loaiza, Félix Ramírez, Fernando Rosero, Andrés Gavilanes, Darwin Chamorro, Patricio Ulloa, David Meza y Alfonso Laguna

43

/D WHFQRORJtD FRPR KHUUDPLHQWD GH HÀFLHQFLD Implementación de la aplicación CPROW Data Logger en OCP Ecuador S. A. Mary Ivonne Vinocuna Macías

49

Técnicas para la gestión de expectativas con los actores sociales: compromisos y respuestas de la empresa Darwin Vega

Revise la edición en su WDEOHW R VPDUWSKRQH escaneando el código QR

4

NPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited (CCDC), es subsidiaria de China National Petroleum Corporation (CNPC) y la mayor empresa proveedora de servicios, materiales y equipos de la industria petrolera china. Entre sus principales socios estratégicos en China cuenta con Southwest OIl & Gas Field, Chuanqing Oil Field y Tarim Oil Field.

CCDC, en la actualidad se encuentra desarrollando proyectos significativos en Turkmenistán, Pakistán, Ecuador, Perú y Bolivia.

En el 2001 inicia operaciones en Ecuador y con capital propio ejecutó el proyecto para incrementar producción de petróleo en los Campos Atacapi-Parahuacu, donde se incorporó 19 pozos nuevos con sus respectivas vías de acceso y plataformas, para entonces, se construyó la primera central eléctrica a gas natural de 11 MW. Todo esto, bajo la modalidad de llave en mano.

Con el tiempo, CCDC se ha consolidado como empresa de servicios dentro del sector hidrocarburífero ecuatoriano tales como, Servicios Integrados de perforación, gerenciamiento de proyectos, taladros de perforación y de reacondicionamiento, servicios discretos de Cementación y Remediación, Servicios de Control de Sólidos, Fluidos de Perforación y Servicios de Perforación Direccional; todos ellos entregados a clientes como Petroecuador, Petroproducción, Petroamazonas EP, Andes Petroleum Ecuador Ltd., PetroOriental S.A., Consorcio Petrolero Bloque 17, Enap, Sipec, Pegaso, Petrobell y ORCEM – Río Napo, PARDALISERVICES, entre otros. Con resultados que han permitido obtener reconocimientos significativos.

En febrero del 2018 se firmó con Petroamazonas EP, el contrato para el incremento de producción del Campo

Parahuacu, el cual será desarrollado en diez años, con la perforación de pozos nuevos, reacondicionamiento de pozos cerrados, construcción y montaje de líneas de flujo y oleoductos secundarios, reconstrucción de plataformas existentes.

En noviembre del 2017, se firmó el contrato para la provisión de Servicios Específicos Integrados, de la Perforación y Completación de pozos en el Campo Tambococha con Petroamazonas EP, proyecto con un alto grado de profesionalismo requerido, debido a la biodiversidad circundante y por las reservas que éste contiene.

Todos los proyectos ejecutados por CCDC, se los ha venido realizando con la firme convicción de lograr las metas con Cero Accidentes, Cero Lesiones y Cero Contaminación. Y todo esto, velando por los intereses de nuestros clientes, bajo la política de GANAR-GANAR.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 20 - Quito, Marzo 2019

REPORTES

I

Torres de perforación en operación en el Ecuador Marzo 01, 2019 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 49 H

CCDC

CCDC 025

ZJ70DB (2000 HP)

COMPLETION

PETRORIENTAL

TAPIR NORTE 24

CCDC

CCDC 037

2000 HP

CEMENTING 7" LINER

CONSORCIO PETROLERO PALANDA-YUCA SUR

PALANDA 8D

HILONG

HL-15

2000 HP

MOBILIZING RIG FROM COCA TO LOCATION

ENAP SIPEC

MDC 32

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

WOC

EP PETROAMAZONAS

SACHA K199

CCDC

CCDC 039

1600 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

TMBD 038

CCDC

CCDC 036

BAOJI 2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

TMBA 036

CCDC

CCDC 066

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS1

CLBC 043H

SLR

SLR - 401

MAVERICK T 1000 (2000 HP)

DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS2

PUCUNA 020

PETREX

20

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS3

PARAHUACU 23 (PRGB 023)

CCDC

CCDC 069

2000 HP

MOBILZING RIG FROM PAD C TO PAD G

EP PETROAMAZONAS

ARMB-010

SINOPEC

127

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS5

INDILLANA A17

SINOPEC

183

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION @ 8300´

4

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD 6+$<$ (&8$'25 6 $ Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR ,*$32 Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV FRQWUDWR GH FDPSRV 0DGXURV

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &13& Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV &DPSRV 0HQRUHV

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD (&8$6(592,/ Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV 3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR 3$f$785, Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV

Torres de perforación en stand by en el Ecuador Marzo 01, 2019 CONTRATISTA

RIG

COMENTARIOS

CCDC

CCDC 028

200O HP

CCDC

CCDC 038

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

LAGO AGRIO BASE

EQUIPENINSULA

EQP 100

HEARTLAND RIG INTERNATIONAL (HRI) 850 HP

ANCON BASE. PACIFPETROL (SINERGY GROUP)

HILONG

HL-7

ZJ70D 2000 HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

SHUSHUFINDI BASE

PETREX

3

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

COCA BASE

PETREX

5899

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

SINOPEC

119

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

128

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

129

70B

OSO A PAD

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

185

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

191

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

220

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

248

2000 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE. INSPECTON & TESTING PREVIOUS TO MOBILIZE FOR DRILLING CAMPAIGN IN ANCON AREA (PACIFPETROL, SINERGY GROUP)

TUSCANY DRILLING

119

DSI CANTILEVER TYPE 2000 HP

MAINTENANCE IN RON 02 WELL PAD

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com 6

TIPO DE EQUIPO COCA BASE

PGE PETRÃ&#x201C;LEO & GAS - No. 20 - Quito, Marzo 2019

REPORTES

I

Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador Marzo 01, 2019 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG No.

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

NATHALY 1

HILONG

HL-3

XJ 650

W.O.

ANDES PETROLEUM

DORINE 82H

HILONG

HL- 18

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

PETRORIENTAL

HORMIGUERO SUR 07

CCDC

51

650 HP

W.O.

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA

PALANDA 1

ORIENDRILL S.A.

901

LOADCRAFT 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

TAPB 011

CCDC

40

FRANKS 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRAGO NORTE D040

CCDC

52

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SCHAM 457

ESPINEL & ASOCIADOS

EA - 12

XJ 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AGUARICO 30

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SCHAC 355

GEOPETSA

4

UPET 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PLAB 009

HILONG

HL- 28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SACHA 301

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SACHA 370

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

OSO H120

TRIBOILGAS

103

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PYMF 06

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

TPTE 75H

TRIBOILGAS

105

CROWN 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CYBE 023

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

FRN 002

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRAGO NORTE A011 (DRRA 011)

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SHUARA 12

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

TCHA 002

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHSJ 146

DYGOIL

20

FRANKS 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHS 068

DYGOIL

30

CAMERON 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

AGRI 051

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERATED BY SLR)

CSSFD 001

KING SERVICES 750HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHSR 108

GEOPETSA

3

WILSON 42B 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS2

SECOYA 03

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS2

SHUSHUQUI 23

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

ACAM 150

GEOPETSA

6

ZPEC 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

ANURA 001

SLR

SLR 47

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

ACAR 130

SLR

SLR 55

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

YLBA 026I

SLR

SLR 56

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

YLBD 003 WDW

TUSCANY DRILLING

111

665 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

LGAG 050

GEOPETSA

5

LTO-550-VIN-26606

W.O.

EP PETROAMAZONAS5

ITAYA B015

SINOPEC

907

XJ 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS6

PARAHUACU A014

CCDC

42

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS7

PCCA 025 (PAÃ&#x2018;ACOCHA 025)

SINOPEC

905

750 HP

W.O.

EDYK 129H

SINOPEC

932

XJ 650

W.O.

GUANTA A019

SINOPEC

904

750 HP

W.O.

CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY)

W.O.

650 HP

PLANNED MAINTENANCE

EP

PETROAMAZONAS7

EP PETROAMAZONAS8 ORION ENERGY

ENO 05

LOXODONTA

ELEFANTE AZUL 01

REPSOL

IRO A

SINOPEC

908

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR 6KXVKXÃ&#x20AC;QGL Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV FRQWUDWR GH &DPSRV 0DGXURV

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR 3DUGDOLV Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV FRQWUDWR GH &DPSRV 0DGXURV

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD 6+$<$ (&8$'25 6 $ Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV 3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR ,*$32 Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV FRQWUDWR GH FDPSRV 0DGXURV

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR 3$f$785, Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV &RQWUDWR GH FDPSRV 0DGXURV

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &13& Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV &DPSRV 0HQRUHV

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &RQVRUFLR .$0$1$ Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV FRQWUDWR GH &DPSRV 0DGXURV

3DUD SURYHHU VHUYLFLRV HQ HVWD iUHD &21'25 6HUYLFLRV 3HWUROHURV Ã&#x20AC;UPy XQ FRQWUDWR FRQ 3HWURDPD]RQDV &DPSRV 0HQRUHV

7

PGE PETRÃ&#x201C;LEO & GAS - No. 20 - Quito, Marzo 2019

REPORTES

I

Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador Marzo 01, 2019 CONTRATISTA

RIG No.

STACKED

AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

OIME 750SL

STBY. VILLANO "A" PAD

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO "B" PAD

CCDC

CCDC 41

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO BASE

GEOPETSA

1

COOPER LTO 550

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

2

WILSON 42B 500

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

814

IRI 1287W / FRANKS 500

SHUSHUFINDI BASE

815

IRI 2042 / FRANKS 600

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 32

WILSON MOGUL 42B

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 34

WILSON 42B

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 53

WILSON MOGUL 42B

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

TRIBOILGAS

5

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

TRIBOILGAS

6

COOPER 550

COCA BASE

TRIBOILGAS

7

WILSON 42 B

COCA BASE

TRIBOILGAS

8

COOPER 550DD

COCA BASE

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

206

SERVICE KING 775 HP

TAMBILLO (QUITO)

NABORS DRILLING SERVICES NABORS DRILLING SERVICES

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com

8

TIPO DE EQUIPO

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 20 - Quito, Marzo 2019

ESTADÍSTICAS

I

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006 - 2019 (Dólares por barril)

Fuente: EP Petroecuador y EIA Energy Information Administration

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS FEBRERO 2017 - FEBRERO 2019 (BPPD)

)XHQWH $JHQFLD GH 5HJXODFLyQ \ &RQWURO +LGURFDUEXUtIHUR (ODERUDFLyQ $,+( 9

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 20 - Quito, Marzo 2019

ESTADÍSTICAS

I

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP

AGIP OIL

ANDES PETROLEUM

CAMPO PUMA S. A. (CONSORCIO PEGASO)

GENTE OIL ECUADOR

ORION ENERGY OCANOPB S. A.

ORIONOIL ER S.A.

CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

)XHQWH $JHQFLD GH 5HJXODFLyQ \ &RQWURO +LGURFDUEXUtIHUR (ODERUDFLyQ $,+( 10

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 20 - Quito, Marzo 2019

ESTADÍSTICAS

I

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA

PACIFPETROL

PETROBELL

PETRORIENTAL (BLOQUE 14 Y 17)

REPSOL - BLOQUE 16 Y 67 (TIVACUNO)

ENAP SIPEC

TECPETROL

)XHQWH $JHQFLD GH 5HJXODFLyQ \ &RQWURO +LGURFDUEXUtIHUR (ODERUDFLyQ $,+( 11

ECUADOR ECUADOR:

EL PAĂ?S DE TODO EN UNO.

www. www. ww www.petroleosyservicios.com.ec w pe etr trol trol oleo leo eosy yse erv rvi vic iicio ici cio iios os. s.co c m. com m.ec e

PGE PETRĂ&#x201C;LEO & GAS - No. 20 - Quito, Marzo 2019

Bloque Tarapoa: Reemplazo de Sistemas de Bombeo Electro - Sumergibles sin la UtilizaciĂłn de Taladros de Reacondicionamiento Autor: Ing. MSc. Angel Isaac Burgos Z. F

Bloque Tarapoa: Reemplazo de Sistemas de Bombeo Electro - Sumergibles sin la UtilizaciĂłn de Taladros de Reacondicionamiento Autor: Ing. MSc. Angel Isaac Burgos Z. Fecha recepciĂłn: 14 de noviembre de 2018 Fecha aprobaciĂłn: 07 de marzo de 2019 Palabras clave: ESP Shuttle, unidad de Coiled Tubing, bomba electrosumergible, taladro de reacondicionamiento.

Keywords: ESP Shuttle, Coiled Tubing unit, electrical submersible pump, workover rig.

Ing. MSc. Angel Isaac Burgos Zambrano; Ingeniero en Petróleo de la Universidad Central del Ecuador, con mås de 22 aùos de experiencia en la LQGXVWULD KLGURFDUEXUtIHUD KD GHVHPSHxDGR VXV servicios en Compaùías como Petroproducción, City Investing Company, Alberta Energy Company Ltd., Encana Ecuador Cía.

Ltd. y Andes Petroleum Ecuador Ltd. principalmente en las ĂĄreas de IngenierĂ­a de ProducciĂłn, Yacimientos; Operaciones y Proyectos Especiales; involucrado directamente en la aplicaciĂłn de nuevas tecnologĂ­as y optimizaciĂłn de producciĂłn.

14

RESUMEN Las bombas electro-sumergibles (BES), constituyen uno de los sistemas de levantamiento artificial (ALS) mĂĄs aplicados a nivel mundial, sobre todo en pozos profundos, por lo que es una aplicaciĂłn muy extendida en el Oriente ecuatoriano.

Es sumamente importante tomar en cuenta que estos equipos de producciĂłn en algĂşn momento deberĂĄn suspender su operaciĂłn, ya sea por algĂşn problema mecĂĄnico, elĂŠctrico o asociado al comportamiento del reservorio.

De ahĂ­ la necesidad de la intervenciĂłn de un taladro de reacondicionamiento de pozo, para recuperar el equipo fallado, e instalar un nuevo equipo de producciĂłn (BES), con el fin de retornar el pozo a la vida productiva en el menor tiempo posible y de forma segura.

Cabe mencionar que en muchas ocasiones los taladros de reacondicionamiento no se encuentran disponibles de forma inmediata, por lo que hay que esperar un tiempo promedio de cinco a ocho (5-8) dĂ­as para intervenir el pozo; adicional a este tiempo se debe sumar el periodo de operaciĂłn de cambio de BES que en promedio es de seis (6) dĂ­as, lo cual nos da un tiempo no productivo promedio de doce (12) dĂ­as.

Para resolver este problema, se diseùó un sistema recuperable de equipos BES que disminuye el tiempo de intervención.

Esta tecnología proporciona al operador la oportunidad de recuperar y volver a instalar un sistema BES sin intervención de un taladro de reacondicionamiento, solamente utilizando unidades de coiled tubing (CTU), unidades de wireline, o grúas, dependiendo de las condiciones operativas de cada pozo y de los eståndares de seguridad de la compaùía operadora del campo.

El presente artĂ­culo relata la experiencia pionera de Andes Petroleum Ecuador Ltd. en la

aplicaciĂłn exitosa de este tipo de tecnologĂ­as, asĂ­ como los resultados operativos y de producciĂłn alcanzados en el pozo Johanna Este-5H, ejecutado en Marzo del 2018 en el Bloque Tarapoa.

ABSTRACT Electro-submersible pumps (ESP), constitute one of the most globally applied artificial lift systems (ALS), especially in deep wells, being a widespread application in the Ecuadorian jungle.

It is extremely important to take into account that these production equipment at some point must suspend operation, either by any mechanical, electrical problems or associated with the behavior of the reservoir.

Requiring the intervention of a workover rig, to recover the failed ESP equipment, install a new production equipment (ESP), in order to return the well to productive life in the shortest possible time and safely.

Is worth mentioning that on many occasions workover rigs are not available immediately, and must wait an average time of five to eight (5-8) days to arrive to the well. Additional to this time we must add the time of ESP change operation in average is six (6) days, which gives us an average non-productive time of twelve (12) days.

To resolve this problem, was designed a recoverable ESP system which decreases the time of intervention.

This technology provides to the operator company the opportunity to recover and reinstall an ESP system without the intervention of a workover rig, only using a Coiled Tubing Unit (CTU), wireline unit , or cranes, depending on the operating conditions of each well and the safety standards of the Operator Company of the field.

This article relates the experience pioneer of Andes Petroleum Ecuador Ltd., successful in

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this type of technology applications, as well as the operating results and production achieved in well Johanna East - 5 H, executed in March of 2018 in Tarapoa Block.

INTRODUCCIÓN La producción de petróleo es cada vez más compleja por lo que es necesario la implementación de nuevos enfoques y tecnologías para producir las reservas de petróleo y gas de una manera más eficaz, económica y segura.

Aproximadamente el cincuenta por ciento de los pozos a nivel mundial utilizan sistemas de levantamiento artificial (ALS) para llevar la producción de hidrocarburos desde el yacimiento hacia la superficie. Este tipo de sistemas de producción (ALS) brindan herramientas a los ingenieros de petróleo para enfrentar los diferentes retos que se pueden presentar en los pozos tales como: baja presión de reservorio, producción de arena, producción de crudo de alta viscosidad, baja relación gas-petróleo (GOR), altos cortes de agua (BSW), etc.

Los equipos de bombeo electro-sumergible (BES) representan un desafío desde el punto de vista de gestión de la producción, costo de intervención y ciclo de vida del activo petrolero.

Las bombas electro-sumergibles (BES), constituyen uno de los sistemas de levantamiento artificial (ALS) más aplicados a nivel mundial, sobre todo en pozos profundos, por lo que es una aplicación muy extendida en el Oriente ecuatoriano.

Es sumamente importante tomar en cuenta que estos equipos de producción en algún momento deberán suspender su operación, ya sea por algún problema mecánico, eléctrico o asociado al comportamiento del reservorio.

Muchas de estas causas de falla están fuera del control del fabricante del equipo BES o del operador del pozo. De ahí la necesidad de la intervención de un taladro de reacondicionamiento de pozo, para recuperar el equipo fallado, e instalar un nuevo equipo de producción (BES), con el fin de retornar el pozo a la vida productiva en el menor tiempo posible y de forma segura.

Cabe mencionar que en muchas ocasiones los taladros de reacondicionamiento no se encuentran disponibles de forma inmediata, por lo que hay que esperar un tiempo promedio de cinco a ocho (5-8) días para intervenir el pozo; adicional a este tiempo se debe sumar el periodo de operación de cambio de BES que en promedio es de seis (6) días, lo cual nos da un tiempo no productivo promedio de doce (12) días.

Fig. No 2: Taladro de Reacondicionamiento

Fig. No 1: Componentes del sistema BES

Para resolver este problema, se diseñó un sistema recuperable de equipos BES que disminuye el tiempo de intervención.

Esta tecnología proporciona al operador la oportunidad de recuperar y volver a instalar un sistema BES sin intervención de un taladro de reacondicionamiento, solamente utilizando 15

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Bloque Tarapoa: Reemplazo de Sistemas de Bombeo Electro - Sumergibles sin la Utilización de Taladros de Reacondicionamiento Autor: Ing. MSc. Angel Isaac Burgos Z. F

unidades de coiled tubing (CTU), unidades de wireline, o grúas, dependiendo de las condiciones operativas de cada pozo y de los estándares de seguridad de la compañía operadora del campo.

La tecnología puede utilizarse ya sea en tierra o costa afuera para gestionar y optimizar la producción de petróleo.

Esto mejora la recuperación del petróleo, minimiza el impacto ambiental y aumenta la gestión de la seguridad de campo reduciendo el costo de intervención del pozo.

ANTECEDENTES En el año 2011 Andes Petroleum Ecuador Ltd. realizó un estudio técnico-económico sobre la factibilidad de recuperar equipos BES sin la utilización de taladros de reacondicionamiento de pozos.

La tecnología ofrecida era conocida con el nombre de ESP Shuttle. Básicamente ofrecía reducir el tiempo no productivo de doce (12) a tres (3) días, optimizando los costos de intervención asociados a la utilización de taladros de reacondicionamiento, recuperando la producción del pozo en forma anticipada y minimizando la pérdida económica para la Compañía.

Andes Petroleum Ecuador Ltd. decidió proceder con la compra de dos (2) sistemas ESP Shuttle con el fin de obtener una ventaja comercial por introducción de nueva tecnología en el mercado ecuatoriano. Considerando además que el sistema debía ser instalado durante el evento de completación inicial del pozo, se analizó de forma pormenorizada cada pozo perforado durante los años 2012 y 2013 con el fin de poder satisfacer las necesidades operativas para la implementación del sistema ESP Shuttle.

El 29 de Julio del 2013 se instaló el primer sistema ESP Shuttle en el pozo Colibrí-3H. El equipo BES operó durante 1,689 días y la producción inicial del pozo fue de 1,670 BFPD / 1,636 BOPD / 2.0 % BSW. La producción acumulada del pozo fue de 585 MBO. En Diciembre del 2015, el segundo sistema ESP Shuttle fue instalado en el pozo Johanna Este-5H, el equipo BES operó durante 638 día: el motivo de falla fue un problema eléctrico. La producción inicial del pozo fue de 2,298 BFPD / 2,198 BOPD / 4.38 % BSW. La producción acumulada del pozo fue de 454 MBO.

DESCRIPCION DEL SISTEMA ESP SHUTTLE El sistema ESP Shuttle consta básicamente 16

de dos tipos de componentes que se clasifican en recuperables y semi-permanentes.

Este sistema es instalado en casing de producción, para el caso de los pozos Colibrí-3H & Johanna Este-5H, este casing fue de un diámetro de 5-1/2 pulgadas. Los componentes que se clasifican como recuperables son: t Ensamblaje de fondo t Equipo BES t Conector del Motor Los componentes clasificados como semi-permanentes son: t Cable de energía t Docking Station t Válvula de Control

)LJ 1R &RPSRQHQWHV 5HFXSHUDEOHV Sistema ESP Shuttle

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Fig. No 4: Componentes Semipermanentes

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REEMPLAZO DEL EQUIPO BES DEL POZO JOHANNA ESTE 5H UTILIZANDO EL SISTEMA ESP SHUTTLE El sistema ESP Shuttle fue instalado en el pozo Johanna Este-5H en Diciembre del 2015, el equipo BES operó durante 638 días: el motivo de falla fue un problema eléctrico. Su última prueba de producción previa a la falla del equipo BES fue 1,258 BFPD / 197 BOPD/ 84.34% BSW. Considerando la aplicación del sistema ESP Shuttle, se plantearon los siguientes objetivos: t Realizar el cambio de equipo BES sin la utilización de un taladro de reacondicionamiento de pozos. t Realizar el cambio de equipo BES en un tiempo estimado de dos (2) días, en lugar de seis (6) días. t Reducir el costo de intervención en el pozo al utilizar unidad de Coiled tubing (CTU). t Recuperar la producción diferida en 48 horas, en lugar de 144 horas generando un ingreso anticipado a Andes Petroleum Ecuador Ltd. Las operaciones para cambio de BES en el pozo Johanna Este-5H iniciaron el 10 de Marzo del 2018, los trabajos tuvieron una duración de 47 horas, incluyendo el tiempo de evaluación del pozo que fue aproximadamente de seis (6) horas. Esto representó un 33% del tiempo normalmente utilizado para el mismo tipo de trabajo con un taladro de reacondicionamiento.

)LJ 1R 0RQWDMH GH 0HVD GH WUDEDMR

Las operaciones de control de pozo y recuperación del equipo BES con unidad de Coiled Tubing, representaron 17.5 horas de trabajo.

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Bloque Tarapoa: Reemplazo de Sistemas de Bombeo Electro - Sumergibles sin la Utilizaciรณn de Taladros de Reacondicionamiento Autor: Ing. MSc. Angel Isaac Burgos Z. F

)LJ 1R &RVWR GH ,QWHUYHQFLyQ $KRUUR HQ -RKDQQD (VWH +

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El costo de intervenciรณn con unidad de Coiled Tubing (CTU) fue de alrededor de 146 KUSD, en lugar de 190 KUSD que es el costo promedio para un cambio de equipo BES realizado con taladro de reacondicionamiento. Esto equivale a un ahorro del 23% del costo normal, representando un valor de 44 K USD.

El trabajo fue exitoso y cumpliรณ con todos los objetivos planteados, se esperaba iniciar con una producciรณn de 200 BOPD, sin embargo durante las primeras 24 horas de producciรณn, el promedio fue 707 BOPD, con algunos picos de producciรณn sobre los 850 BOPD.

)LJ 1R 3URGXFFLyQ GH 3HWUyOHR HQ %23' -RKDQQD (VWH +

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Durante los primeros cuatro dรญas de producciรณn el pozo produjo en promedio 607 BOPD, la producciรณn global durante este perรญodo fue de 5,653 barriles de petrรณleo, lo cual representรณ un ingreso anticipado para Andes Petroleum Ecuador Ltd. de 204 K USD. La producciรณn acumulada desde la ejecuciรณn del trabajo de cambio de bomba hasta el 30 de Septiembre del 2018 es 54.74 MBO, lo cual representa un ingreso de dos millones de dรณlares americanos (2.00 MM USD) debido al reemplazo de la BES utilizando la tecnologรญa ESP Shuttle.

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CONCLUSIONES Las operaciones para cambio de BES en el pozo Johanna Este-5H tuvieron una duración de 47 horas, incluyendo el tiempo de evaluación del pozo que fue aproximadamente de seis (6) horas.

Esto representó un 77% de reducción del tiempo normalmente utilizado para el mismo tipo de trabajo con un taladro de reacondicionamiento.

El costo de intervención con unidad de Coiled Tubing (CTU) equivale a un ahorro del 23% del costo normal de un taladro de reacondicionamiento, representando un ahorro de 44 K USD. Durante los primeros cuatro días de producción el pozo produjo en promedio 607 BOPD, la producción global durante este período fue de 5,653 barriles de petróleo, lo cual representó un ingreso anticipado para Andes Petroleum Ecuador Ltd. de 204 K USD. La ejecución de este proyecto representó un ingreso de dos millones de dólares americanos (2.00 MM USD) debido al reemplazo de la BES utilizando la tecnología ESP Shuttle considerando el período de producción del 13 de marzo al 30 de Septiembre del 2018.

GLOSARIO DE TÉRMINOS:

Levantamiento Artificial.

BES: Bomba Electro Sumergible.

BSW: Porcentaje de Sedimento básico y agua; CTU: Coiled tubing Unit; Unidad de Coiled Tubing.

ESP: Electrical Summergible Pump.

GOR: Gas Oil Ratio; Relación Gas Petróleo.

WIRELINE: Unidad de Cable de Acero

AGRADECIMIENTOS: El autor expresa su gratitud a las personas que de forma directa han participado en las diferentes etapas de ejecución de este proyecto: Ing. Manuel Pozo, Ing. Patricio Andrade, Ing. Vanessa Aguas, Ing. Fabrizio Serrano, Ing. Angel Vidal, Mr. Wan Xuepeng, Mr. Hu Quan – Andes Petroleum Ecuador Ltd. Ing. Nick Garibay – Zeitics Company. Ing. Rodrigo Vidal; Ing. Dennis Rivadeneira; Ing. José Burgos R. – Schlumberger.

REFERENCIAS t Zeitics Shuttle Technology; Rigless Alternative ESP deployment system. t http://producciondecrudoextrapesado. blogspot.com

ALS: Artificial Lift System; Sistema de

MUJERES

EMPODERADAS Consorcio Petrosud - Petroriva y Consorcio Petrolero Palanda - Yuca Sur, pertenecen al grupo argentino Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), creado en 1921 y dedicado a la exploración y explotación de hidrocarburos en Argentina, Colombia y Ecuador.

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La Estabilidad de los Asfaltenos y la Teoría DLVO Autores: José Luis Ziritt Recalde y Michelle Valle Pico

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La Estabilidad de los Asfaltenos y la Teoría DLVO $XWRUHV -RVp /XLV =LULWW 5HFDOGH \ 0LFKHOOH 9DOOH 3LFR Fecha recepción: 10 de febrero de 2019 Fecha aprobación: 07 de marzo de 2019 Palabras clave: Asfaltenos, dispersión coloidal, estabilidad coloidal, precipitación, petróleo.

Key words: Asphaltenes, colloidal dispersion, colloidal stability, precipitation, oil.

José Luis Ziritt: Gerente General de Frank´s Internacional Ecuador y ex docente en la UPSE, especialista en recuperación mejorada, investiga en temas de inyección de agua, mojabilidad y fenómenos interfaciales. jose.ziritt@gmail.com 0LFKHOOH 9DOOH (VWXGLDQte de último semestre de ingeniería de petróleo en la Universidad Estatal Península de Santa (OHQD 836( PLFKHOOH vallepico@upse.edu.ec

RESUMEN El estudio de los asfaltenos se ha incrementado debido a los problemas que estos ocasionan en los procesos de producción y procesamiento del petróleo. Este trabajo explora la Teoría DLVO utilizada para representar el comportamiento de los asfaltenos, que son las partículas más pesadas del petróleo, y que se encuentran en estado coloidal dispersas en un medio continuo de elementos no polares. La Teoría DLVO, denominada así por (Derjaguin, Landau, Verwey y Overbeek), es la que mejor representa el comportamiento de las partículas coloidales en suspensión. La teoría describe como las partículas dispersas están sometidas a fuerzas de atracción y repulsión, que influyen en el hecho en el cual dos partículas que se acercan bajo la acción del movimiento Browniano, lleguen a colisionar y se aglomeren después de la colisión, si las fuerzas de atracción prevalecen. En caso contrario, es decir, si las fuerzas de repulsión prevalecen, las partículas permanecerían separadas después de la colisión. La teoría DLVO relaciona las fuerzas de atracción de Van der Waals con las fuerzas de repulsión de la doble capa, y a su vez define una curva de energía-distancia que describe las condiciones de estabilidad/inestabilidad de una dispersión coloidal.

ABSTRACT The study of the asfaltenes has increased due to the problems they create during the production and processing of the crude oil.

This paper explores the DLVO Theory used to represent the behavior of asphaltenes, which are the heaviest particles of petroleum, and which are in a colloidal state dispersed in a continuous medium of non-polar elements. The DLVO theory, named for (Derjaguin, Landau, Verwey and Overbeek), is the one that best represents the behavior of colloidal particles in suspension.

The theory describes how scattered particles are subject to attractive and repulsive forces, which influence the fact that two particles approaching under the action of Brownian movement, collide and agglomerate after the collision, if the forces of Attraction prevail. In the opposite case, that is, if the repulsion forces prevail, the particles would remain separated after the collision. The 20

DLVO theory combines the forces of attraction of Van der Waals with the forces of repulsion of the double layer, and in turn defines an energydistance curve that describes the conditions of stability / instability of a colloidal dispersion.

EL PETRÓLEO Y LOS ASFALTENOS El petróleo se considera una dispersión coloidal con presencia de grupos orgánicos de estructura variada y pesos moleculares diferentes. En general, es posible separar el petróleo natural en cuatro familias o grupos orgánicos bien definidos: Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos. El estudio de los asfaltenos, que constituyen las fracciones más pesadas del petróleo, se ha incrementado con los años debido a problemas que estos ocasionan en los procesos de producción y procesamiento.

Los asfaltenos están presentes en la mayoría de los petróleos en su estado natural y sobre todo en los crudos pesados y extrapesados de arenas bituminosas. Este material se define por su solubilidad como los componentes que se disuelven en tolueno y precipitan en solventes de n-alcano. Para fines analíticos, la concentración de asfalteno en un petróleo crudo se define por precipitación con n-pentano (C5) o n-heptano (C7).

La concentración de C7-asfalteno en un petróleo liviano puede ser sólo una pequeña fracción, mientras que la concentración en un petróleo extrapesado puede ser superior al 20% de la masa total. La baja solubilidad de la fracción de asfaltenos lo hace muy importante a ser considerado en los procesos de producción y procesamiento del petróleo. En comparación con el resto de los componentes del petróleo, los asfaltenos tienen un contenido de hidrógeno más bajo (4,8-8%) y un contenido más alto de azufre, nitrógeno, níquel, vanadio y oxígeno. Así mismo, aproximadamente el 40% del carbono presente en los asfaltenos es aromático.

Otro dato importante es conocer su estabilidad y el umbral de precipitación ya que dependiendo en qué condiciones se encuentran y de cómo estos interactúan con el medio en el que se encuentran (el medio poroso, tuberías, recipientes, otros fluidos), pueden traer consigo problemas como el taponamiento de pozos,

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facilidades de producciĂłn, lĂ­neas flujo, equipos de procesamiento del crudo y la desactivaciĂłn del catalizador en procesos de refinaciĂłn.

Por ejemplo; como resultado de las alteraciones en las condiciones termodinĂĄmicas que se producen durante la producciĂłn del petrĂłleo, las partĂ­culas de asfalteno que se encuentran dispersas en estado coloidal, pueden desestabilizarse buscando agregarse unas a otras. En esta etapa inicial, los flĂłculos pueden mantenerse suspendidos en el crudo sin generar inconvenientes. Sin embargo, el aumento en nĂşmero de flĂłculos y el acercamiento de unos a otros hace que se formen agregados (etapa de agregaciĂłn) los cuales pueden permanecer suspendidos y ser arrastrados por la corriente de fluido si su velocidad es alta, o precipitar y depositarse (ver Fig. 1). La depositaciĂłn ocurre cuando los asfaltenos se adhieren al medio poroso o a la tuberĂ­a [1].

La estabilidad de los asfaltenos dispersos en el crudo depende de la composiciĂłn del petrĂłleo, la proporciĂłn entre molĂŠculas polares y no polares, y la relaciĂłn entre molĂŠculas livianas y pesadas. AsĂ­, los asfaltenos se mantienen suspendidos en el petrĂłleo en estado coloidal, dependiendo de un gran nĂşmero de variables y sus combinaciones. Cualquier alteraciĂłn de naturaleza termodinĂĄmica, quĂ­mica, elĂŠctrica o mecĂĄnica que modifique el delicado equilibrio del sistema coloidal tiene como resultado la precipitaciĂłn de los asfaltenos que es el proceso mediante el cual los compuestos de este origen aparecen como una fase insoluble. Entre los factores mĂĄs importantes que pueden desencadenar una precipitaciĂłn se pueden mencionar [3 y 4]: t La temperatura: El poder de solubilizaciĂłn de los componentes del petrĂłleo tales como resinas y los maltenos, baja a medida que la temperatura del crudo disminuye, generando la desestabilizaciĂłn de los agregados de resinas-asfaltenos. t La presiĂłn: La disminuciĂłn de presiĂłn

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ocasiona una reducciĂłn de la densidad del crudo, lo que trae como consecuencia una reducciĂłn de la distancia promedio entre los agregados resina-asfaltenos, resultando en interacciones menos atractivas lo que posibilita la floculaciĂłn de los asfaltenos y su consiguiente precipitaciĂłn.

La composiciĂłn del crudo: El cambio de composiciĂłn del crudo altera el equilibrio coloidal y puede desencadenar la precipitaciĂłn de los asfaltenos. AsĂ­, la inyecciĂłn de gas natural, diluentes, CO2, surfactantes, ĂĄcidos, ĂĄlcalis, mezclas de crudos, etc. son procesos que pueden resultar en una precipitaciĂłn de los asfaltenos.

Factores elĂŠctricos: La presencia de campos elĂŠctricos externos o internos, como los campos inducidos por el flujo de los fluidos, puede llegar a desestabilizar los asfaltenos y hacerlos precipitar. Se ha determinado que los asfaltenos tienen una carga elĂŠctrica intrĂ­nseca que estabiliza los agregados resinas-asfaltenos. Si un campo elĂŠctrico externo interactĂşa con estas cargas, puede causar la desestabilizaciĂłn de las partĂ­culas desagregadas.

Factores mecĂĄnicos: La fricciĂłn, cizallamiento, cambios sĂşbitos de direcciĂłn y velocidad en los flujos, por efectos del bombeo y el movimiento del petrĂłleo pueden causar tambiĂŠn la precipitaciĂłn de los asfaltenos.

Otros factores: La presencia de sĂłlidos finos suspendidos en el crudo, como arena y arcillas, puede promover la floculaciĂłn, ya que podrĂ­an actuar actuar como sitios de nucleaciĂłn donde se adhieren las partĂ­culas coloidales.

Usualmente, la estabilidad de los asfaltenos se determina mediante la cantidad de n-heptano que se requiere para desestabilizar el sistema coloidal. Esta es una medida de cuĂĄn fĂĄcil o difĂ­cil resulta alcanzar el punto de floculaciĂłn de

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los asfaltenos, conocido también como umbral de precitación, es una medida de estabilidad y no está relacionada con el total de asfaltenos.

Por ejemplo, un crudo liviano puede contener poca cantidad de asfaltenos pero estos pueden precipitar muy fácilmente. Al contrario, un crudo pesado puede contener un alto porcentaje de asfaltenos pero estos se mantienen estables en su estado coloidal y no son fáciles de precipitar.

Para determinar el punto de floculación o umbral de precipitación de los asfaltenos existen diferentes métodos que están relacionados al tipo de procedimiento experimental utilizado para detectar la presencia de las partículas precipitadas, como, el método de la mancha en papel, el método de medición de conductometría y las mediciones de las propiedades reológicas y ópticas [4].

MODELO DE DISPERSIÓN COLOIDAL Debido a la complejidad molecular de los asfaltenos y sumado al hecho de que su composición varía de un crudo a otro, no es posible conocer con exactitud su estructura. Los asfaltenos están compuestos por una elevada cantidad de anillos aromáticos unidos entre sí por cadenas alquílicas y ciclo alcanos. Poseen una polaridad relativamente alta (proporcionada mayoritariamente por la presencia de heteroátomos y metales) y,

con ayuda de las resinas, se encuentran en estado coloidal dispersos en un medio continuo de elementos no polares. En la Fig. 2 se representa el modelo coloidal del petróleo. Los asfaltenos se mantienen dispersos formando una suspensión coloidal estable al rodearse de moléculas de tamaño levemente inferior, denominadas resinas, las que a su vez y en forma sucesiva se rodean de otras moléculas presentes en el petróleo para constituir un todo continuo. A pesar de la habilidad de los asfaltenos de integrarse con las resinas, estos no son solubles con el resto de los componentes del petróleo. Se ha propuesto que, en este sistema coloidal, las resinas se adsorben sobre los asfaltenos y forman una capa protectora que conserva los asfaltenos en suspensión manteniendo la estabilidad coloidal del petróleo. Este complejo asfalteno-resina denominado micela se presenta en la Fig. 3. Si las resinas se separan de los asfaltenos, estos se agregan y precipitan, causando la desestabilización del sistema coloidal [1].

Así mismo, interacciones no covalentes tales como las fuerzas de Van der Waals entre anillos aromáticos, puentes de hidrógeno entre grupos funcionales polares, y otras interacciones de transferencia de la carga, dan como resultado el reconocimiento molecular entre asfaltenos y resinas [1].

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Las dispersiones coloidales han sido desde hace mucho tiempo un tema importante de estudio, debido a la gran diversidad de sustancias que se presentan en este estado. En un sistema coloidal existen partículas con diámetros entre 10-7 y 10-4 cm que están dispersas y no se pueden separar mediante filtración o gravedad. El término coloide fue utilizado por primera vez en el siglo XIX por el químico británico Thomas Graham. Coloide proviene de la palabra griega “kolas” que significa que tiene la capacidad de aglomerarse, la misma que hace énfasis en una de las propiedades más importantes de los coloides: su tendencia espontánea para formar agregados. Las partículas coloidales poseen un exceso de carga superficial, la cual es obtenida mediante procesos de ionización de grupos funcionales o de adsorción de otros iones presentes en el medio de dispersión. Este exceso de carga superficial altera la distribución de los iones del entorno, de modo que los iones de diferente signo o carga (contra-iones) son atraídos a la superficie mientras que los del mismo signo (co-iones) son repelidos. Este fenómeno, unido a la agitación térmica de todo el sistema, da lugar a una distribución de carga alrededor de la partícula cuya estructura acoge la forma de doble capa eléctrica [5].

Se la denomina doble capa porque puede considerarse que está formada por dos regiones con propiedades claramente distintas: la primera región más cercana a la superficie, constituida por iones firmemente adheridos a está y relativamente de poco espesor, denominada capa rígida, y una segunda capa más extensa, en donde el efecto térmico permite un mayor movimiento iónico, denominada capa difusa y que efectivamente constituye una atmosfera iónica.

La Teoría DLVO, denominada así por (Derjaguin, Landau, Verwey y Overbeek), relaciona las fuerzas de atracción de Van der Waals con las fuerzas de repulsión de la doble capa para representar el comportamiento de las dispersiones coloidales. Esta teoría describe el equilibrio de las fuerzas de atracción y repulsión que intervienen y hacen que las partículas tengan la tendencia de aglomerarse o repelerse entre sí [6]. La interacción de ambas fuerzas da como resultado las condiciones necesarias para predecir el comportamiento de las dispersiones coloidales [7].

La Teoría DLVO se ha utilizado con el fin de describir el comportamiento coloidal del petróleo en las cuales los grupos orgánicos más pesados como los asfaltenos, son las fracciones que permanecen dispersas en un medio continuo de elementos no polares, o que pueden precipitar bajo ciertas condiciones.

FUERZAS DE ATRACCIÓN DE VAN DER WAALS En general, existen dos formas de describir la atracción de Van der Waals entre dos partículas coloidales: el microscópico y el macroscópico. El enfoque microscópico se basa en la suposición de aditividad de la energía de interacción. Este enfoque predice la atracción de Van der Waals con una precisión del 80% al 90%. El enfoque macroscópico en cambio da información mucho más precisa de la evaluación de la atracción de Van der Waals llegando a un 95% de precisión.

El enfoque se basa en la correlación entre fluctuaciones eléctricas de dos fases macroscópicas.

Sin embargo, este proceso requiere la cuantificación de los datos de dispersión dieléctrica, los cuales solo están disponibles para un número limitado de sistemas. Por tal motivo, a pesar de su precisión, la mayoría de los resultados para determinar las fuerzas de Van der Waals se basan en el enfoque microscópico [8].

En un sistema de un componente, los átomos individuales o moléculas se atraen entre sí en distancias cortas debido a las fuerzas de Van der Waals las cuales son responsables de muchos fenómenos físicos y químicos como: la adhesión, difusión, viscosidad, rozamiento y tensión superficial; además, se pueden considerar tres distribuciones para las fuerzas de atracción: Fuerzas dipolo-dipolo (Keesom), Fuerzas dipolo-dipolo inducido, Fuerzas dipolo instantáneo-dipolo inducido [9].

Las fuerzas de Van der Waals están casi siempre presentes en el comportamiento de las dispersiones coloidales, y son el resultado de las interacciones de dipolos [8]. En la situación más simple, esta interacción puede ser modelada:

Donde, h es el área de reacción de la dispersión, A es la constante Hamaker, la cual define la fuerza con la que las moléculas van a interactuar. En la mayoría de las situaciones, esta constante es positiva, lo que da como resultado que la fuerza de Van der Waals sea de atracción.

También se debe tomar en consideración los niveles de salinidad asociada a la dispersión ya que el valor de la constante tiende a aumentar ligeramente en presencia de sal [10].

Para un conjunto de átomos o moléculas iguales, como las partículas coloidales dispersas de una misma sustancia, la energía de atracción 23

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de Van der Waals está relacionada con los radios R de las partículas y la distancia en el vacio entre ellas, según la expresión:

FUERZAS DE REPULSIÓN DE LA DOBLE CAPA

Waals y las fuerzas de repulsión de la doble capa según la siguiente expresión:

Una representación esquemática de la variación de con respecto a h, se muestra en la Fig. 4.

Se pueden visualizar varios procesos para tener en cuenta la carga de partículas en suspensión. Uno de estos procesos es la disociación de los grupos superficiales (OH-, COOH-, SO4-2, Na+) y la adsorción de ciertos grupos iónicos (surfactantes) [9]. En todos los casos, la separación de carga se lleva a cabo con algunos de los iones específicamente adsorbidos en la superficie formando una carga superficial que se compensa con la distribución del ion y los co-iones; esto forma la base de la doble capa difusa. La extensión de la doble capa, denominada espesor de doble capa, depende de la concentración de los electrolitos y la valencia de los iones, como lo indica Debye-Hückel [11]:

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Donde Ƥr es la permitividad relativa, Ƥ0 la permisividad del espacio libre (en los casos de tener un fluido en un espacio poroso), k la constante de Boltzmann, T la temperatura absoluta, n0 el número de iones de cada tipo presentes en la micela, Z la valencia de los iones y e la carga electrónica [10].

La interacción entre dos partículas sometidas a fuerzas de repulsión está dada por la siguiente expresión:

Donde, observamos que tenemos relacionados los términos ya descritos y ƶ que es el potencial en la distancia media entre las partículas.

ENERGÍA TOTAL DE INTERACCIÓN La energía total de interacción entre dos partículas GT en cada valor de h está dada por la suma de las fuerzas de atracción de Van der 24

Como se puede observar, Gel muestra una disminución exponencial con aumento en h, GA muestra una ley de potencia inversa en relación a h, y GT muestra dos mínimos y un máximo: un mínimo superficial en h y un mínimo profundo a una corta distancia de separación. El valor de Gmax denominado barrera de energía, depende del potencial de superficie, la concentración de electrolitos y su valencia [13].

La condición para la estabilidad del coloide es tener un máximo de energía que sea mucho más grande que la energía térmica de las partículas. Al aumentar la concentración de electrolitos, la Gmax disminuye gradualmente causando así la desaparición de la barrera de energía a una concentración crítica de electrolitos y generando como consecuencia la inestabilidad de la dispersión coloidal. Un ejemplo es la baja estabilidad que puede existir en la presencia de iones multivalentes.

La Fig. 4, que representa la curva de energía-distancia, explica la estabilidad cinética de la dispersión coloidal. Para que las partículas experimenten floculación en el mínimo primario, necesitan superar la barrera de energía. Si las partículas coloidales se encuentran entre

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el rango más alto en referencia a la barrera (Gmax), menor es la posibilidad de floculación, es decir, la tasa de floculación será mínima.

Por lo tanto, podemos considerar el proceso de floculación como un fenómeno de interacción entre las partículas coaguladas que colisionan entre ellas induciendo su aglomeración.

ESTUDIOS EXPERIMENTALES SOBRE LOS COLOIDES Situación simétrica La situación simétrica se da mayormente en suspensiones coloidales donde todas las partículas son idénticas, o al menos lo son lo más parecidas posibles. Para su estudio se considera la interacción de dos partículas idénticas de radio R y una superficie de carga de densidad Ʊ. En la Fig. 5 se representa la fuerza y la energía potencial de un ejemplo de interacción simétrica en función de la distancia entre las partículas de igual tamaño.

La influencia de salinidad en una dispersión coloidal se ve reflejada en el comportamiento de

las curvas en la gráfica de tasa de agregación presentadas en la Fig. 6. Con altos niveles de sal o pequeñas densidades de carga superficial, las partículas se agregan aproximadamente con la tasa de difusión controlada, ya que las fuerzas de Van der Waals y las interacciones hidrodinámicas tienen efectos considerables sobre las mismas. Esta condición también se conoce como agregación rápida o agregación controlada por difusión. A niveles más bajos de sal, la barrera energética se desarrolla debido a la interacción de doble capa y se considera que las partículas actúan bajo el efecto de repulsión [13].

Homoagregación Cuando las partículas coloidales se suspenden en agua, interactúan de acuerdo con los perfiles de energía citados anteriormente. Si este perfil es intensamente repulsivo, las partículas se repelen unas con otras y forman una suspensión estable.

Cuando el perfil es de atracción, las partículas se acercan, se mantienen en contacto y se adhieren entre sí. Inicialmente,

)LJXUD 3HUÀOHV GH IXHU]D L]TXLHUGD \ SHUÀOHV GH HQHUJtD SRWHQFLDO GHUHFKD > @

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La Estabilidad de los Asfaltenos y la TeorĂ­a DLVO Autores: JosĂŠ Luis Ziritt Recalde y Michelle Valle Pico

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se formarĂĄn dĂ­meros y trĂ­meros de partĂ­culas.

Como la agregaciĂłn es continua, las partĂ­culas forman flĂłculos cada vez mĂĄs grandes, crecen, se sedimentan y la suspensiĂłn, en ciertos casos llega a solidificarse. Bajo estas condiciones, se le llama suspensiĂłn inestable (ver Fig. 7).

SituaciĂłn asimĂŠtrica La situaciĂłn asimĂŠtrica considera dos partĂ­culas diferentes, especialmente asumiendo superficies con diferentes densidades de carga.

Tales situaciones ocurren en mezclas de suspensiones coloidales o cuando las partĂ­culas interactĂşan con una interfaz plana. En este tipo de situaciones se invierten las propiedades de las fuerzas ya que las fuerzas de Van der Waals en ciertos casos se vuelven de repulsiĂłn.

En esta situaciĂłn se dan dos tipos de casos: el caso con carga opuesta y el caso con carga neutra. En el caso de carga opuesta, las fuerzas entre las partĂ­culas son siempre de atracciĂłn.

Esta relaciĂłn se entiende ya que la fuerza de doble capa tambiĂŠn es de atracciĂłn y se suma a la fuerza de atracciĂłn de Van der Waals que ya

estaba presente. Sin embargo, la fuerza de doble capa es mĂĄs fuerte si existen bajos niveles de sal, mientras que disminuye si existe presencia considerable de sal.

HeteroagregaciĂłn Cuando una suspensiĂłn coloidal, contiene dos o varios tipos de partĂ­culas, el proceso de agregaciĂłn es mucho mĂĄs difĂ­cil de describir, ya que diferentes tipos de agregados pueden tener diferentes tipos de perfiles de comportamiento.

En este caso la influencia del contenido de sal en la suspensiĂłn serĂĄ despreciable en el punto mĂĄximo de la curva y tendrĂĄ un valor constante despuĂŠs de alcanzar la tolerancia mĂĄxima permisible para este tipo de sistemas, los cuales dependerĂĄn si estĂĄ neutralmente cargado o estĂĄ opuestamente cargado (ver Fig. 8).

En el modelo coloidal del petrĂłleo, los asfaltenos estĂĄn separados en el crudo como partĂ­culas individuales o agregados y permanecen suspendidos gracias a las resinas peptizantes que se adhieren en su superficie. La estabilidad se considera funciĂłn de la concentraciĂłn de las

)LJXUD &RPSRUWDPLHQWR GH SDUWtFXODV HQ XQ PHGLR DFXRVR > @

)LJXUD &RQFHQWUDFLyQ GH VDO HQ XQ VLVWHPD GH +HWHURDJUHJDFLyQ > @ 26

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resinas en solución y las condiciones de equilibrio entre las resinas y los asfaltenos.

Cuando dos partículas de asfalteno, por efecto del movimiento Browniano, entran en contacto en áreas libre de resinas, estas se adhieren y forman un agregado asfalténico de dos partículas que se difundirá en el sistema con probabilidad de adherirse a otros agregados o partículas de asfaltenos individuales. Este fenómeno, que se considera irreversible, se conoce como agregación y es el proceso mediante el cual los compuestos de este origen aparecen como una fase insoluble.

BIBLIOGRAFÍA 1. M. Alayón, “Asfaltenos, ocurrencia y floculación,” Venezuela, Cuaderno FIRP N° 369 PP, Mérida, Venezuela 2004.

2. K. J. Leontaris, J. O. Amaefule, y R. E. Charles, “Depositación de Asfaltenos,” Venezuela, 1994, pp. 1–198.

3. T. O. Caro, “Aspectos generales del daño de formación por la depositación de asfaltenos en yacmientos de petróleo,” Universidad Nacional de Colombia - Facultad de Minas, 2009.

4. M. Gafanhao, E. Iglesias y J. Delgado, “Determinación del punto de precipitación de los asfaltenos en crudos venezolanos,” Revista Ciencia e Ingeniería. Vol. 29, No. 3, pp 225-232, agosto-noviembre 2008. ISSN 1316-7081.

5. J. F. Carstens, J. Bachmann, and I. Neuweiler, “A new approach to determine the relative importance of DLVO and non-DLVO colloid retention mechanisms in porous media,” Colloids Surfaces A Physicochem. Eng. Asp., vol. 560, pp. 330–335, 2019.

6. H. Holthoff et al., “Measurement of absolute coagulation rate constants for colloidal particles: Comparison of single and multiparticle light scattering techniques.,” J. Colloid Interface Sci., vol. 192, pp. 463–470, 1997.

7. E.J.W. Verwey. and T. G. Overbeek., Theory of the stability of lyophobic colloids. New York, 1948.

8. B. Derjaguin and T. Voropayeva, “Surface forces and the stability of colloids and disperse system,” Journal of Colloid Science, 1964, pp. 113–135.

9. J. Lyklema, Fundamentals of Interface and Colloid, 1st Edition. Holland, 2005.

10. B. Derjaguin, A theory of interaction of particles in presence of electric double layers and the stability of lyophobe colloids and disperse systems, Volume 43. USA, 1993.

11. P. Debye and E. Hückel., Efectos Inter-iónicos en las soluciones electrolíticas (Teoría de Debye-Hückel). USA - France, 1923.

12. T. Tadros, “Colloid Stability: The Role of Surface Forces,” in General Principles of Colloid Stability and the Role of Surface Forces, Tharwat F., Egypt, 2011, pp. 1–408.

13. G. Trefalt and M. Borkovec, “Overview of DLVO Theory,” Lab. Colloid Surf. Chem.

Univ. Genebra, pp. 1–10, 2014.

14. W. Russel, D. Saville, and W. Schowalter, Colloidal Dispersions (Cambridge Monographs on Mechanics). New Jersey, 1989.

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Sistema de Gestión de Integridad de Ductos para los Bloques 16 y 67 Autor: Paolo Sandoval

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Sistema de Gestión de Integridad de Ductos para los Bloques 16 y 67 Autor: Paolo Sandoval Fecha recepción: 18 de febrero de 2019 Fecha aprobación: 07 de marzo de 2019 Palabras clave: Gestión, integridad, riesgo, ducto, ILI, líquido.

Keywords: Management, integrity, risk, pipeline, ILI, liquid.

Paolo Sandoval. Ingeniero Mecánico (Escuela Politécnica Nacional).

Ingeniero de Gestión de Mantenimiento en Repsol Ecuador. Tres años de experiencia en Operaciones de Producción y 2 años en Gestión de Mantenimiento como Administrador clave del Software de Integridad de Ductos.

RESUMEN Repsol Ecuador S.A. implementó un Sistema de Gestión de Integridad en Ductos para los Bloques 16 & 67 en el año 2009. Dicho sistema está basado en las recomendaciones de la norma API 1160 “Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines”, la cual establece como base del Sistema de Gestión de Integridad de Ductos, la administración del activo basado en un análisis de riesgo, mismo que debe considerar los criterios establecidos en la norma corporativa 353-NO030MG de “Gestión del Riesgo de Seguridad y Medio Ambiente”.

En línea con lo anterior, fue necesario gestionar la determinación de las Zonas de Alta Consecuencia (HCA, por sus siglas en inglés), una correcta administración e integración de la información y un modelo de evaluación del programa que permita la mejora continua. Dentro de la evaluación y cálculo del riesgo, se diseñó un indicador relacionado al Factor de Gestión Empresarial, que es el reflejo de todo el trabajo de las diferentes áreas de la Compañía en lo que a ductos se refiere.

La implementación del Sistema de Integridad de Ductos, ha permitido a Repsol Ecuador S.A., optimizar los recursos disponibles para el mantenimiento preventivo de estos activos, ya que los asigna en base al nivel de riesgo que representa cada uno de ellos. En este sentido, se persigue disminuir la probabilidad de falla, asegurando la integridad mecánica de los ductos y evitando posibles afectaciones a las personas, el medio ambiente, los activos y la imagen de la Compañía.

SUMMARY Repsol Ecuador S.A. implemented a Pipeline Integrity Management System for Blocks 16 & 67 in the year 2009. This system is based on the standard API 1160 “Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines”. The standard establishes as a basis of the Pipeline Integrity Management System, the asset management based on a risk analysis, considering the criteria established in the corporate standard 28

353-NO030MG of “Management of Safety and Environmental Risk in Industrial Assets “.

In line with the above mentioned, it was necessary to establish the High Consequence Areas (HCA), correct administration and integration of information, and a program evaluation model that allows continuous improvement. As a part of the risk assessment and calculation, it was necessary to design an indicator related to the Management Factor that represents the reflection of all the work of the different areas of the Company as far as pipelines are concerned. The implementation of the Pipeline Integrity Management System has allowed to Repsol Ecuador S.A. to optimize the available resources to work through preventive maintenance for these kinds of assets, keeping in mind the risk level of each pipeline. In this regard, it is seeked to decrease the probability of failure, assuring the mechanical integrity of the pipelines, avoiding possible damages to people, the environment, the assets, and the image of the Company.

INTRODUCCIÓN Los Bloques 16 & 67 operados por Repsol Ecuador S.A., están ubicados en la Región Amazónica, con una extensión aproximada de 129.810 ha y 7.000 ha, respectivamente. El 54,98% del área concesionada está en la Reserva Étnica Waorani y el 45,02% en el Parque Nacional Yasuní. La operación inició en 1994 con la Planta NPF (Northern Production Facilities) y en 1997 con la Planta SPF (Southern Production Facilities). En las dos Plantas se deshidrata el fluido trifásico proveniente de 16 plataformas de producción (well pads).

Para el transporte de crudo, diésel, fluido trifásico y agua de formación, se encuentran en operación aproximadamente 520 km de ductos enterrados. Comúnmente cuando se piensa en la integridad de estos ductos, la atención se centra en el control de la corrosión interna o externa, puesto que esta amenaza se encuentra dentro de las más representativas causas de falla para este tipo de activos. Sin embargo, es necesario

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comprender que la corrosión es tan solo una de las amenazas importantes, debiendo además considerarse otras como: daños por terceros, fuerzas naturales, operaciones, mantenimiento, fabricación, diseño, etc. Por ello, la gestión de integridad debe tener un enfoque holístico, que no se centre únicamente en el trabajo de un área específica de las empresas operadoras de ductos, sino por todas aquellas que estén relacionadas con las diferentes amenazas indicadas: Operaciones, Mantenimiento, Seguridad y Medioambiente, Ingeniería, Compras y Contratos, Recursos Humanos, Legal, etc.

PRINCIPIOS GENERALES DE UN SISTEMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE DUCTOS En la Figura 1 se presenta el esquema del Sistema de Gestión de Integridad de Ductos implementado por Repsol Ecuador S.A. en los Bloques 16 & 67, de acuerdo a los lineamientos de la norma API 1160 “Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines”.

Como parte de este proceso se establece la determinación de las HCA (Zonas de Alta

Consecuencia) a lo largo del trazado de los ductos, así como un programa de aseguramiento de integridad basado en el monitoreo permanente y en la mejora continua. Parte fundamental y clave dentro de lo que la norma API 1160 propone como metodología, se centra en la correcta administración e integración de la información, así como el establecimiento de un procedimiento efectivo del manejo del cambio, tanto operativo como de ingeniería.

ZONAS DE ALTA CONSECUENCIA (HCA) Es importante tener en cuenta que las áreas de alta consecuencia (HCA), relacionadas con zonas pobladas, áreas ecológicamente sensibles y locaciones cercanas a vías navegables, cambian con la dinámica poblacional y las condiciones ambientales, y como parte de la mejora continua, se debe hacer revisión y actualización de las mismas, para que cualquier modificación sea registrada. Lo anterior está fundamentado en la norma API 1160, el Código Federal de Regulaciones, CFR 49, en su parte 145.450, la Ley Ecuatoriana de Gestión Ambiental, los lineamientos del desarrollo sustentable y de la protección/conservación del medio ambiente.

Fig. 1. Flujo de proceso para un programa de *HVWLyQ GH ,QWHJULGDG GH acuerdo a API 1160

Fig. 2. HCA de un tramo del ducto enterrado para transporte de crudo enWUH 6KXVKXÀQGL \ HO 2&3 29

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Sistema de Gestión de Integridad de Ductos para los Bloques 16 y 67 Autor: Paolo Sandoval

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EVALUACIÓN DE RIESGO La evaluación inicial del riesgo se la realizó entre los años 2008 y 2009, segmentando los ductos bajo las recomendaciones específicas del Manual del Riesgo de W.K. Muhlbauer y siguiendo los lineamientos de la norma corporativa 353-NO030MG, empleando las matrices de Consecuencia, Exposición y Probabilidad para la evaluación del nivel de riesgo, mismo que se obtiene mediante la siguiente ecuación:

“Riesgo = Exposición x Probabilidad x Consecuencia” En este punto es importante realizar las siguientes observaciones: t La importancia innegable de esta metodología, radica en poder incluir en la evaluación del riesgo, el Factor de Gestión Empresarial y el Modelo de Amenazas que afectan en forma directa al valor de la Exposición. t Para la metodología aplicada, el riesgo está relacionado con la Probabilidad de que, una vez desarrollado el evento iniciador, se alcance una determinada consecuencia. Para este estudio se consideró como eventos iniciadores el de un orificio y el de una rotura violenta en un ducto. El factor Consecuencia es función en gran medida de las Zonas de Alta Consecuencia (HCA), mismas que dependen de la zona en que se encuentre el ducto.

En la Figura 3 se presenta la Matriz de Niveles de Riesgo según Norma Corporativa 353-NO030MG. Utilizando la metodología de Juicio de

)LJ 0DWUL] GH 1LYHOHV GH 5LHVJR VHJ~Q 1RUPD &RUSRUDWLYD 12 0* Oleoducto Extra B16 4% 3% 3% 10% 25% 3%

Oleoducto Intra B16 4% 3% 3% 10% 37% 3%

Operaciones

10%

Daños por terceros Fuerzas naturales

30% 12%

Amenaza Diseño y construcción Equipo Fabricación Corrosión interna Corrosión externa Stress corrosion cracking

Expertos, se captó la experiencia y conocimiento de especialistas en ingeniería de materiales, inspección técnica, control de corrosión, manejo del riesgo, ingeniería civil y geotécnica, mantenimiento, construcciones, producción, seguridad, medio ambiente, etc. Todo este grupo de profesionales a través de una serie de talleres, realizó el análisis a profundidad de cada uno de los ductos, con la finalidad de determinar: t Modelo de Amenazas o modos de falla acorde a la operación del Bloque 16 & 67. t Modelo de Evaluación del Factor de Gestión.

MODELO DE AMEMAZAS O MODOS DE FALLA Este modelo es semicuantitativo propuesto por Mulhbauer, y describe un patrón basado en índices por cada amenaza, de esta manera se asigna la proporción que aporta cada una a la probabilidad de falla absoluta. Para este estudio fueron identificadas y valoradas nueve amenazas o modos de fallas. Para la cuantificación y ponderación de las amenazas, los modos de fallas fueron valorados mediante variables que en total sumaron 133. La asignación porcentual de cada amenaza por tipo de ducto se presenta en la Tabla 1.

FACTOR DE GESTIÓN EMPRESARIAL El trabajo en conjunto de diferentes áreas es la base fundamental del Sistema de Gestión de Integridad de Ductos de Repsol Ecuador S.A. De igual manera, en el marco de la norma API 1160 y de los lineamientos corporativos, se definió un Factor de Gestión Empresarial, como un indicador que permite evidenciar las actividades realizadas por toda la organización en pro de contar con una operación segura de los ductos. Como se indica en la Tabla 2, cada componente del Factor de Gestión Empresarial está ligado al trabajo de las diferentes áreas, de forma que todas las actividades programadas y ejecutadas se vean reflejadas en el nivel de riesgo de cada uno de los ductos.

Diésel Extra B16 4% 3% 3% 10% 25% 3%

Diésel Intra B16 4% 3% 3% 10% 37% 3%

10%

10%

10% 20%

32% 10%

Secundarias

Ramales

4% 3% 3% 30% 32% 3%

4% 3% 3% 40% 32% 3%

10%

10%

9%

10% 20%

10% 5%

3% 3%

7DEOD 3RQGHUDFLyQ GH DPHQD]DV GH ORV GLIHUHQWHV GXFWRV GH ORV %ORTXH 30

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COMPONENTE ÁREAS DE ALTA CONSECUENCIA GESTIÓN DE LA INFORMACIÓN

SUBCOMPONENTE

Seguridad y Medio Ambiente Ingeniería de Mantenimiento / Ingeniería 'HUHFKR GH 9tD

HCA (Zonas de Alta Consecuencia) Procedimientos

Ingeniería de Mantenimiento / Ingeniería Administración de información ,GHQWLÀFDFLyQ GH DPHQD]DV

Seguridad y Medio Ambiente Ingeniería de Mantenimiento / Ingeniería

Evaluación Riesgo

Ingeniería de Mantenimiento

Determinación de línea base

Ingeniería de Mantenimiento / Ingeniería

Línea base ILI

Ingeniería de Mantenimiento / Ingeniería

Línea base ECDA

Mantenimiento

Línea base ICDA

Tratamiento Químico

Estrategia de respuesta y reparación

Mantenimiento Ingeniería de Mantenimiento / Ingeniería

Daños por terceros

'HUHFKR GH 9tD 6HJXULGDG &RUSRUDWLYD

Control de corrosión externa

Mantenimiento

Control de corrosión interna

Tratamiento Químico / Operaciones

Detección y manejo de fugas

2SHUDFLRQHV 'HUHFKR GH 9tD Seguridad y Medio Ambiente

Reducción presión operación

Ingeniería de Mantenimiento / Ingeniería Mantenimiento / Operaciones

Manejo del cambio

Ingeniería

Evaluación del desempeño

Ingeniería de Mantenimiento

Organigrama y Competencias

Recursos Humanos

RIESGO

LÍNEA BASE

ÁREAS INVOLUCRADAS

MITIGACIÓN Y CONTROL

GESTIÓN ORGANIZACIONAL

7DEOD &RPSRQHQWHV GHO )DFWRU GH *HVWLyQ

DETERMINACIÓN DE LÍNEA BASE El propósito de establecer una Línea Base estuvo orientado a determinar el estado mecánico de los ductos, velocidad de corrosión, vida esperada de servicio y los planes de reparación y re inspección debían implementarse para asegurar su confiabilidad operacional.

Para desarrollar el plan de Línea Base, se identificaron ventajas y desventajas de las técnicas de inspección más apropiadas para cada sistema de ductos, teniendo en cuenta la existencia de facilidades y condiciones para la realización de cada una de ellas, pues existen inspecciones que, aunque serían las más apropiadas de ejecutar en un sistema de ductos, no siempre era posible llevarlas a cabo.

Algunos factores de mayor relevancia tomados en cuenta para desarrollar el plan de Línea Base de los ductos del Bloque 16 & 67, fueron los siguientes: 1. Anomalías y defectos que podían afectar adversamente la integridad de los ductos.

2. Técnicas de inspección, usadas típicamente para ductos enterrados.

3. Metodología para la evaluación de datos de inspección en línea (ILI).

4. Metodologías de reparación de ductos y otras actividades de mitigación que puedan mejorar la integridad de los ductos.

Finalmente, en el año 2009 se realizó el análisis de los defectos de los ductos inspeccionados mediante la técnica ILI (In-Line Inspection), basados en el ASME B31G-91 “Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines”, el cálculo de la velocidad de corrosión a partir del crecimiento de los defectos y la determinación de vida remanente de los ductos basados en las ecuaciones propuestas en el manual de NACE International PCIM “Pipeline Corrosion Integrity Management”, la norma NACE SP 502 “Pipeline External Corrosion Direct Assessment” y la API 570 “Piping Inspection Code”.

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Sistema de Gestión de Integridad de Ductos para los Bloques 16 y 67 Autor: Paolo Sandoval

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Para ductos no inspeccionados por ILI, se siguieron las recomendaciones del manual de NACE PCIM que entre otros menciona hacer uso de información de evaluaciones directas, extrapolar información de corrosividad de sistemas similares, tomar información de velocidades de corrosión de cupones y probetas, hacer uso de modelos predictivos.

PLANES DE MITIGACIÓN Y CONTROL OPERACIONES Y TRATAMIENTO QUÍMICO La participación activa del grupo de operaciones es de vital importancia en el Sistema de Gestión de Integridad de Ductos; como usuarios y principales responsables de estos equipos, son los encargados de asegurar que los ductos operen en condiciones seguras. El área de operaciones realiza el envío de herramientas de limpieza (pigs) en compañía del uso de productos químicos (biocidas e inhibidores de corrosión). En ductos que no cuentan con equipos de recepción y lanzamiento de pigs, se realiza flushing o movimiento de líneas “muertas” (sin movimiento de fluidos) a través de recirculaciones.

El principal aliado en la lucha contra la amenaza de corrosión interna, tiene que ver con el área de Tratamiento Químico. Entre las actividades más importantes que ejecuta esta área

están: t Ensayos Físico – Químicos y Medición de H2S y CO2 gas. t Evaluación de cupones de corrosión. t Monitoreo con Probetas de Resistencia Eléctrica (PRE). t Monitoreo de cultivos SRB (Bacterias Sulfato Reductoras). t Dosificación de Biocida e Inhibidor de Corrosión. t Estudios ICDA (Internal Corrosion Direct Assessment)

MANTENIMIENTO DEL DDV Y SEGURIDAD CORPORATIVA En el Derecho de Vía (DDV), que el estado ecuatoriano a entregado a Repsol Ecuador S.A. para que sea su custodio, tiene una sección transversal promedio de 30 m; los ductos se encuentran enterrados a una profundidad promedio de 1.5 m. La franja del DDV permite inspeccionar, reparar y, en definitiva, mantener los ductos de transporte. Como parte del equipo de gestión del DDV, se realiza actividades de limpieza lo largo de los aproximadamente 245 Km de este corredor de seguridad, el mantenimiento de las estaciones de prueba para monitorear los potenciales de protección catódica, y así también, la revisión y adecuación de los puntos

,PDJHQ \ &RQWURO GH YDULDEOHV HQ VLVWHPD 6&$'$ \ ODQ]DPLHQWR GH KHUUDPLHQWDV GH OLPSLH]D SLJV

,PDJHQ \ (QVD\RV )tVLFR 4XtPLFRV \ 0RQLWRUHR GH FXOWLYRV 65% 32

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de control. AsĂ­ tambiĂŠn, se ejecuta la inspecciĂłn pedestre y a la vez, la socializaciĂłn con los vecinos de todo el DDV, respecto a las actividades que allĂ­ se realizan y de los peligros a los que pudieran estar expuestos al tener sus viviendas o fincas sobre o cerca del DDV. Por la extensiĂłn y las zonas que atraviesa el DDV, el apoyo del ĂĄrea de Seguridad FĂ­sica es fundamental para mitigar la amenaza de daĂąos por terceros. El DDV atraviesa zonas en las que la poblaciĂłn va creciendo constantemente, por lo que es necesario realizar inspecciones pedestres, sobrevuelos con drones, patrullajes y actividades de inteligencia.

INGENIERĂ?A Y MANTENIMIENTO El ĂĄrea de Mantenimiento cuenta con personal profesional calificado y certificado para ejecutar reparaciones mecĂĄnicas y de recubrimientos, inspecciones no destructivas. Estudios de recubrimientos y monitoreos de los potenciales del siste-

ma de protecciĂłn catĂłdica. Adicionalmente, como para de los proyectos necesarios se realizan inspecciones instrumentadas (In-Line Inspection ILI), y en funciĂłn de los sus resultados, analizados con toda la informaciĂłn integrada disponible, permiten que se definan puntos crĂ­ticos en los cuales se ejecutan tareas de reparaciĂłn para recuperar la integridad de los ductos.

SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE El årea de Seguridad y Medio Ambiente se encarga de definir y difundir la política, reglas båsicas y normativas generales de su competencia, que rigen todas las operaciones de la Compaùía. Esta årea lidera los escenarios de emergencia y capacita constantemente al personal de la Brigada de Respuesta a Emergencias. A lo largo del aùo se realizan simulacros que permiten fortalecer y mejorar continuamente el tiempo y la calidad de respuesta en un escenario no esperado, el cual podría eventualmente estar asociado con fallas en ductos.

,PDJHQ \ ,QVSHFFLyQ SHGHVWUH \ 6RFLDOL]DFLyQ GHO ''9

,PDJHQ \ 5HSDUDFLyQ GH UHFXEULPLHQWR H ,QVSHFFLyQ HQ OtQHD ,/,

,PDJHQ \ &DSDFLWDFLyQ %ULJDGDV GH (PHUJHQFLDV 33

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Sistema de Gestión de Integridad de Ductos para los Bloques 16 y 67 Autor: Paolo Sandoval

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,PDJHQ *UiÀFDV GH DQiOLVLV GH HVWXGLRV REWHQLGDV GHO 6RIWZDUH GH ,QWHJULGDG GH 'XFWRV

INGENIERÍA DE MANTENIMIENTO Es el área que lidera el Sistema de Gestión de Integridad de Ductos. A través del software de gestión de integridad de ductos, compila la información de ductos generada por todas las áreas y previo a un minucioso análisis, define los planes de reparación y mitigación de cada año como se ha indicado, además, en función de la evaluación del riesgo que se la realiza cada año. Ingeniería de Mantenimiento realiza también Comités Técnicos y Gerenciales de Integridad, Auditorías, seguimiento de cronogramas de inspección, reparación y estudios de las áreas involucradas. El cálculo de indicadores de desempeño, Factor de Gestión y Riesgo de cada segmento también es responsabilidad de Ingeniería de Mantenimiento.

RESULTADOS El Factor de Gestión del Sistema de Integridad de Ductos se ha incrementado del 37% de 2009 hasta el 86% en 2018, como se observa en la Imagen 12.

Se ha logrado disminuir el Nivel de Riesgo del Oleoducto Secundario SPF - OCP, de Alto a Moderado, y en varias líneas de flujo de Moderado a Menor, considerando los lineamientos de la Norma Corporativa 353-NO030MG de “Gestión

del Riesgo de Seguridad y Medio Ambiente en Activos Industriales”.

Si bien pueden aparecer fugas en los ductos operados por Repsol Ecuador S.A., éstas estas son cada vez menores, lo cual obedece a la gestión que se realiza de acuerdo del Sistema de Integridad de Ductos implementado y a la disminución del riesgo en los diferentes tramos, gracias a las diferentes acciones que se realizan de manera continua, como se ha dicho, desde las diferentes áreas de la Compañía.

Es importante señalar que, a raíz de la implementación del Sistema de Gestión de Integridad de Ductos, se formó una Estructura Organizacional capaz de afrontar todas y cada una de las amenazas detectadas para los ductos de los Bloques 16 & 67.

BIBLIOGRAFÍA: API 1160 “Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines”.

“Enhanced Pipeline Risk Assessment” – W. Kent Muhlbauer.

Norma Corporativa 353-NO030MG de “Gestión del Riesgo de Seguridad y Medio Ambiente”.

,PDJHQ (YROXFLyQ GHO )DFWRU GH *HVWLyQ 34

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5HLQ\HFFLyQ GH FRUWHV SDUD OD GLVSRVLFLyQ GHĂ&#x20AC;QLWLYD GH GHVHFKRV JHQHUDGRV HQ OD perforaciĂłn simultĂĄnea de pozos en ĂĄreas de alta sensibilidad Autores: Alejandro Bastidas (Petroamazonas EP), Armando Chancay (CCDC) y Enrique ChĂĄvez (Halliburton) F

ReinyecciĂłn de cortes para la DISPOSICIĂ&#x2026;NĂ?DElNITIVAĂ?DEĂ?DESECHOSĂ? generados en la perforaciĂłn simultĂĄnea de pozos en ĂĄreas de alta sensibilidad PERFORACIĂ&#x201C;N

$XWRUHV $OHMDQGUR %DVWLGDV 3HWURDPD]RQDV (3 $UPDQGR &KDQFD\ &&'& \ (QULTXH &KiYH] +DOOLEXUWRQ

Fecha recepciĂłn: 21 de febrero de 2019 Fecha aprobaciĂłn: 07 de marzo de 2019 Palabras clave: ReinyecciĂłn de cortes, degradaciĂłn granulomĂŠtrica, lechada de ripios, bombeo hidrĂĄulico.

Keywords: Cuttings Re-Injection, granulometric reduction, slurry, hydraulic pumping.

Alejandro Bastidas Ingeniero en PetrĂłleos de la Universidad Central del Ecuador, tiene 14 aĂąos de experiencia en la industria petrolera. Ha desarrollado su talento en varias empresas del sector petrolero, actualmente es Coordinador General de PerforaciĂłn para PETROAMAZONAS EP. $UPDQGR &KDQFD\ Ingeniero de PetrĂłleos de la Escuela PolitĂŠcnica Nacional con 10 aĂąos de experiencia HQ OD LQGXVWULD KLGURFDUEXrĂ­fera en el ĂĄrea de perforaciĂłn y reacondicionamiento de pozos petroleros. Ha desarrollado su talento en las estatales EP Petroecuador y Petroamazonas EP y actualmente se desempeĂąa como Gerente Coordinador GHO 3UR\HFWR 7DPERFRFKD HQ OD HPSUHVD &13& &KXDQTLQJ Drilling Engineering Company (CCDC).

(QULTXH &KiYH] Licenciado QuĂ­mico de OD 3RQWLĂ&#x20AC;FLD 8QLYHUVLGDG CatĂłlica del Ecuador. Se desempeùó como Service de Halliburton para Baroid Separation Solutions y tiene mĂĄs de 7 aĂąos de experiencia en la industria petrolera. Ha desarrollado su talento en varias tecnologĂ­as relacionadas con equipos de FRQWURO GH VyOLGRV Ă&#x20AC;OWUDFLyQ y sistemas de manejo de GHVHFKRV SDUD Ă XLGRV EDVH agua y base aceite, actualPHQWH 7HFKQLFDO 3URIHVVLRnal de Baroid Ecuador.

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RESUMEN

ABSTRACT

La actividad de perforaciĂłn de pozos de producciĂłn de petrĂłleo en el campo ITT â&#x20AC;&#x201C; Ă rea Tambococha, genera en promedio 28.050 BBL de efluentes lĂ­quidos y sĂłlidos por pozo.

Particularidades del Bloque ITT como: su ubicaciĂłn geogrĂĄfica, accesibilidad, logĂ­stica restringida y normativas ambientales aplicables al ĂĄrea, hacen de la ReinyecciĂłn de Cortes â&#x20AC;&#x153;CRIâ&#x20AC;? por sus siglas en inglĂŠs (Cuttings Re-Injection), una tecnologĂ­a de disposiciĂłn de desechos de perforaciĂłn idĂłnea para solventar los retos de la actividad de perforaciĂłn en una locaciĂłn remota, minimizando costos operacionales en contraste con sistemas de gestiĂłn de desechos de perforaciĂłn convencionales.

La reinyecciĂłn de cortes de perforaciĂłn consiste en varias etapas: inicia con la recepciĂłn de efluentes como ripios de perforaciĂłn, fluidos de perforaciĂłn descartados y agua de campamento; ĂŠstos son procesados aprovechando las fases lĂ­quidas como fluido matriz en la cual se incorporan sĂłlidos con tamaĂąos de partĂ­cula especĂ­ficos, obtenidos previamente de procesos de degradaciĂłn granulomĂŠtrica. El proceso continĂşa con la incorporaciĂłn de productos quĂ­micos para obtener una lechada de ripios de perforaciĂłn estable con propiedades reolĂłgicas que mantengan en suspensiĂłn dichos sĂłlidos.

Seguido, se dispone la lechada de ripios de perforaciĂłn al pozo inyector especĂ­ficamente diseĂąado para este fin a una formaciĂłn de admisiĂłn, a travĂŠs de la aplicaciĂłn de bombeo hidrĂĄulico de alta presiĂłn.

El sistema de reinyecciĂłn de cortes, diseĂąado de manera personalizada para el proyecto Tambococha se ha aplicado en la perforaciĂłn de 27 pozos hasta la presente fecha (Enero 2019), gestionado 729.444,3 BBL de desechos de manera efectiva y eficiente con cero descargas al ambiente, a travĂŠs de 185 secuencias de bombeo de lechada de ripios.

The drilling activity of oil production wells at ITT - Tambococha generates on average 28,050 BBL of liquid and solid effluents per well.

Special conditions of the ITT Block as: geographic location, accessibility, restricted logistics and environmental regulations applicable to the area, make the Reinjection of Cuttings â&#x20AC;&#x153;CRIâ&#x20AC;? for its acronym in English (Cuttings Re-Injection), a technology of disposal of drilling wastes ideal to solve the challenges of drilling activity in a remote location minimizing operational costs comparing with traditional drilling waste management systems.

The reinjection of drilling cuttings consists of several stages: it starts with the reception of effluents such as drilling solids, discarded fluids and red-fox water; these are processed using the liquid phases as a matrix fluid in which solids are added with specific particle sizes previously obtained from granulometric degradation processes. The process continues with the addition of chemical products to obtain a stable slurry of drilling solids with rheological properties that keep these solids in suspension. Next, the slurry of drilling solids is disposed to an intake formation through high pressure hydraulic pumping.

The system of reinjection of cuttings, designed in a personalized way for the Tambococha project has been applied in the drilling of 27 wells until January 2019, managed 729,444.3 BBL of waste effectively and efficiently and zero discharges into the environment, through 185 pumping sequences of slurry.

INTRODUCCIĂ&#x201C;N El desarrollo del campo petrolero ITT â&#x20AC;&#x201C; Ă rea Tambococha inicia en Enero de 2018, con el objetivo de la perforaciĂłn de pozos direccionales y horizontales en las plataformas Tambococha A y Tambocha D. Actualmente en las operaciones petroleras

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OPERACIÓN CRI El pozo TMBD-002 (primero en ser perforado

posterior al TMB-001 exploratorio), fue completado bajo diseño de pozo inyector en la formación Arenisca Napo T en los intervalos 5513” – 5563” TVD y con una capacidad aproximada entre 640.000 - 900.000 BBL para recibir lechada de ripios.

El proceso está sustentado en un Estudio de Factibilidad donde se evalúan formaciones candidatos para la disposición de ripios analizando parámetros de: porosidad, permeabilidad, sellos de contención natural, formulaciones de lechada ensayando diferentes concentraciones de materiales viscosificantes, concentración de sólidos óptima, factores de asentamiento y sedimentación considerando el diseño mecánico del pozo con una inclinación de 27º. Se analizó las mejores prácticas operacionales para definir parámetros de bombeo considerando caudal, presión en superficie, presión en fondo y tiempo de operación.

Al momento se ha dispuesto un volumen de lechada de ripios de 640.000 bbl producto de las operaciones simultáneas de los taladros de perforación CCDC 36 y CCDC 66.

En contraste con sistemas de disposición en superficie esta operación hubiese representado la construcción de 16 celdas de cortes de 15.000 bbl de capacidad evitando así la deforestación

PERFORACIÓN

de la Cuenca Oriente, la disposición de desechos de perforación son gestionados a través de Gestores Ambientales basados en las proximidades de los campos Sacha y Libertador, mediante la aplicación de transporte pesado (volquetas / carro tanques de vacío) constituyendo un alto costo operativo sin mencionar el costo intangible ante un riesgo ambiental de derrame durante la movilización. Posteriormente, los desechos son tratados y confinados en superficie en áreas dedicadas.

La tecnología de reinyección de cortes brinda soluciones definitivas de disposición de desechos, retornando ripios de perforación y fluidos a su lugar de origen, sin que representen un pasivo ambiental a futuro. Adicional como beneficios de su aplicabilidad se tiene: t Proceso no limitado por el tipo de desecho (base agua / base aceite). t Requiere un reducido espacio para la instalación de equipos < 600 m2, reduce la deforestación de áreas. t Alto costo beneficio (1 pozo inyector puede recibir desechos de múltiples operaciones simultaneas de perforación).

)LJXUD 9RO~PHQHV JHQHUDGRV HQ OD SHUIRUDFLyQ GH SR]RV 3ODWDIRUPDV $ \ ' 37

5HLQ\HFFLyQ GH FRUWHV SDUD OD GLVSRVLFLyQ GHÀQLWLYD GH GHVHFKRV JHQHUDGRV HQ OD perforación simultánea de pozos en áreas de alta sensibilidad Autores: Alejandro Bastidas (Petroamazonas EP), Armando Chancay (CCDC) y Enrique Chávez (Halliburton)

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PERFORACIÓN

de un área de 9.600 m2, uso de 4.770 viajes de volquetas para traslado de sólidos y el requerimiento adicional de tratamiento de agua industrial correspondiente a 400.000 bbl con el uso de 2.500 viajes de carro tanque de vacío. Es así, que la aplicación de sistemas de disposición convencional en superficie para un proyecto a largo plazo puede generar encarecimiento de la operación por altos costos de: adquisición de espacios dedicados para la disposición de sólidos, costos de transporte fluvial y terrestre, uso de maquinaria pesada y los costos por concepto de tratamiento y disposición en empresas de gestión de desechos.

RESULTADOS El sistema de Halliburton CRI aplicado en Tambococha ha gestionado los desechos de perforación de 27 pozos (13 en la plataforma D y 14 en la plataforma A) hasta el momento (Enero 2019) con los siguientes datos: RESUMEN MANEJO DE VOLÚMENES Máxima capacidad estimada (BBL)

900.000

7RWDO YROXPHQ OHFKDGD GLVSXHVWD (BBL)

639.798

Volumen disponible estimado en formación (BBL)

260.202

Porcentaje disponible en formación

28,9%

# de pozos inyectados

27

# de pozos para inyección estimados

10

)LJXUD 'HVFULSFLyQ GH ÁXLGRV GLVSXHVWRV

Adicional a los beneficios ambientales de la aplicación de CRI en el proyecto Tambococha también se identifica: facilidad de disposición de manera continua de desechos de operaciones simultáneas de 2 taladros de perforación, reducción de tiempos operativos al no requerir que los desechos sean evacuados fuera del bloque, mínimo requerimiento logístico entre locaciones. En términos económicos el sistema CRI ofrece una reducción alrededor de 53% menos de costos frente a sistemas de disposición convencional añadiendo valor agregado como buena práctica operacional en la perforación de pozos de petróleo.

COMPARATIVA COSTOS OPERACIONALES Sistema Tradicional

7DEOD 0DQHMR GH YRO~PHQHV SR]R 70%'

Sistema CRI

# Pozos

27

# Pozos

27

Tiempo de ejecución (meses)

10

Tiempo de ejecución (meses)

10

Relación Costo

A continuación se describe porcentualmente la composición de los desechos de perforación recibidos y los fluidos dispuestos al pozo TMBD-002:

)LJXUD 'HVFULSFLyQ GH GHVHFKRV UHFLELGRV

38

)LJXUD 'HVFULSFLyQ GH ÁXLGRV GLVSXHVWRV

2:1

&RPELQDFLyQ GH WHFQRORJtDV GH EURFDV 3'& SHUPLWH HVWDEOHFHU QXHYRV GLVHxRV GH UHYHVWLPLHQWR \ REWLHQH UpFRUG GH FRUULGD Autores: Marco Loaiza, FĂŠlix RamĂ­rez â&#x20AC;&#x201C; ENAP, Fernando Rosero, AndrĂŠs Gavilanes, Darwin Chamorro, Patricio Ulloa, David Meza, Alfonso Lagunaâ&#x20AC;&#x201C; Schlumberger del Ecuador S.A.

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CombinaciĂłn de tecnologĂ­as de brocas PDC permite ESTABLECERĂ?NUEVOSĂ?DISEĂ&#x201E;OSĂ?DEĂ?

REVESTIMIENTOĂ?YĂ?OBTIENEĂ?RÂźCORDĂ? de corrida RESUMEN La perforaciĂłn de pozos nuevos bajo los mayores estĂĄndares tĂŠcnicos y de seguridad es un desafĂ­o constante para ENAP Ecuador. La optimizaciĂłn del rendimiento de la perforaciĂłn en pozos con perfil tipo â&#x20AC;&#x153;Jâ&#x20AC;? a travĂŠs de formaciones duras y abrasivas de la cuenca Oriente como Chalcana, Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Basal Tena, Napo y HollĂ­n impulsan a las compaùías a desarrollar estrategias que incluyan la combinaciĂłn de innovadores diseĂąos de revestimiento y brocas PDC que aseguren ahorros significativos en el tiempo de perforaciĂłn.

ABSTRACT ENAP Ecuador is committed to drill wells with the highest technical and safety standards.

The aim is to optimize drilling performance in â&#x20AC;&#x153;Jâ&#x20AC;? profile wells when drilling through hard and abrasive formations in the Oriente basin such as: Chalcana, Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Napo y Hollin hence, ENAP Ecuador and Schlumberger del Ecuador developed strategies with the combination of innovative casing designs and PDC drill bits to guarantee significant savings in drilling time.

INTRODUCCIĂ&#x201C;N La campaĂąa de perforaciĂłn de ENAP Ecuador de los aĂąos 2016 y 2017 en los campos MDC e INCHI considerĂł diseĂąos de pozos â&#x20AC;&#x153;Robustos y Slimâ&#x20AC;?.

En el esquema de pozo Robusto se perforan 2 secciones, 16â&#x20AC;? y 12 Âźâ&#x20AC;?, teniendo el punto de asentamiento del revestidor superficial de 13 3/8â&#x20AC;? en el tope de la formaciĂłn Tiyuyacu. Posteriormente, en la secciĂłn de 12 Âźâ&#x20AC;? se tienen 2 corridas planeadas: la primera corrida atraviesa los conglomerados Superior e Inferior de Tiyuyacu, Tena y llega hasta Basal Tena. En la segunda corrida, se realiza un cambio de BHA y

LWD (Logging While Drilling) para alcanzar la profundidad total del pozo utilizando para esta secciĂłn un revestidor de producciĂłn de 9 5/8â&#x20AC;?.

En el caso del esquema de pozo Slim se perfora las secciones de 12 Âźâ&#x20AC;? y 8 ½â&#x20AC;?, los puntos de asentamiento de revestidor son similares a los del esquema de pozo Robusto.

El diseĂąo de pozo Robusto con perfil tipo â&#x20AC;&#x153;Jâ&#x20AC;? de 2 secciones representa una aplicaciĂłn desafiante en la perforaciĂłn debido a la secciĂłn de 12 Âźâ&#x20AC;? ya que esta representa un extenso intervalo de hueco abierto expuesto que incluye atravesar los 2 cuerpos conglomerĂĄticos de la formaciĂłn Tiyuyacu hasta llegar a la formaciĂłn HollĂ­n. El conglomerado es un cuerpo duro y altamente abrasivo con una compresibilidad (UCS) de entre 15,000 a 17,000 psi, que puede generar durante la perforaciĂłn un daĂąo prematuro en la estructura de corte en brocas convencionales de un compuesto policristalino de diamante (PDC) asociado a una baja tasa de penetraciĂłn (ROP), problemas de viaje durante la sacada del ensamblaje rotario de fondo a superficie o viceversa y problemas durante la bajada del revestidor 9 5/8â&#x20AC;? a fondo.

ENAP Ecuador en base a su experiencia de perforaciĂłn de pozos en los campos MDC e INCHI y en busca de mejorar los tiempos de perforaciĂłn, estableciĂł en conjunto con Schlumberger del Ecuador S.A. una estrategia de optimizaciĂłn con un nuevo diseĂąo de pozo de 2 secciones.

Esta estrategia incluye profundizar la secciĂłn de 16â&#x20AC;? y atravesar los cuerpos de conglomerado con un diseĂąo de broca PDC que pueda asegurar perforar no solo los intervalos de conglomerado sino tambiĂŠn mantener la estructura de corte en buenas condiciones hasta alcanzar el punto del revestidor 13 3/8â&#x20AC;?, reduciendo de esta forma el intervalo expuesto de la secciĂłn 12 Âźâ&#x20AC;? donde se encuentran los reservorios de interĂŠs.

PERFORACIĂ&#x201C;N

Autores: Marco Loaiza, FĂŠlix RamĂ­rez â&#x20AC;&#x201C; ENAP, Fernando Rosero, AndrĂŠs *DYLODQHV 'DUZLQ &KDPRUUR 3DWULFLR 8OORD 'DYLG 0H]D $OIRQVR /DJXQD² 6FKOXPEHUJHU GHO (FXDGRU 6 $ Fecha recepciĂłn: 27 de febrero de 2019 Fecha aprobaciĂłn: 07 de marzo de 2019 Palabras Clave: DiseĂąo de revestidor, StingBlade, AxeBlade, FireStorm, Brocas PDC, Campo MDC, Campo INCHI, conglomerado, optimizar rendimiento de la perforaciĂłn, ahorros de tiempo de perforaciĂłn Keywords: Casing design, StingBlade, AxeBlade, FireStorm, PDC drill Bit, MDC Field, INCHI Field, Conglomerate, optimize drilling performance

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PERFORACIÓN

La solución vino por el innovador diseño de la broca PDC XZ416, con tecnología híbrida AxeBlade-StingBlade-FireStorm. En retrospectiva, podemos constatar que resultaba imposible atravesar los conglomerados en la sección de 16”, hoy en día este reto es una realidad gracias a la aplicación de la nueva tecnología de elementos de cortes AxeBlade, StingBlade y FireStorm.

En base a las necesidades del cliente y aplicando tecnología y procesos de punta el equipo técnico de la línea de producto Bits & Drilling Tools de Schlumberger desarrolló un innovador diseño de broca de perforación utilizando la plataforma integrada de análisis y diseño dinámico IDEAS®; determinando la ubicación estratégica de los cortadores PDC (FireStorm), cortadores en forma de acha (Axe) y elementos cónicos de diamante (Stinger) con el objetivo de perforar más rápido las formaciones Blandas (Chalcana) e incrementar la durabilidad de la estructura de corte en formaciones duras y abrasivas (Conglomerado-Tiyuyacu).

PROCESO DE EJECUCIÓN Diseño híbrido combinando tecnologías AxeBlade – StingBlade – FireStorm Para el nuevo diseño de esta broca se establecieron 4 factores determinantes: a. Direccionabilidad: capacidad que posee la broca para responder a las necesidades direccionales. b. Estabilidad: característica de la broca para mantener adecuada sinergia con el BHA mostrando mínimas vibraciones. c. Durabilidad: capacidad para mantener la integridad de la estructura de corte durante la corrida. d. Rata de Penetración (ROP): rendimiento de avance durante la perforación.

Diseño de la estructura de corte Estructura de corte agresiva de 4 aletas y cortador de 16 mm de diámetro para incrementar ROP, implementación de cortadores PDC resistentes al impacto y abrasión “FireStorm” y forma de acha “Axe” en la estructura de corte primaria y elementos cónicos de diamante “Stingers” de respaldo con el objetivo de incrementar la durabilidad en la estructura de corte durante la perforación de formaciones duras y abrasivas.

Stinger

Axe

Diseño Gauge Pad La Tecnología StingBlade – AxeBlade FireStorm permitió realizar un único diseño disminuyendo de 5 a 4 aletas y aumentando a un total de 6 puntos de contacto o Gauge Pads para estabilidad, capaz de ofrecer respuesta direccional en la fase de mayor construcción de ángulo de inclinación del pozo.

Gauge Pad 6

Gauge Pad 5

Gauge Pad 1

Gauge Pad 4

Gauge Pad 2

)LJXUD 'LVHxR &XHUSR GH 0DWUL] H +LGUiXOLFD GH OD EURFD 3'& ;= 40

FireStorm

Gauge Pad 3

&RPELQDFLyQ GH WHFQRORJtDV GH EURFDV 3'& SHUPLWH HVWDEOHFHU QXHYRV GLVHxRV GH UHYHVWLPLHQWR \ REWLHQH UpFRUG GH FRUULGD Autores: Marco Loaiza, FĂŠlix RamĂ­rez â&#x20AC;&#x201C; ENAP, Fernando Rosero, AndrĂŠs Gavilanes, Darwin Chamorro, Patricio Ulloa, David Meza, Alfonso Lagunaâ&#x20AC;&#x201C; Schlumberger del Ecuador S.A.

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DiseĂąo Final AxeBlade â&#x20AC;&#x201C; StingBlade FireStorm Una nueva estructura de corte agresiva para arcilla y resistente para conglomerados XZ416 con 4 aletas, cuerpo de matriz y 6 Gauge Pads fue creada con base al Software IDEASÂŽ para su aplicaciĂłn en la cuenca oriente del Ecuador teniendo capacidad de perforar las formaciones Chalcana, Orteguaza y Tiyuyacu, ver Figura 2.

RESULTADOS La primera prueba del diseĂąo AxeBlade â&#x20AC;&#x201C; StingBlade - FireStorm fue empleada en la perforaciĂłn de un pozo direccional tipo â&#x20AC;&#x153;Jâ&#x20AC;? del campo INCHI estableciendo el RECORD de la corrida mĂĄs larga de la historia en Ecuador atravesando las formaciones Chalcana, Orteguaza, Tiyuyacu

hasta el tope de la formaciĂłn Tena. La broca perforĂł 8.418 pies en una sola corrida, lo que significĂł un incremento del 41% en comparaciĂłn al promedio de los pozos cercanos de campo en la secciĂłn de 16â&#x20AC;?. La broca perforĂł un total de 665 ft de conglomerado con un mĂ­nimo desgaste en la estructura de corte 1-1-CT-NG-X-I-NO-TD, ver Figura 3.

AdemĂĄs, la broca construyĂł el pozo a un DLS: 1,4 Deg / 100ft hasta alcanzar una tangente de 31 grados segĂşn el plan direccional mostrando buena direccionabilidad, estabilidad y alto ROP en la formaciĂłn Chalcana, ver Figura 4.

Con el ĂŠxito de la primera prueba de la broca PDC XZ416 en el Campo INCHI se realizĂł la implementaciĂłn en el campo MDC, estableciendo excelentes resultados en rendimiento de la perforaciĂłn, perforando un pozo RĂ&#x2030;CORD con perfil â&#x20AC;&#x153;Jâ&#x20AC;? con una mĂĄxima inclinaciĂłn de 36 grados que representa el pozo MĂ S RĂ PIDO en el campo dando como resultado una reducciĂłn de 4,7 dĂ­as de perforaciĂłn comparado al tiempo planificado (AFE) (Ver Figura 5), aunado a lo descrito anteriormente se logrĂł reducir 1,79

Modelo PDC convencional SDI519MHBPX

PERFORACIĂ&#x201C;N

DiseĂąo Cuerpo de Matriz e HidrĂĄulica Este diseĂąo presenta un cuerpo en forma de bala obteniendo un mejoramiento de hidrĂĄulica con una configuraciĂłn de 9 boquillas para mitigar los riegos de embolamiento e ideal para zonas de arcillas plĂĄsticas en la formaciĂłn Chalcana, ver Figura 1.

AxeBlade -StingBlade-FireStorm XZ416

)LJXUD 'HVDUUROOR GH QXHYD 7HFQRORJtD HQ EURFDV 3'& GH Âľ (FXDGRU

)LJXUD ,QWHUYDOR 3HUIRUDGR HQ &DPSR ,1&+, 6HFFLyQ Âľ 41

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PERFORACIÓN

)LJXUD $QiOLVLV GH 5HQGLPLHQWR 523 \ GLUHFFLRQDELOLGDG GH OD EURFD ;= HQ ORV SULPHURV IW

días en relación al promedio de pozos perfil tipo “J ”perforado con el diseño antiguo de revestidor 13 3/8”. Mostrando así la efectividad en el diseño y desempeño de la broca PDC XZ416 de Schlumberger.

AGRADECIMIENTOS Los autores agradecemos a las empresas ENAP Ecuador y Schlumberger del Ecuador S.A

)LJXUD &XUYD SODQHDGD YV UHDO FDPSR 0'&

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y en especial a sus respectivos Gerentes Generales: Diego Díaz de ENAP Ecuador y Carlos Sarmiento de Schlumberger del Ecuador S.A por el apoyo a esta iniciativa de innovación tecnológica que, combinada con la sinergia y buen desempeño de los equipos de trabajo, determinaron un resultado de excelencia en la ejecución de este proyecto.

/D WHFQRORJtD FRPR KHUUDPLHQWD GH HĂ&#x20AC;FLHQFLD LPSOHPHQWDFLyQ GH OD DSOLFDFLyQ &352: Data Logger en OCP Ecuador S. A. Autora: Mary Ivonne Vinocuna MacĂ­as

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,AĂ?TECNOLOGĂ&#x20AC;AĂ?COMOĂ?HERRAMIENTAĂ?

DEĂ?ElCIENCIA Ă?IMPLEMENTACIĂ&#x2026;NĂ? de la aplicaciĂłn CPROW Data Logger en OCP Ecuador S. A. Autora: Mary Ivonne Vinocuna MacĂ­as OCP Ecuador provee el servicio de transporte de crudo desde el bosque amazĂłnico ecuatoriano hasta el OcĂŠano PacĂ­fico, cruzando los Andes (punto mĂĄs alto a 4060 msnm). A lo largo de la ruta, el personal de OCP recorre el trayecto por donde estĂĄ enterrada la tuberĂ­a, denominado Derecho de VĂ­a (DDV) en el cual, se llevan a cabo inspecciones preventivas, evaluaciones periĂłdicas especĂ­ficas de ingenierĂ­a, entre otros, todos con el fin de reportar actividades, situaciones o eventos de conflicto o daĂąo potencial del oleoducto de manera oportuna y preventiva permitiendo mantener una operaciĂłn segura.

Para facilitar este proceso, OCP ha diseĂąado una nueva herramienta para el levantamiento de esta informaciĂłn en campo, cuya interfaz integra, ademĂĄs, la toma de potenciales de protecciĂłn catĂłdica en el derecho de vĂ­a, estaciones y offshore. La estructura actual permite visualizar la totalidad del oleoducto sobre una fotografĂ­a aĂŠrea de alta resoluciĂłn, navegar sobre la cartografĂ­a existente y enviar correos de reportes, contribuyendo asĂ­ a la optimizaciĂłn de tiempos y mejora en la productividad del personal.

ABSTRACT OCP provides the service of transporting crude oil from the Ecuadorian Amazon forest to the Pacific Ocean, through the Andes Mountains (highest point at 4060 meters above sea level).

OCP personnel travels following the trajectory of the pipeline buried in the soil, which is called Right of Way (ROW). Preventive inspections

and periodic specific engineering evaluations, among others, are carried out for the purpose of reporting activities, situations or problems, or detecting potential damages to the oil pipeline, which allows maintaining a safe operation.

To facilitate this process, OCP has designed a new tool for the collection of field data, whose interface also includes the taking of potentials at the right of way, stations and offshore. The current structure allows the entire oil pipeline to be viewed in a high-resolution aerial photograph, navigating on existing cartography and sending e-mails with reports, thus contributing to the optimization and improvement of personnel times and productivity.

INTRODUCCIĂ&#x201C;N OCP Ecuador, empresa privada, brinda el servicio de transporte de crudo pesado y liviano a lo largo de 485 km. El sistema del oleoducto se localiza en el sector norte del Ecuador y su ruta comienza al Este del paĂ­s dentro de la regiĂłn amazĂłnica, en SucumbĂ­os. Se extiende a travĂŠs de la Cordillera de los Andes alcanzando los 4060 msnm y finaliza en la zona costera ecuatoriana de Esmeraldas. En su recorrido cruza 4 provincias (SucumbĂ­os, Napo, Pichincha y Esmeraldas), 11 cantones y 33 parroquias. OCP Ecuador iniciĂł su operaciĂłn en noviembre de 2003 con una capacidad para transportar hasta 450.000 barriles diarios y hasta la fecha ha transportado mĂĄs de 800 millones de barriles de crudo por su oleoducto, de los cuales, mĂĄs de 15 millones provienen de Colombia, lo que ha

Fecha recepciĂłn: 19 de febrero de 2019 Fecha aprobaciĂłn: 07 de marzo de 2019 Palabras clave: TecnologĂ­a, aplicaciones mĂłviles, APP, sistema de informaciĂłn geogrĂĄfica, derecho de vĂ­a, eficiencia, OCP Ecuador, seguridad, protecciĂłn catĂłdica.

Keywords: Technology, mobile applications, APP, geographic information system, right of way, efficiency, OCP Ecuador, security, cathodic protection.

Mary Ivonne Vinocuna: Ingeniera GeĂłgrafa y del Medio Ambiente especializada en Sistemas de InforPDFLyQ *HRJUiĂ&#x20AC;FD 6,*

graduada en la Escuela PolitĂŠcnica del EjĂŠrcito.

Cuenta con 14 aĂąos de experiencia en temas de LQJHQLHUtD JHRJUiĂ&#x20AC;FD GH ORV FXDOHV VH KD GHVHPpeĂąado como Especialista SIG en OCP Ecuador, lo que OH KD SHUPLWLGR IXVLRQDU ODV bondades de la geomĂĄtica FRQ HO PXQGR KLGURFDUEXrĂ­fero.

TRANSPORTE

RESUMEN

)LJXUD 3HUĂ&#x20AC;O GHO ROHRGXFWR GH FUXGRV SHVDGRV 43

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permitido afianzar la integración hidrocarburífera regional.

OCP Ecuador ha velado siempre por mantener una operación confiable y segura para lo cual desarrolla planes de prevención muy exigentes que le permiten proteger la integridad del oleoducto y su franja de derecho de vía. Para esto cuenta en su estructura organizacional con un área encargada de la inspección y mantenimiento del Derecho de Vía (DDV) cuyos objetivos principales son: t Mantener la estabilidad geotécnica del derecho de vía. t Mantener la relación de buena vecindad con propietarios y comunidades. t Monitorear y controlar construcciones civiles e industriales en el DDV. t Evitar la ocurrencia de accidentes y protección al ambiente.

TRANSPORTE

Para el cumplimiento de estos objetivos, el personal del DDV realiza actividades en campo enfocadas a las inspecciones de rutina, seguimiento a los mantenimientos predictivos y preventivos y toma de potenciales para verificación del estado de la protección catódica del oleoducto. Todas estas tareas de levantamiento de información in situ se llevan a cabo a través de una aplicación móvil en ambiente SIG (Sistema de Información Geográfica).

Esta aplicación ha sido usada por el personal de Inspección del DDV durante aproximadamente 7 años. Sin embargo, el mundo tecnológico tan cambiante, hizo que con el tiempo esta aplicación entre en obsolescencia, lo que

)LJXUD /yJLFD )XQFLRQDO GH la APP CPROW 44

generó la necesidad de migrar los equipos y la aplicación a nuevas tecnologías. Actualmente, OCP Ecuador cuenta con una nueva plataforma tecnológica para recopilación de información en campo diseñada a la medida, en la cual se ha mejorado la visualización facilitando la navegación, incluido nuevas funcionalidades más robustas y modernas, mejorado e incorporado nueva información cartográfica, entre otras características, que mejorando la calidad de información para la toma de decisiones en campo.

LÓGICA FUNCIONAL DE LA APP CPROW La nueva APP funciona bajo la siguiente lógica: 1. El personal captura información en campo usando el dispositivo móvil.

2. El dispositivo almacena los datos recolectados en campo que han cumplido las validaciones durante la captura de registros de inspección del derecho de vía y toma de potenciales.

3. Se conecta a la Intranet de OCP desde estaciones, bases o válvulas en campo.

4. El dispositivo móvil, a través de la aplicación, se conecta a los servicios web publicados en ArcGIS Enterprise para actualizar los datos de manera bidireccional.

5. Los datos son descargados en la base de datos provisional (Stage Geodatabase).

6. Internamente, el sistema sincroniza la información entre la Geodatabase Stage y la Geodatabase de Producción.

7. Finalmente, el personal sincroniza las fotos tomadas en campo y se almacenan en el servidor correspondiente.

/D WHFQRORJtD FRPR KHUUDPLHQWD GH HÀFLHQFLD LPSOHPHQWDFLyQ GH OD DSOLFDFLyQ &352: Data Logger en OCP Ecuador S. A. Autora: Mary Ivonne Vinocuna Macías

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Para el bosquejo de la APP CPROW se utilizaron tendencias nuevas de diseño acoplado totalmente a la experiencia del usuario, privilegiando la ergonomía en campo, las necesidades actuales de los usuarios y los objetivos del negocio.

Nueva interfaz La capacidad de memoria y resolución de los dispositivos móviles, permite que los usuarios puedan visualizar todo el sistema del oleoducto, desde la Estación Amazonas en Lago Agrio hasta las monoboyas en Esmeraldas.

Adicional a la información cartográfica de las instalaciones de OCP, el personal de campo

cuenta con información topográfica del Instituto Geográfico Militar de la cartografía nacional a escala 1:50.000 y con una fotografía aérea de fondo de alta resolución (10cm./pixel), todo esto bajo un mismo ambiente.

Nuevos botones de control La APP CPROW implementó nuevos formatos de formularios para edición e ingreso de información más amigable a través de los cuales se puede incluir texto alfa-numérico, fechas y fotos con un diseño de interfaz orientado a minimizar la digitación por parte del usuario, permitiendo que la toma del dato sea más rápida y sencilla.

Figura 3. Vista general de la LQWHUID] GH QDYHJDFLyQ GH OD APP CPROW

Figura 4. Vista ampliada del oleoducto con foto aérea y FDUWRJUDItD

TRANSPORTE

CARACTERÍSTICAS RELEVANTES

Figura 5. Formulario para ingreso de datos HQ FUXFHV FRQ YtDV SULQFLSDOHV 45

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El control de menú expandible permite que las opciones a ser utilizadas, una vez seleccionadas, se retraigan haciendo que el área de mapa quede despejada para mantener una visibilidad más “limpia” del sitio inspeccionado. Por otro lado, la funcionalidad táctil de los dispositivos móviles hace que los controles de fecha y paginación para imágenes sean moldeables para el usuario.

NUEVOS MÓDULOS Protección Catódica Al módulo de inspección del derecho de vía, se incorporó el módulo de toma de potenciales de protección catódica a lo largo del oleoducto principal, oleoducto onshore, estaciones,

instalaciones offshore y rectificadores. En campo, a través de una simbología semaforizada, el usuario puede inferir en una primera instancia si el valor levantado se encuentra dentro o fuera de criterios basados en NACE SP-0169.

Posteriormente, esta información es analizada en oficina por el especialista de corrosión a través de tableros de control.

Control de Acceso A fin de mejorar la calidad de los datos, se han incorporado controles de acceso a la base de datos definitiva. Con esto, todo registro que cuente con información incorrecta, incompleta o filtrada según reglas del negocio, será descartado y almacenado como histórico en un LOG de respaldo dentro de una base de datos local.

TRANSPORTE

)LJXUD 9LVXDOL]DFLyQ GH GRV PHQ~V UHWUiFWLOHV HQ HO DPELHQWH GH QDYHJDFLyQ

)LJXUD /HYDQWDPLHQWR GH SRWHQFLDOHV HQ HVWDFLRQHV FRQ IRUPXODFLyQ GH LQJUHVR GH LQIRUPDFLyQ 46

/D WHFQRORJtD FRPR KHUUDPLHQWD GH HĂ&#x20AC;FLHQFLD LPSOHPHQWDFLyQ GH OD DSOLFDFLyQ &352: Data Logger en OCP Ecuador S. A. Autora: Mary Ivonne Vinocuna MacĂ­as

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Matriz de envĂ­o de correo y Reporte Diario Se implementĂł una funcionalidad a travĂŠs de la cual los usuarios, antes de sincronizar los datos levantados en campo durante su jornada de trabajo desde el dispositivo mĂłvil hacia la base de datos de producciĂłn, podrĂĄn escoger quĂŠ registros desean enviar en el correo â&#x20AC;&#x153;Reporte Diario de InspecciĂłnâ&#x20AC;?. Toda la informaciĂłn es enviada a la base de datos de producciĂłn, indistintamente a si fue escogida para armar el correo del reporte diario o no.

BENEFICIOS Estabilidad y escalabilidad El ser una aplicaciĂłn nativa, es decir, que ha sido desarrollada y creada en un entorno especĂ­fico, hace que su funcionamiento sea estable, intuitiva al usuario y pueda ser usada sin necesidad de conexiĂłn a Internet para su funcionamiento en campo. Por otro lado, su estructura modular la hace adaptable en el tiempo, por lo que brinda la posibilidad de incorporar a su interfaz de trabajo nuevas soluciones a diferentes necesidades o requerimientos de la empresa.

Control de Calidad en campo La nueva interfaz, formularios y botones de control han sido orientados a minimizar la manipulaciĂłn de la data recopilada en campo, a estandarizar la informaciĂłn desde la toma a travĂŠs del uso de listas desplegables de selecciĂłn y a definir criterios de validaciĂłn mediante la implementaciĂłn de coberturas cartogrĂĄficas cuya semaforizaciĂłn cambia en funciĂłn a los valores ingresados.

Integridad y trazabilidad de la data Su mĂłdulo de control de acceso impide el ingreso de informaciĂłn a la base definitiva sin ser depurada y creada un LOG de referencia en la base Stage. Todo registro que sea descartado por informaciĂłn incorrecta, incompleta o filtrada segĂşn las reglas del negocio, serĂĄ almacenado en un LOG de respaldo. AdemĂĄs, los ingresos de usuario, la temporalidad de sus sincronizaciones y sus trayectorias georreferencias tambiĂŠn tienen un registro de LOG. Mejora en la productividad La sincronizaciĂłn de la informaciĂłn desde los dispositivos mĂłviles hacia las bases de datos

TRANSPORTE

)LJXUD (VWUXFWXUD JHQHUDO GH XQ FRUUHR GH VLQFURQL]DFLyQ

Figura 9. Estructura general de un correo de Reporte Diario 47

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dejó de ser una actividad a realizarse exclusivamente en una oficina, ahora se pueden ejecutar desde cualquier facilidad que cuente con puntos de acceso a la red corporativa. Por otro lado, la incorporación de un módulo de reportería permite al usuario “armar” y crear fácilmente el reporte de inspección diaria, seleccionando entre todas las observaciones levantadas en campo, las que formarán parte de su informe. Estas soluciones han logrado disminuir tiempos administrativos en un 40% (aproximadamente una hora y media diaria por inspector).

Esta implementación tecnológica es muestra de que la empresa está en constante búsqueda de mejoras, pero además, de que la tecnología permite optimizar tiempos, mejorar la gestión de las empresas y así convertirse en una herramienta que ayuda a ser más eficientes.

REFERENCIAS t OCPE-L-GP-20116 Inspección y Mantenimiento del Derecho de Vía, 2007. t OCP ECUADOR S.A. en colaboración con GEOINT S.A., Desarrollo de actualización de la aplicación móvil del derecho de vía y protección catódica., 2018. t OCP, Manual de Usuario de CPRow Datalogger, 2018. t Norma NACE SP0169-2013, “Control de la corrosión externa en sistemas de tuberías metálicas enterradas o sumergidas”

7pFQLFDV SDUD OD JHVWLyQ GH H[SHFWDWLYDV FRQ ORV DFWRUHV sociales: compromisos y respuestas de la empresa Autor: Darwin Vega

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Técnicas para la gestión de EXPECTATIVASÏCONÏLOSÏACTORESÏ sociales: compromisos y respuestas de la empresa Autor: Darwin Vega Manejar las expectativas de los grupos de interés significa que el alcance del cambio, las modificaciones de diseño o los beneficios adicionales tienen que ser completamente transparentes. De otra manera, las personas podrían pedir apoyo para actividades que se encuentran fuera del alcance del proyecto.

Gestionar las expectativas de los diversos actores sociales implica desarrollar acciones, que se dan en los espacios de participación ciudadana y en las instancias de diálogo.

Dependiendo del tipo de proyecto y del contexto local, podría haber un número casi infinito de expectativas de las comunidades. Además, las partes interesadas dentro del contexto de un proyecto no son homogéneas. Diferentes grupos pueden tener diversas preocupaciones y estas pueden cambiar a lo largo del tiempo. Incluso cuando las autoridades del proyecto creen estar familiarizadas con el contexto local y los probables impactos del proyecto, es probable que las partes interesadas tengan conocimiento de problemas en los que las autoridades del proyecto no habían pensado, y los planteen.

Por ello hay que tener en cuentas todos los aspectos que ayudarán a gestionar las expectativas.

SUMMARY Managing stakeholder expectations means that the scope of change, design modifications or additional benefits have to be completely transparent. Otherwise, people could ask for support for activities that are outside the scope of the project.

Managing the expectations of the various social actors involves developing actions, which take place in the spaces for citizen participation and in the instances of dialogue.

Depending on the type of project and local context, there could be an almost infinite number of community expectations. In addition, stakeholders within the context of a

project are not homogeneous. Different groups may have different concerns and these concerns may change over time. Even when the project authorities believe they are familiar with the local context and the likely impacts of the project, stakeholders are likely to be aware of problems that the project authorities had not thought about, and to raise them.

Therefore, all aspects that will help to manage expectations must be taken.

INTRODUCCIÓN Cuando a una población llegan trabajos de actividades hidrocarburíferas, las expectativas que genera son muchas y diversas, en los actores sociales. Autoridades, dirigentes y la población en general imagina trabajo a largo plazo, desarrollo local, mejora de la economía, entre otras.

Muchas de éstas expectativas se generan en las comunidades porque la información inicial entregada es mínima o no fue entendida o simplemente no se informó.

Actualmente, las actividades hidrocarburíferas obliga que las empresas operadoras identifiquen, entiendan y manejen mejor las expectativas que los actores sociales se plantean.

Las empresas deben partir preguntándose ¿Qué espera la comunidad de la empresa?, y a partir de ello generar herramientas que permitan el diálogo para poder determinar cuáles son las expectativas de la gente y canalizar de buena manera llevándolas a la realidad.

Antes de iniciar un proceso de consultas con los actores sociales, es recomendable pensar en quiénes deben ser consultados, sobre qué temas y con qué propósito. Obtener respuestas claras a estas preguntas desde un comienzo puede ahorrar tiempo, reducir los costos y ayudar a controlar las expectativas.

Al formular sus estrategias para relacionarse con los actores sociales, las empresas deberían tener en cuenta las necesidades de sus respectivos proyectos.

Fecha recepción: 12 de febrero de 2019 Fecha aprobación: 07 de marzo de 2019 Palabras clave: Gestión de expectativas, Actores sociales, Procesos de socialización, Participación ciudadana, Comunidad e Impactos sociales.

Keywords: Management of expectations, Social actors, Socialization processes, Citizen participation, Community, Social impacts.

Darwin Vega: Licenciado en Biología y Química, Doctor en Biología, Master en Medio Ambiente y Master en Gestión y Desarrollo Social.

Coordinador de Desarrollo Social en TECPETROL S.A. Con 18 años de experiencia en temas sociales, medio ambiente y seguridad.

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RESUMEN

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GESTIÓN DE LAS EXPECTATIVAS DE LOS DIVERSOS ACTORES SOCIALES

Oficina de atención al público.

Gestionar las expectativas de los diversos actores sociales implica desarrollar la siguiente secuencia de acciones:

Procedimiento para recepción.

Número telefónico para atender consultas.

Conocer y analizar

Mecanismos de alerta ciudadana.

Dar seguimiento

Registrar Expectativas

Registrar respuestas

Dar respuesta

)LJ 6HFXHQFLD GH SDVRV SDUD OD JHVWLyQ GH H[SHFtativas

1. Conocer y analizar las expectativas e intereses.

Se logra a través de la participación, diálogo y consultas previas.

2. Mantener un registro actualizado de expectativas e intereses que la comunidad formula. Se logra con la recepción de solicitudes, recomendaciones y quejas, así como en las instancias formales de diálogo.

3. Dar respuesta a las expectativas expresadas. Se deben realizar de forma sistemática y formal.

4. Llevar un registro de las respuestas entregadas, tanto escritos como verbales.

5. Realizar el seguimiento de los compromisos asumidos.

6. Solicitar, en lo posible la verificación externa del cumplimiento de compromisos por terceras partes legitimadas. Esta verificación puede ser realizada por consultores especializados, como también por organizaciones de la sociedad civil u ONG’s que gocen de amplia credibilidad y legitimidad en las comunidades.

CANALIZANDO LAS EXPECTATIVAS

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Los espacios de participación ciudadana y las instancias de diálogo, son la herramienta más importrante en la canalización de expectativas, sin embargo existen otros mecanismo con los que puede contar la empresa para canalizar las expectativas: 50

)LJ 0HFDQLVPRV SDUD FDQDOL]DU H[SHFWDWLYDV

a. Oficina de atención al público para recibir los requerimientos. Esta atenderá con periodicidad y en el lugar y horarios que determine la empresa, lo que cumplirá con regularidad y serán informados a las comunidades. b. Procedimientos para recepción por escrito de solicitudes, reclamos o sugerencias de los miembros de la comunidad. La comunidad deberá estar enterada de que existe un procedimiento. c. Número telefónico para atender consultas y reclamos de las comunidades, especialmente en situaciones de emergencia. En sitios remotos puede ser el número telefónico del personal encargado del relacionamiento comunitario. d. Sistemas de alerta y respuestas tempranas, para accionar sistemas de coordinación interna en respuesta a situaciones de emergencia o crisis planteadas por la comunidad.

REGISTRO Y ANÁLISIS Una vez que las comunidades y/o actores sociales realicen sus planteamientos, la empresa debe gestionarlos y podrá usar los siguientes mecanismos. La empresa deberá llevar un registro de las siguientes temas:

Registro de solicitudes

Registro de proyectos de inversión social.

Registro de reclamos y quejas.

Registro de sugerencias y opiniones.

)LJ 5HJLVWUR GH ORV WHPDV H[SXHVWRV SRU ORV DFWRUHV VRFLDOHV

7pFQLFDV SDUD OD JHVWLyQ GH H[SHFWDWLYDV FRQ ORV DFWRUHV sociales: compromisos y respuestas de la empresa Autor: Darwin Vega

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RESPUESTA A LOS ACTORES SOCIALES La empresa contarĂĄ con procedimientos para responder formalmente a los requerimientos y consultas planteadas por sus grupos de interĂŠs.

En particular, cumplirĂĄ con las siguientes funciones: a. ResponderĂĄ por escrito a la totalidad de las solicitudes de donaciones, auspicios, participaciĂłn en proyectos comunitarios y alianza, y otros requerimientos formulados por los pĂşblicos de interĂŠs, fundamentando su respuesta. Estas respuestas constituyen una oportunidad para difundir los ejes de inversiĂłn social priorizados por la empresa y comunicar aspectos relevantes de sus proyectos en la comunidad. b. InformarĂĄ en forma directa y a travĂŠs de sus medios de difusiĂłn (si los tuviere) de los compromisos voluntarios asumidos con las comunidades, asĂ­ como el cumplimiento de los mismos. c. DarĂĄ respuesta oficial sobre la posiciĂłn de la empresa en relaciĂłn a reclamos o quejas formuladas por la comunidad. d. ComunicarĂĄ a travĂŠs de diferentes conductos y medios la forma en que ha incorporado las opiniones, sugerencias y demandas de la comunidad en el proceso de toma de decisiones.

GESTIĂ&#x201C;N DE EXPECTATIVAS ANTES DE INICIAR UN PROYECTO Para establecer una relaciĂłn con la comunidad y otros actores sociales se requiere tiempo.

Los aspectos de confianza mutua y respeto se logran a travĂŠs de una larga relaciĂłn.

En determinadas ocasiones las empresas consideran que mantener un relacionamiento con las comunidades es muy prematuro realizarlas antes del inicio de un proyecto porque aĂşn no tiene todas las respuestas o estĂĄ preocupada de no crear mayores expectativas. En realidad, lo mĂĄs probable es que la gente ya tenga grandes expectativas de una u otra forma y que estĂŠn comenzando a circular especulaciones acerca del proyecto y la empresa.

Antes de iniciar al proceso de relacionamiento con los grupos de interĂŠs de un proyecto, es importante tener en claro el tipo de proyecto, el alcance del mismo, el tiempo que va a durar, la mano de obra que se va a contratar, los impactos que va a originar; por eso se deben tener en cuenta cada una de sus etapas prĂĄcticas para no olvidar los elementos que juegan un papel importante en su desarrollo: Etapa de planeaciĂłn Â&#x2021; &RQRFLPLHQWR GHO iUHD GH LQĂ XHQFLD GLUHFWD GHO proyecto. Â&#x2021; ,GHQWLĂ&#x20AC;FDFLyQ \ DQiOLVLV GH ULHVJRV VRFLDOHV ambientales del entorno. Â&#x2021; 'LVHxDU \ XWLOL]DU HO PDSD GH DFWRUHV \ GHĂ&#x20AC;QLFLyQ de actores relevantes. Â&#x2021; AnĂĄlisis de informaciĂłn secundaria existente. Â&#x2021; Convocatorias efectivas y comunicaciĂłn con actores involucrados. Â&#x2021; PreparaciĂłn del plan logĂ­stico, donde se realizarĂĄ la socializaciĂłn. Â&#x2021; PreparaciĂłn de los contenidos a socializar.

Etapa de implementaciĂłn Â&#x2021; Tener clara la representatividad de los actores presentes. Â&#x2021; ElaboraciĂłn de mapa social de todo el entorno. Â&#x2021; 'HVDUUROOR GH WDOOHU GH LGHQWLĂ&#x20AC;FDFLyQ GH LPSDFWRV \ propuestas de medidas de manejo. %TAPAĂ?DEĂ?VALIDACIĂ&#x2026;N Â&#x2021; 9HULĂ&#x20AC;FDFLyQ GH SUHVHQFLD \ SDUWLFLSDFLyQ de representantes y lĂ­deres comunitarios e institucionales. Â&#x2021; $SOLFDFLyQ GH LQGLFDGRUHV GH HĂ&#x20AC;FLHQFLD \ HĂ&#x20AC;FDFLD para evaluar el encuentro. Â&#x2021; EvaluaciĂłn de la efectividad del proceso de socializaciĂłn realizado.

La recopilaciĂłn y registro de la informaciĂłn preliminar es recomendada en los procesos de gestiĂłn de expectativas, con el fin de mejorar la comprensiĂłn de territorios y optimizar los beneficios de los actores sociales.

No es recomendable llegar a una comunidad sin haber realizado un estudio previo de la zona, en referencia a sus dinĂĄmicas culturales y organizaciĂłn local.

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a. Solicitudes de donaciones en dinero y especies, asĂ­ como de auspicios y patrocinios por parte de organizaciones e instituciones locales. b. Proyectos de inversiĂłn social o de alianzas presentados por los miembros de la comunidad a la empresa. c. Reclamos y quejas planteados por las comunidades. d. Expectativas, sugerencias y opiniones planteadas por las comunidades.

La empresa analizarĂĄ todos los antecedes por los que se dio el pedido, reclamo o queja y dentro de la gestiĂłn de Relaciones Comunitarias deberĂĄ tomar una decisiĂłn y comunicar a tiempo la misma.

En lĂ­nea con sus polĂ­ticas y prioridades estratĂŠgicas, resolverĂĄ cĂłmo responder a los intereses planteados por los pĂşblicos de interĂŠs, y quĂŠ compromisos voluntarios asumirĂĄ a partir de los antecedentes y solicitudes recibidos.

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COMUNICACIÓN CON ACTORES SOCIALES Conviene aprovechar los primeros contactos con los actores sociales para predecir posibles problemas y riesgos y ayudar a proponer ideas y soluciones alternativas a las cuestiones iniciales referidas al diseño del proyecto.

Los procesos de socialización deben involucrar a todas las comunidades en cuyos predios o sectores de interacción se generen impactos significativos, a partir de las actividades inherentes al proyecto.

Para evitar que en la población se generen altas expectativas, la información que se dé a los actores sociales debe ser clara; tipo de proyecto, duración, número exacto de mano de obra que participará en el proyecto, local y no local, además los perfiles de la mano de obra calificada.

Ante la fuerte presión que supone poner en marcha un proyecto, el establecimiento de relaciones con los actores sociales en circunstancias en que no pareciera haber ninguna necesidad urgente de hacerlo puede considerarse un aspecto poco prioritario y una manera no muy eficaz de utilizar tiempo y recursos escasos. Sin embargo, si llega a surgir un conflicto o una crisis y no se han establecido relaciones y canales de comunicación, el proyecto queda inmediatamente en desventaja al intentar controlar la situación.

Para establecer y mantener buenas relaciones hay que pensar en el largo plazo. Las empresas que adoptan una perspectiva de este tipo suelen tomar decisiones diferentes.

Las empresas deberían adaptar sus estrategias para relacionarse con los actores sociales teniendo en cuenta los riesgos e impactos que probablemente entrañarán sus proyectos.

INFORMACIÓN EFECTIVA PARA EVITAR LAS EXPECTATIVAS Autoridades y comunidades coinciden en señalar la importancia de tener en cuenta el manejo y disposición del tiempo de los actores sociales que participarán, ya que sus dinámicas (productivas, económicas y/o laborales) no pueden ser interrumpidas o dejadas de lado; se requiere lograr acuerdos sobre la fecha y hora que facilite la concurrencia de la mayoría de los convocados a la socialización de los proyectos.

No es recomendable dejar de lado la invitación o convocatoria a ningún miembro de la comunidad, tenga o no un reconocimiento o determinado nivel de liderazgo.

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Se elaboran actas formales de cada reunión, las cuales deben contemplar cada una de las inquietudes presentadas por los 52

asistentes, además de la respuesta o explicación dada por parte del facilitador o conductor del encuentro.

Aspectos clave: La información no debe crear falsas expectativas en referencia a posibles impactos, empleabilidad local y aportes económicos o de inversión social, ya que incidirá negativamente en el establecimiento de confianza entre la empresa y los grupos de interés, distorsionando los objetivos del proceso.

Buenas prácticas: Primero, es fundamental tener claro el nivel de conocimientos específicos de los temas a socializar, esto fortalecerá continuamente la capacidad de responder a toda pregunta o inquietud, este recurso ofrece credibilidad y permite la participación abierta de los actores, facilitando los procesos de relación.

Segundo, asegurar las competencias pedagógicas y de comunicación de quien(es) tendrá(n) a cargo la explicación de proyectos e impactos.

Para tener en cuenta Un diálogo abierto y transparente con las comunidades del área de interés, que permita conocer las diversas perspectivas, intereses y expectativas sobre los temas a ser tratados en la socialización. Esta práctica permite verificar la representatividad de las intervenciones de sus voceros. Lo anterior se complementa con diálogos equivalentes para verificar la fidelidad en la transmisión de lo ocurrido en la sesión.

LAS RELACIONES CON LOS ACTORES SOCIALES, ADMINISTRADA COMO UNA FUNCIÓN MÁS DE LA EMPRESA Las relaciones con los actores sociales deben gestionarse como cualquier otra función de la empresa.

Todo el personal debería conocer el programa y entender las razones para llevarlo a cabo, así como las repercusiones que éste podría tener para los resultados del proyecto.

Como en las demás funciones clave de la empresa, las líneas claras de rendición de cuentas y participación de alta gerencia son aspectos fundamentales.

Habrán situaciones en las cuales la difusión de ciertos tipos de información en determinadas etapas delicadas del ciclo del proyecto podría entrañar algunos riesgos.

La experiencia indica que las empresas empeñadas en actuar de manera transparente y responsable ayudan a promover la rentabilidad a largo plazo de sus inversiones.

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CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFÍA

t Las empresas que han comprendido la importancia de establecer y mantener relaciones con las comunidades afectadas y otros actores sociales a lo largo de la vida de sus proyectos ven sus resultados reflejados en una mejor gestión del riesgo social. t Las empresas buscan una relación más temprana con los actores sociales, que promuevan una relación de confianza y respeto y permita administrar el riesgo social. t Esperar hasta que surja un problema para interactuar con los actores sociales, se volverá difícil de manejar, ya que ellos tendrán expectativas demasiado altas difíciles de contrarrestar. t Interactuar con los actores sociales desde un comienzo... permite forjar relaciones que pueden servir de “capital” en tiempos difíciles. t No todos los miembros de las comunidades tienen necesariamente las mismas inquietudes, opiniones o prioridades. t Es importante tener presente que las situaciones son dinámicas y que el contexto social, los actores sociales y sus intereses pueden cambiar con el tiempo.

1. Accountability (2006). El compromiso con los stakeholders. Manual para la práctica de las relaciones con los grupos de interés. Volumen 2. Recuperado de www.foretica.org/ wp-content/uploads/2016/01/204.pdf 2. ARPEL (2009). Sistema de Gestión de Relacionamiento Comunitario. Manual de Gestión de Riesgos Socio Ambientales y Reputacionales. Uruguay.

3. Asociación Colombiana de Petróleo-ACP. (2013). Guía de Socialización de Proyectos de Hidrocarburos. Relacionamiento sostenible con comunidades y autoridades gubernamentales. Bogotá. Recuperado de: https:// es.slideshare.net/jhonfredycriolloarciniegas/ guia-socializacionacp 4. IFC (2007). Relaciones con la comunidad y otros actores sociales. Manual de prácticas recomendadas para las empresas que hacen negocios en mercados emergentes. Washington, D.C. Recuperado de: http://www.ifc.org/ wps/wcm/connect/b7fe528048855c5a8ba4db6a6515bb18/IFC_StakeholderEngagement_Spanish.pdf?MOD=AJPERES.

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