Revista PGE PETRÓLEO & GAS Junio 2018 by AIHE Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador

PERFORACIÓN

Remoción de revoque en fluidos base aceite

REFINACIÓN

Convenio MARPOL: Problemas, desafíos y oportunidades para el sector de Refinación

TRANSPORTE

Mejora del comportamiento hidráulico del sistema de transporte de fluidos de producción en el Bloque 16

No. 017 - JUNIO 2018

IS SN 1390 - 8 81 2

1 000 EJEMPLARES

Ecuador tiene un ambiente propicio para la inversión en el sector hidrocarburífero. Oportunidades de Inversión: Geología atractiva donde existe un amplio potencial de exploración, ofreciendo oportunidades de inversión: • Corto Plazo: Oportunidades de inversión en exploración cercana a campos por medio de la XII Ronda Petrolera Intracampos. • Mediano Plazo: Expandir la exploración fronteriza al Suroriente Ecuatoriano y a la Región Sub Andina. • Largo Plazo: Oportunidades de exploración de alto impacto en Bloques costa afuera. Contrato Equitativo y Competitivo Contrato de participación que fomenta la competitividad del Ecuador a nivel internacional; y, genera beneficios para el Estado y para los inversionistas. Cambio Positivo en la Política Hidrocarburífera Proceso contractual con reglas de juego claras y transparentes, brindando un ambiente competitivo, que será la base que sustente una mayor dinámica de asignación de licenciamiento de áreas.

Este proceso licitatorio contrató a la consultora Wood Mackenzie, para brindar asesoría especializada que permita determinar el modelo más eficiente y las variables con los pronósticos más acertados para la Secretaría de Hidrocarburos; y, de esta manera contar con insumos que aporten a la promoción internacional que posicione en el mercado extranjero los campos a licitarse en el Ecuador. Introducción a la XII RONDA PETROLERA INTRACAMPOS La Ronda Intracampos consta de ocho bloques en la Cuenca Oriente la cual se caracterizan por tener un alto potencial de petróleo. Los bloques a licitarse son: Arazá Este, Chanangue, Iguana, Perico, Espejo, Pañayacu Norte, Charapa y Sahino.

Estos ocho bloques presentan Estos oportunidades ocho bloques presentan derecho, oportunidades impulsar el aprovechamiento derecho, impulsar de losel aprovec convencionales, la mayoríaconvencionales, con objetivos la en mayoría con objetivos recursos naturales enbajo recursos el principio naturales de bajo reservorios de areniscas y calizas. reservorios Además, de areniscas son y calizas. Además, son sostenibilidad ambiental, sostenibilidad garantizando ambiental, los g bloques exploratorios de bajo bloques riesgo exploratorios y están de bajo riesgo y están derechos ciudadanos en las derechos áreas de influencia ciudadanos de en las áre ubicados cerca a campos en ubicados producción; cerca y,a la campos enproyectos. producción; y, la estos estos proyectos. información disponible incluye información sísmica 3D disponible y 2D, incluye sísmica 3D y 2D, pozos de correlación y datos pozos de producción de correlación de y datos de producción de La licitación para la exploración Laylicitación explotación parade la los exploración y campos análogos. campos análogos. Intracampos ubicados enIntracampos la provincia ubicados de en Sucumbíos, prevé captar Sucumbíos, inversiones para prevé elcaptar inv Adicionalmente, el área cuenta Adicionalmente, con infraestructura el área cuenta con infraestructura desarrollo de ocho campos desarrollo bajo la modalidad de ocho de campos ba existente y una industria de existente servicios ypetroleros una industriaparticipación; de servicios petroleros y, espera atraer participación; empresasy, con espera atrae desarrollada. desarrollada. experiencia certificada en cuanto experiencia a sus políticas certificada y en cuan esquemas corporativos deesquemas gestión ambiental, corporativos de g buenas prácticas en seguridad, buenas saludprácticas y ambiente, en seguridad, además de altos estándares además en de cuanto altos a estándare responsabilidad social y ambiental responsabilidad emitida porsocial una y ambien institución de reconocimiento institución internacional de reconocimiento en la materia. materia.

Resumen del Contrato Resumen del Contrato • Producción: La • producción Producción: es La producción es compartida entre el Estado ycompartida el inversionista, entre lo el Estado y el inversionista, lo que permite al inversionista registrar que permite en libros al inversionista las registrar en libros las reservas asociadas. reservas asociadas. • Ingresos: El inversionista • comercializa Ingresos: El el inversionista comercializa el crudo de su participación. crudo de su participación. • Capex: El inversionista• asumeCapex: la totalidad El inversionista la totalidad En unasume marco de absolutoEn respeto haciadelosabsoluto un marco del CAPEX asociados al proyecto. del CAPEX asociados alprincipios proyecto. constitucionales principios de prevención y constitucionales d • Opex: El inversionista• asumeOpex: los costos El inversionista asume los costos precaución hacia el ser humano y la naturaleza, y human precaución hacia el ser de operación y los costosdedeoperación transportey ylos costos de del transporte y más allá cumplimiento de las más allá obligaciones, del cumplimiento de comercialización, correspondientes comercialización, a su correspondientes a su compromisos y condiciones ambientales previstas compromisos y condiciones am participación. participación. en la legislación aplicable;enel laEcuador busca legislación aplicable; • Impuestos Generales: • Impuestos Ingresos Generales: Ingresos contrapartes sólidas, capaces de desarrollar sus capaces contrapartes sólidas, Extraordinarios, Ley 10 y Extraordinarios, 40, Participación Ley 10 y 40, Participación operaciones conforme a operaciones los lineamientos de conforme a los Laboral, Impuesto de Renta, Laboral, Ajuste Soberano Impuestoede Renta, Ajustesostenible, Soberano erespeto desarrollo a la vida y a la respeto desarrollo sostenible, ISD. ISD. identidad de los pueblos, sentido de pertenencia, identidad de los pueblos, sent formas de organización socialformas y de convivencia, que social y de organización Participación en la Producción: Participación en la Producción: se encuentren comprometidas la conservación secon encuentren comprometidas c La participación en la Laproducción participación del en y protección la producción del del ambiente. y protección del ambiente. inversionista está en función del inversionista comportamiento está en función del comportamiento del precio del crudo de del referencia precio (Crudo del crudo Por de ello, referencia (Crudo el Ecuador abre lasPor puertas empresasabre las p ello, ela Ecuador Oriente). Oriente). con un alto sentido de responsabilidad y en con un altosocial, sentido de respons especial a aquellas cuyos logros esténaasociados al especial aquellas cuyos logros ¿Qué espera el Ecuador de¿Qué las empresas espera elque Ecuador de las que prácticas uso de empresas las mejores tecnologías uso dey las mejores práctic inviertan en el país? inviertan en el país? disponibles en la industria disponibles hidrocarburífera; en la que industria hi Por mandato constitucional, Por se ha mandato planteado constitucional, la se ha planteado la contribuyan a la reducción de la pobreza, un contribuyan a la areducción de implementación de la políticaimplementación petrolera basada de la política petrolera basada desarrollo sostenible, equitativo y de sostenible, sustento a equitativ desarrollo en posicionar a la naturaleza en como posicionar un sujeto a ladenaturaleza largo como plazo. un sujeto de largo plazo.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018 O

PRESENTACIÓN

Ing. Ernesto Grijalva H.

La REVISTA PGE PETRÓLEO&GAS en su edición, junio 2018, inicia su contenido presentando un artículo sobre los colaboradores líderes. En el área técnica expone un Estudio de Factibilidad para determinar la concentración de diésel apropiada en las lechadas de re-inyección para la plataforma C del Campo Tiputini. A continuación, presenta un estudio relacionado con el Convenio Marpol: problemas, desafíos y oportunidades para el sector de refinación. Además, la Revista contiene un artículo sobre la Importancia que tiene para las empresas contar con programas de mantenimiento proactivo. Finalmente, para cerrar esta publicación, se evalúa la Concentración de Vanadio como Indicador de Contaminación. Esperamos que esta nueva edición de la Revista Técnica PGE PETRÓLEO&GAS, sea de su completo interés.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018 I

CONSEJO EDITORIAL

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

CONTENIDO

Colaboradores Líderes

Estadísticas

Raúl Alfredo Dubié

Evaluador Técnico: Ing. José Luis Ziritt Coordinación: Mayra Revelo Editor Responsable Sandra Mosquera, Globalcorp. Diseño Globalcorp / Juan Centeno Fotografías Wikipedia Colaboradores: Raúl Dubié, Ariel Corredores; Geovanny Lozano, David Almeida; Franklin Gómez, Jose Brito, Kléver Maiquiza, Héctor Aguayo, Byron Sánchez, Leandro Martínez, Andrés Miño, Rubén Vásquez, Kepti Tinoco, Luis Alberto Villacreces. 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: 017 - Junio 2018 Frecuencia: Trimestral Lugar de Edición: Quito - Ecuador ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com www.revistapetroleogas.com

Mejora del comportamiento hidráulico del sistema de transporte de fluidos de producción en el Bloque 16

Remoción de revoque en fluidos base aceite

Estudio de factibilidad para determinar la concentración de diésel apropiada en las lechadas de re-inyección para la plataforma C del Campo Tiputini

Héctor Aguayo, Byron Sánchez y Leandro Martínez

José Brito, Kléver Maiquiza

Ariel Corredores, Geovanny Lozano, David Almeida, Franklin Gómez

Convenio Marpol: problemas, desafíos y oportunidades para el sector de refinación

Multipliquemos por 10 la vida útil de nuestra maquinaria

Evaluación de la concentración de vanadio como indicador de contaminación de origen petrolero

Globalcorp: dmosquera@globalcorpvirtual.com Teléf: (593-2) 259-8407 Celulare: 099 5404195

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.

AIHE

Dr. Andrés Miño Ron, MSc. Rubén Vásquez

Kepti Lenin Tinoco

Luis Alberto Villacreces Carvajal

Revise esta edición en su tablet o smartphone escaneando el código QR

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Raúl Alfredo Dubié: Ingeniero industrial, por la Universidad Nacional del Sur, Especializado en Explotación de Campos de Petróleo y Gas, por la Universidad de Buenos Aires. Cuenta con más de 30 años de experiencia en la industria de hidrocarburos trabajando para distintas compañías en Argentina, Brasil y Colombia. Desde inicio del año 2009 a finales del año 2015 se desempeñó como CEO para el Grupo Synergy en las compañías Petrobell y Pacifpetrol.

ColaboradoresAutor:Líderes Raúl Alfredo Dubié

urante mi participación como expositor en el Círculo de Expertos AIHE el pasado 19 de abril, expuse el tema: “Cultura de Liderazgo, un Modelo de Gestión para transformar las Organizaciones”. Aprovechando la ocasión también presenté mi libro “Líderes Valientes”, en el que se describe el modelo de gestión que desarrollamos y aplicamos en las compañías Pacifpetrol y Petrobell entre los años 2009 al 2015. Les comentaba que el modelo “Cultura de Liderazgo” (CDL), cuenta con una idea “fuerza” que es la siguiente: “Gente y Cultura son las palancas para movilizar a las Organizaciones”. Por lo que en esta nota me referiré a los resultados que una cultura adecuada puede producir en la gente de una organización. Pude comprobar durante mi gestión al frente de Synergy E&P que, la gente adecuada y comprometida es el motor de una organización, tanto para salir de una crisis cómo para alcanzar la excelencia operacional. Esta gente en un ambiente de confianza, colaboración, inmersos en una organización con una cultura que incentive el liderazgo, con espacios para la reflexión y el desarrollo personal tanto del líder como de sus colaboradores, se transformarán en un activo estratégico de gran valor, que dará a la compañía una ventaja competitiva frente a sus competidores y un motivo de orgullo y sentido de pertenecía a los miembros de la organización. Esa cultura sustentada en valores y comportamientos, desarrollada en las compañías de Synergy E&P, que se describe en “Líderes Valientes”, está enfocada a producir “colaboradores líderes” (CL) cuyo perfil voy a tratar de describir a continuación:

¿QUÉ LOS DISTINGUE?

Los considerados buenos trabajadores hacen su trabajo cada día, esencialmente cambiando tiempo por dinero. Son considerados importantes dentro de la estructura de la organización. Son raramente despedidos y a veces son promovidos. Ellos cumplen con hacer bien su trabajo. Pero los colaboradores líderes traen mucho más a su lugar de trabajo. Ellos traen el compromiso como si fueran los dueños de la compañía. Diariamente se dirigen a su trabajo dispuestos a hacer la diferencia para ayudar a la compañía y a los clientes a alcanzar sus objetivos. Al conversar sobre trabajo con estos colaboradores, en no más de treinta segundos nos muestran excitación y entusiasmo con lo que están haciendo, porque están convencidos del beneficio que su trabajo aporta al cliente. Esto se consigue cuando el clima organizacional da el soporte a los 6

colaboradores para que encuentren sentido a lo que hacen y relacionen el aporte de su trabajo y valores con las metas propuestas. El entusiasmo por el trabajo crea un ambiente cargado de energía positiva que se transforma en mayor eficiencia de procesos, mejores productos y servicios, como también fortalecimiento de la cultura. Estos “colaboradores líderes” efectivamente comprometidos crean en su entorno un ambiente positivo de superación, que contagia e inspira en un circulo virtuoso, un espíritu pro activo de consecución de objetivos haciéndolo con excelencia. Demuestran integridad, lideran a través de relaciones, se enfocan en resultados y tienen como propósito agregar valor a los stakeholders. La característica que los distingue es la integridad, aunque a veces esa integridad signifique tomar decisiones que no son inmediatamente lucrativas, beneficiosas o difíciles de sostener. Pero son sostenidas y ejecutadas porque estos líderes están comprometidos con sus principios éticos. Es por eso que estos líderes son más propensos a levantar y tratar temas que estén reñidos con el código de ética. Muestran integridad en forma consistente y observable en palabras, actitudes y acciones aun cuando nadie los esté observando o pueda llegar a enterarse de lo que han hecho. La consistencia ética es la base para la CDL, el coraje es crítico también para demostrar integridad. El coraje es requerido cuando se presentan situaciones donde la reputación, relaciones y el futuro de la compañía estén en riesgo. Si bien la integridad es la condición fundamental de los colaboradores líderes, ellos se destacan por liderar a través de su red de relaciones. Las compañías con valores identificados e internalizados por su gente son trasladados a los comportamientos y acciones diarias creando la atmósfera perfecta para desarrollar pensamiento crítico.

ENFOCADOS EN RESULTADOS

Estos líderes no solo siguen procesos y procedimientos, se enfocan en crear valor y entregar resultados al cliente. Al enfocarse en resultados, el colaborador líder hace que las cosas sucedan en beneficio del cliente, sus compañeros de trabajo y la compañía, mantienen una amplia perspectiva de las situaciones relacionadas con los objetivos organizacionales y actúan con independencia e iniciativa. Son líderes con amplia perspectiva que les permite alinear acciones con objetivos; estas acciones que les impulsa llegar al objetivo que agrega valor al cliente y a la compañía no dependen de procesos establecidos, del statu quo o de las necesidades de su

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

superior. Ellos balancean las necesidades del cliente con los procesos y procedimientos establecidos y toman las decisiones para dar respuesta y alcanzar los objetivos. Si la acción no conduce al resultado, no las ejecutan y otra acción es identificada y ejecutada para alcanzarlo. El resultado a alcanzar pondera la acción que debe ser tomada para alcanzar el logro. Estos líderes siguen los procedimientos pero están dispuestos a buscar formas y caminos que se ajusten mejor a la situación, especialmente si es de crisis. No se ven a sí mismos actuando solo bajo procedimientos y dentro de su descripción de puesto; se ven a sí mismos en términos de responsabilidad por alcanzar los resultados para el cliente y la compañía. Enfocados en resultados, los colaboradores líderes no esperan permisos. Como personas íntegras, encuentran el coraje para actuar cuando se presenta un conflicto, son innovadores y hacen más con menos recursos. En situaciones especialmente críticas, cuando aparentemente no hay salidas, ellos hacen uso de independencia de criterio para salirse de la caja y encontrar las soluciones. Los colaboradores líderes se enfocan en agregar valor a los stakeholders y son observables las siguientes características: entusiasmo por el trabajo, balance entre el conocimiento y la comunicación, sentido de urgencia, mentalidad de dueño y promotores del cambio. Al referirnos al sentido de urgencia no aludimos a velocidad, estamos hablando de compromiso para actuar, hacer que las cosas sucedan y alcanzar los resultados que satisfagan al cliente. Los CL buscan permanentemente la forma de mejorar como una forma de autorrealización al poder incrementar el valor de la compañía con su aporte. Una de las recompensas más valoradas por los CL es ser tomados en cuenta y que se invierta en su capacitación y desarrollo. Capacidad para el cambio y flexibilidad: en la CDL y a través del comportamiento “Demostramos Independencia de Criterio”, con espíritu crítico, los CL pueden analizar los procesos y sugerir mejoras. Lo hacen desde el convencimiento de que es por el bien común, soportados por otro de los comportamientos de la CDL “Compartimos la Responsabilidad por el Futuro de la Empresa”, desde la transparencia e integridad que los distingue, estos colaboradores están en capacidad de generar un valor adicional a lo que se les digan que hagan, están en capacidad de aportar y desarrollar propuestas diferentes e innovadoras.

DETECCIÓN Y DESARROLLO DE LOS CL. CÓMO LOS GERENTES DEBERÍAN GESTIONAR LOS RH

Los “colaboradores líderes” no son invisibles para el resto de las personas que los rodean aunque generalmente no tienen títulos o posiciones de poder.

Desarrollar líderes naturales y líderes potenciales permite a las organizaciones afianzar la cultura de liderazgo (CDL) que, a su vez, es el terreno fértil que permite que estos líderes se muestren, desarrollen, florezcan e inspiren con su ejemplo. A estos colaboradores líderes y a los potenciales, hay que facilitarles para que su liderazgo sea obvio y visible en toda la organización. Durante el proceso ese activo oculto empieza a revelarse y se transforma en beneficios tangibles. Ya conocemos las características de estos líderes, tenemos que buscarlos y hacerlos emerger en la organización. Los gerentes que logren identificarlos y comiencen a tratarlos como líderes ganarán para sí mismos y la compañía una importante ventaja competitiva. Para descubrir y desarrollar “colaboradores líderes” los gerentes deben saber cómo identificarlos a través de sus comportamientos y resultados. La primera condición y la que no es negociable es integridad, deben demostrarla en forma consistente aun en situaciones difíciles. Estos líderes deben liderar construyendo buenas relaciones siempre enfocando acciones que apunten a alcanzar los resultados que satisfagan a la mayoría de los stakeholders. Como líder formal, un gerente, cuando un CL presenta un tema como posible problema para la compañía o nuevas ideas para mejorar un proceso, debe darle soporte, escuchar lo que tiene para decir, preguntar y guiarlo para que confronte su idea con las personas a cargo del proceso. Si la solución presentada fuera aceptada, deberán ver la forma de hacer un ensayo piloto. No dudar en elevar el tema a la alta gerencia con los resultados alcanzados. Si es necesario realizar algunos cambios a la solución o idea original, debe mantenerse al CL que planteó el tema dentro del proceso. Cuando la idea de un colaborador haya ayudado a resolver un problema se debe celebrar más allá del área de trabajo del colaborador. Muchas veces, solamente escuchando a los colaboradores en todos los niveles de la compañía, cambia la precepción que ellos tienen sobre su capacidad de contribuir al éxito de la organización. Los gerentes sabiamente pueden maximizar el poder de los CL y así crear compañías exitosas. Innovación (Independencia de criterio). Los gerentes pueden expandir la cultura alentando la creatividad y el cambio. Mientras se reconozca que las personas que oficialmente estén a cargo, de acuerdo a la estructura formal de la organización, tengan la decisión final, todos los colaboradores pueden ofrecer un pensamiento crítico y propuestas innovadoras para hacer cambios en los procedimientos del día a día. Ignorar las ideas o soluciones que no provengan de los gerentes o líderes formales debilita la creatividad, innovación, espíritu creador y las posibilidades de ser exitosos. 7

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

REPORTES

Torres de perforación en operación en el Ecuador Junio 01, 2018 OPERADOR ANDES PETROLEUM

POZO

CONTRATISTA

JOHANNA ESTE 44

CCDC

RIG CCDC25

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION

ANDES PETROLEUM

FANNY 18B 170

HILONG

ZJ70D 2000 HP

DRILLING 16" HOLE SECTION

PETRORIENTAL

TAPIR NORTE 22

CCDC

CCDC37

ZJ70DB (2000 HP)

POOH W/BHA # 5

EP PETROAMAZONAS

TMBD 010

CCDC

CCDC36

BAOJI 2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

TMBA 011H

CCDC

CCDC66

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

TPTE 070

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

TPTC 068

SINOPEC

248

2000 HP

COMPLETON

EP PETROAMAZONAS1

TORTUGA SUR A 02

SINOPEC

119

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS1

CLBB 035

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

RIGGING UP

EP PETROAMAZONAS1

ACAI 004I

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION

ORION ENERGY

ENO 10

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

COMPLETION

1.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas

Torres de perforación en stand by en el Ecuador Junio 01, 2018 CONTRATISTA

RIG

COMENTARIOS

CCDC

CCDC028

200O HP

SACHA 460 PAD. RIG MAINTENANCE

CCDC

CCDC038

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC039

1600 HP

COCA BASE

CCDC

CCDC069

2000 HP

COCA. BASE

EQUIPENINSULA

EQP 100

HEARTLAND RIG INTERNATIONAL (HRI) 850 HP

ANCON BASE. PREPARRING EQUIPMENT TO DRILL FOR PACIFPETROL (GRUPO SINERGY)

HELMERICH & PAYNE

117

MID CONTINENTAL U1220EB

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

121

IDECO E1700

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

132

OILWELL 840

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1220

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

176

2000 HP / LEE C. MOORE

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

190

2000 HP

COCA BASE

HILONG

2000 HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

DEMOBLIZING TO COLOMBIA

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

SHUSHUFINDI BASE

PETREX

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

PETREX

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

COCA

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

COCA BASE

PETREX

5899

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

SINOPEC

127

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

128

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

129

70B

OSO A PAD

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

183

2000 HP

YANAQUINCHA PAD

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

191

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

220

2000 HP

COCA BASE

SLR

SLR-401

MAVERICK T 1000 (2000 HP)

MOBILZING FROM HOUTON TO ECUADOR

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

119

DSI CANTILEVER TYPE 2000 HP

MOBILIZING FROM COLOMBIA TO DRILL FOR ENAP SIPEC

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report jrosasw1992@hotmail.com 8

TIPO DE EQUIPO

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

REPORTES

Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador Junio 01, 2018 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR

VILLANO A 016

AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

OIME 750SL

W.O.

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 23

HILONG

HL-3

XJ 650

W.O.

PETRORIENTAL

HORMIGUERO 18

CCDC

650 HP

W.O.

PETRORIENTAL

NANTU 23

HILONG

HL- 18

DFXK JC11/21 650HP

CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

PALANDA 01

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

W.O.

ENAP SIPEC

MDC 10

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PYMI 014

CCDC

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRRD 53

DYGOIL

FRANKS 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS

GNTB 041

ESPINEL & ASOCIADOS

EA - 12

XJ 650

EP PETROAMAZONAS

SHUSHUFINDI 162

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRRA 001

GEOPETSA

WILSON 42B 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS

YNNA 004

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SCHL 172

SINOPEC

932

XJ 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SACHA 341

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SACHA 137

TRIBOILGAS

103

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

COCA 26

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

TPTD 051

TRIBOILGAS

105

CROWN 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SANSAHUARI 05

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDYC 29

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CUYABENO 043

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

LIMONCOCHA 33

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHSI 125

DYGOIL

CAMERON 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHSX 123

SLR

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS2

ATACAPI D029

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

ACAK 184

SLR

SLR 34

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

CHSA 004

SLR

SLR 55

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CHSA 014

SLR

SLR 56

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AUCA 175

TUSCANY DRILLING

111

665 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PLAN 51H

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS5

PACOA 01

LOXODONTA ECUADOR

ELEFANTE AZUL 01

CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY)

W.O.

PETROBELL

TIGÜINO 22

CCDC

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

W.O.

REPSOL

AMO B2

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

3 3 4

1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros) 2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros) 3.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas 4.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de campos Maduros) 5.- Para proveer servicios en esta área, SANTA ELENA PETROLEUM firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de campos Maduros) 9

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

REPORTES

Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador Junio 01, 2018 CONTRATISTA

RIG No.

STACKED

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO “B”

CCDC

CCDC 52

650 HP

COCA BASE

CCDC

CCDC 41

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO BASE

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERATED BY SLR)

CSSFD 01

KING SERVICES 750HP

SHUSHUFINDI BASE

GEOPETSA

COOPER LTO 550

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

WILSON 42B 500

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

UPET 550 HP

COCA BASE

GEOPETSA

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

GEOPETSA

ZPEC 650

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

SHUSHUFINDI BASE

PETROTECH

550 HP

MAINTENANCE IN COCA BASE

PETROWORKS

PW 150

1000 HP

PACAYACU

SLR

SLR 7

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 32

WILSON MOGUL 42B

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 47

WILSON 42B

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

904

750 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

905

750 HP

STDBY IN EDYD PAD

SINOPEC

907

XJ 550

LAGO AGRIO

TRIBOILGAS

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

TRIBOILGAS

COOPER 550

COCA BASE

TRIBOILGAS

WILSON 42 B

COCA BASE

TRIBOILGAS

COOPER 550DD

COCA BASE

TRIBOILGAS

101

550 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

107

550 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

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

TIPO DE EQUIPO

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006 - 2018 (Dólares por barril)

Fuente: EP Petroecuador y EIA Energy Information Administration *Nota: Los precios promedios mensuales teóricos del Crudo Oriente y Napo de los meses ( Septiembre a Diciembre 2017) y (Enero, Mayo 2018) son provisionales.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS JUNIO 2016 - MAYO 2018 (BPPD)

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 11

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP

TECPETROL (CAMPO BERMEJO)

AGIP OIL

ANDES PETROLEUM

CAMPO PUMA S. A. (CONSORCIO PEGASO)

GENTE OIL ECUADOR

ORION ENERGY OCANOPB S. A.

ORIONOIL ER S.A.

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 12

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA

PACIFPETROL

PETROBELL

PETRORIENTAL (BLOQUE 14 Y 17)

REPSOL - BLOQUE 16 Y 67 (TIVACUNO)

ENAP SIPEC

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 13

Mejora del comportamiento hidráulico del sistema de transporte de fluidos de producción en el Bloque 16 Autores: Héctor Aguayo, Byron Sánchez y Leandro Martínez, Repsol.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Mejora del comportamiento hidráulico del sistema de transporte de fluidos de producción en el Bloque 16 Autores: Héctor Aguayo, Byron Sánchez y Leandro Martínez, Repsol. RESUMEN

ABSTRACT

Las pérdidas de presión en sistemas de transporte multifásico a través de tuberías depende en gran medida de la composición de las fases líquido y gas, y de las velocidades superficiales de las fases en el seno del fluido. En general velocidades de transporte demasiado bajas producen incrementos sostenidos de la presión de cabecera de las líneas de transporte, además se puede esperar intermitencias (slugs) que afectan directamente al sistema de separación aguas debajo de la línea de transferencia. En este documento se presenta la experiencia del Bloque 16 sobre la modificación en uno de los sistemas de transporte de fluido multifásico con el objetivo de reducir la presión requerida para el transporte y asegurar la estabilidad del proceso de separación en la estación de deshidratación, tomando como punto de partida los datos de simulación hidráulica construida en OLGA por el departamento de Facilidades de Superficie para determinar el esquema de proceso que brinda mayores beneficios a la operación. Dami B

16" Daimi B - SPF

Dami A 20" Ginta B - SPF

Ginta B

Pressure drop in multiphase pipelines depends on phase composition and superficial velocities of the fluids. Generally speaking, low velocities inside of pipeline could produce continuous increment on the required pressure at pipeline inlet, and also slug flow could be formed into pipeline and affect stability of the separation process. Recent experience of a project developed at Block 16 is presented in this document, changing of multiphase fluid gathering configuration was introduce due to flow assurance and separation plant process stability requirements. Hydraulic simulation was built by the Surface facilities department on OLGA software as a starting point of the project in order to define the better pipeline scheme.

ANTECEDENTES

Una parte fundamental del sistema de producción del Bloque 16 es la red de tuberías que permite el transporte del fluido multifásico producido en las plataformas de producción hasta la estación de deshidratación nombrada como FWKO7

FWKO1 FWKO2 FWKO3

Ginta A

FWKO4 16" Iro A - SPF

Iro A

Iro B

Iro 01 Wati

FWKO5 FWKO6

Fecha recepción: 10 de mayo de 2018 Fecha aprobación: 31 de mayo de 2018 Palabras clave Fluido multifásico, eficiencia energética, tuberías. Keywords: Multiphase fluid, energy efficiency, pipes.

Héctor Aguayo. Ingeniero Electromecánico de la Escuela Politécnica del Chimborazo. Ingeniero de Proyectos y Construcciones de Repsol Ecuador S.A., 13 años de experiencia construcción de facilidades de superficie, sistemas de control, control de corrosión en ductos, gestión de proyectos. Certificaciones CP1 (National Association of Corrosion Engineers), CFPS (Certified Functional Safety Professional por EXIDA) Byron Sánchez. Ingeniero mecánico de la Escuela Politécnica Nacional. Jefe de Construcciones de Repsol Ecuador S.A.; 19 años de experiencia en construcción de facilidades petroleras, oleoductos y plantas de generación, ha ocupado posiciones como Ingeniero de proyectos, Inspector de soldaduras, Inspector de revestimientos. Certificación CWI (Certified Welding Inspector de la American Welding Society) Leandro Martínez. Ingeniero Químico, Maestría de Ingeniería Industrial de la Escuela Politécnica Nacional. Ingeniero de Proyectos de Repsol Ecuador S.A., 12 años de experiencia en aseguramiento de flujo, simulación de procesos, dimensionamiento equipos de proceso y gestión de proyectos. Certificación CFPS (Certified Functional Safety Professional - EXIDA).

SPF

Figura 1. Esquema de la red de transporte de fluido producido al sur del Bloque 16. Antes de la implementación de los cambios. 15

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

SPF

18" SPF – Ginta B

Ginta B Ginta A

12" Y – Iro A

Iro A Iro 01 Wati

Figura 2. Esquema de transporte en el área sur del SPF.

SPF y el transporte del agua de separada desde la estación de deshidratación hasta las plataformas de inyección. Las figuras 1 y 2 muestran los esquemas de transporte de fluido multifásico producido y el transporte de agua a enero del 2015 respectivamente. La mayor parte del agua transportada hasta las plataformas se envía para disposición final hacia los pozos inyectores, el agua remanente que llega hasta las plataformas se utiliza como recirculación hacia las líneas de transporte de fluido producido con el objetivo de incrementar la velocidad del fluido multifásico dentro de las tuberías y evitar la formación de bolsas monofásicas de gas o líquido que afectan directamente la estabilidad del proceso de separación en la estación de deshidratación SPF. La figura 3 muestra la configuración del sistema de producción del área sur de la planta SPF y las plataformas que envían el fluido multifásico producido para ingresar al proceso de deshidratación.

Figura 3. Implantación de las plataformas de producción en el área sur del SPF. 16

Durante el primer trimestre del año 2015 se identificaron daños en las herramientas de limpieza interna utilizadas en la línea de transporte de agua nombrada como 18” SPF – Ginta B, por lo que el departamento de Operaciones solicitó la intervención del departamento de Facilidades de Superficie para determinar la causa de los daños de las herramientas de limpieza. Es así que se planificó una corrida para inspección geométrica de la tubería mediante una herramienta inteligente de inspección en línea. La inspección geométrica fue realizada exitosamente durante noviembre del año 2015 y los informes finales fueron recibidos en diciembre del mismo año. La figura 4 muestra una vista de la herramienta geométrica utilizada para la inspección de la línea de agua 18” SPF –Ginta B. A partir del informe final de inspección se concluyó que la tubería de 18” SPF – Ginta B no tuvo restricciones significativas que pudieran causar daño de las herramientas de limpieza; se determinó que el daño de las mismas se

Mejora del comportamiento hidráulico del sistema de transporte de fluidos de producción en el Bloque 16 Autores: Héctor Aguayo, Byron Sánchez y Leandro Martínez, Repsol.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Figura 4. Herramienta de inspección geométrica utilizada para la corrida en la línea 18” SPF – Ginta B.

producía en la válvula motorizada instalada en el recibidor de Ginta B debido a la apertura parcial de la válvula durante las corridas de las herramientas. El inconveniente de apertura de la válvula fue solventado por los departamentos de Instrumentación y Energía del Bloque 16.

CANTIDAD DE AGUA UTILIZADA PARA RECIRCULACIÓN

La corrida de inspección arrojó muchos datos de variables operativas de la tubería de transporte de agua 18” SPF – Ginta B, entre los que podemos contar: temperatura, diámetro promedio de cada tubo y velocidad de la herramienta, datos a partir de los cuales se pudo calcular aproximadamente el flujo de agua transportado a través de cada tramo de la tubería. La figura 5 muestra el perfil de velocidad de la herramienta de inspección durante la corrida. Se determinó que el flujo de agua del último kilómetro de tubería y que era entregado en la plataforma Ginta B fue de aproximadamente

165 kBWPD; considerando que para ese momento el flujo de inyección de agua en los pozos de disposición final en Ginta B fue de alrededor de 60 kBWPD, se puede decir que el flujo de recirculación de agua en la plataforma Ginta B era de aproximadamente 100 kBWPD. El sistema de transporte de agua utiliza bombas centrífugas multietapa. De acuerdo al seguimiento realizado por Mantenimiento y Energía el consumo específico promedio del sistema de transporte de agua a media presión está alrededor de 25 W/BPD, por esta razón se proyectó una reducción de 2.5 MW de la energía producida ya que se podría evitar la recirculación de 100 kBWPD hacia la plataforma Ginta.

SISTEMA DE TRANSPORTE DE FLUIDO MULTIFÁSICO

En el presupuesto de inversiones del año 2016 se incluyó un rubro para reemplazo de una línea de transporte, por lo que durante el año 2015 se inició con la construcción de un modelo

Figura 5. Perfil de velocidad de la herramienta geométrica durante la corrida de inspección. 17

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

De la revisión del sistema de transporte de producción del área sur del SPF surgieron dos oportunidades de mejora que podrían ser manejadas bajo el presupuesto de inversión existente: mejoramiento del comportamiento hidráulico de las líneas 20” Ginta B – SPF y 16” Daimi B –SPF, y la reducción de recirculación de agua hacia las plataformas Daimi B y Ginta B.

de simulación hidráulica en el software OLGA para el sistema de transporte de fluido. Los resultados de los análisis realizados en la línea de transporte 20” Ginta B – SPF, sugerían que para mantener un flujo continuo y sin afectación a la estabilidad del proceso de separación se requeriría un flujo de recirculación de agua del orden de 90 kBWPD y 110 kBWPD, valores que coinciden con la cantidad de agua recirculada calculada a partir de los datos de la inspección geométrica de la tubería 18” SPF –Ginta B. Con la confirmación de que el modelo de simulación construido representaba la realidad del sistema se decidió extender el modelo incluyendo el transporte del fluido del campo Daimi que dispone de una línea de transporte (16” Daimi B- SPF) entre la plataforma Daimi B y SPF. Hasta ese momento la producción del campo Daimi ingresaba independientemente hacia uno de los separadores de agua libre (FWKO) en la planta de deshidratación SPF debido a que el patrón de flujo predominante de esa línea es el tipo slug y que las discontinuidades provocaron la desestabilización del sistema de separación.

ANÁLISIS

Considerando que las tuberías utilizadas en el transporte del fluido multifásico producido de los campos Daimi y Ginta comparten el mismo derecho de vía, se evaluaron los siguientes escenarios de operación: • Escenario 1. Reemplazo de toda la línea desde Ginta B a SPF a la que ingresaría el fluido producido del campo Daimi, dejando fuera de servicio la línea 16” Daimi B - SPF. • Escenario 2. Instalación de una nueva línea desde Ginta B hasta Daimi B; en Daimi B se mezclaría todo el fluido recibido del campo Ginta y desde este punto, se lo enviaría en conjunto con la producción del

Figura 6. Esquema de simulación utilizado para el análisis de los escenarios de operación planteados

Pronóstico de producción 500,000 450,000 400,000

Fluido [BPD]

350,000 300,000 Área sur SPF 250,000

Iro Daimi

200,000

Ginta

150,000

Amo

100,000

50,000

9/1/2022

12/1/2022

6/1/2022

3/1/2022

9/1/2021

12/1/2021

6/1/2021

3/1/2021

9/1/2020

12/1/2020

6/1/2020

3/1/2020

9/1/2019

12/1/2019

6/1/2019

3/1/2019

9/1/2018

12/1/2018

6/1/2018

3/1/2018

9/1/2017

12/1/2017

6/1/2017

3/1/2017

9/1/2016

12/1/2016

6/1/2016

0 3/1/2016

Figura 7. Pronóstico de producción utilizado en el análisis del sistema de transporte.

Mejora del comportamiento hidráulico del sistema de transporte de fluidos de producción en el Bloque 16 Autores: Héctor Aguayo, Byron Sánchez y Leandro Martínez, Repsol.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

campo Daimi a través de la línea de 16” entre Daimi B y SPF. • Escenario 3. Instalación de una nueva línea desde Ginta B hasta Daimi B; en Daimi B se mezclaría todo el fluido recibido del campo Ginta e interconexión con la línea que transporta el fluido del campo Iro en el área en la cual se comparte el mismo derecho de vía. El análisis de los escenarios de operación planteados requirió de la ejecución de un conjunto de simulaciones para evaluación de diferentes diámetros de tubería y configuración del sistema. Se tomó como referencia el pronóstico de producción presentado a la Secretaría de Hidrocarburos que se muestra en la figura 7. El escenario 3 consideraba la interconexión

de los sistemas de transporte de los campos Daimi, Ginta e Iro; sin embargo, de acuerdo a las simulaciones realizadas el fluido producido del campo Iro es tan alto que saturaba el sistema, por lo que se optó por manejarlo independientemente. A partir de los resultados de las simulaciones hidráulicas, se determinó que la configuración del sistema que presentaba un mejor desempeño hidráulico y mayor ahorro de energía es el de una línea nueva de 14” desde Ginta B hasta Daimi B y la interconexión con la línea existente de 16” entre Daimi B y SPF. Esta opción implicó un incremento de alrededor de 30 psi en la presión de cabeza de los pozos productores de Ginta B, pero con la ventaja de que se podría eliminar la recirculación de agua en las plataformas Ginta B

Figura 8. Gráfica de resultados de OLGA para la propuesta de la nueva línea de 14” entre Ginta B y Daimi B y la línea de 16” Daimi B – SPF.

14" Ginta B - SPF

Ginta B

FWKO7

Ginta A Dami B

16" Daimi B - SPF

FWKO1 FWKO2

Dami A

FWKO3 FWKO4

Iro A 16" Iro A - SPF

Iro B

Iro 01 Wati

FWKO5 FWKO6

SPF

Figura 9. Esquema del sistema de transporte de fluido producido luego de las modificaciones realizadas. 19

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

y Daimi B. La figura 8 muestra los resultados de la simulación construida en el software OLGA para la propuesta que fue finalmente implementada; la figura 9 muestra la configuración actual del sistema de transporte de fluido multifásico producido del área sur del Bloque 16. Las actividades del proyecto conceptualización, definición, ingeniería conceptual, emisión de P&ID y gestión de compra de equipo mayor del proyecto fueron realizadas íntegramente por el departamento de Instalaciones de Superficie con el apoyo de Operaciones; para las fases de ingeniería básica, detalle y construcción se requirió la participación de una empresa contratista. Previo a la definición final de la opción que fue implementada, se realizó también un análisis de costos clases V, que consideró los resultados de la simulación hidráulica realizada: Escenario 1. Reemplazo de toda la línea desde Ginta B a SPF a la que ingresaría el fluido producido del campo Daimi, aproximadamente 14 km de tubería a través del derecho de vía existente, para lo cual se estimó un total de 7,800 kUSD. Esta alternativa nos brindaba la posibilidad de transportar mayor cantidad de fluido, sin embargo, tiene el mayor costo comparada con las alternativas consideradas. Escenario 2. Instalación de una nueva línea desde Ginta B hasta Daimi B; y uso de la línea 16” entre Daimi B y SPF. Aproximadamente 8 km de tubería nueva sobre el derecho de vía existente y ejecución de interconexiones en Daimi B, para lo cual se estimó 4,500 kUSD. Escenario 3. Instalación de una nueva línea desde Ginta B hasta Daimi B e interconexión con la línea que transporta el fluido del campo Iro en el área en la cual se comparte el mismo derecho de vía. Aproximadamente 8 km de tubería nueva sobre el mismo derecho de vía e interconexiones menores dentro de la plataforma, para lo cual se estimó 4,300 kUSD. Esta alternativa tuvo el menor costo estimado, sin embargo, no se realizó debido a que la simulación hidráulica predecía inconvenientes de reparto de carga en cada una de las tuberías.

SOBRE LA BASE DEL ANÁLISIS HIDRÁULICO Y ECONÓMICO, SE ESCOGIÓ LA OPCIÓN 2, ESTO ES, INSTALAR UNA NUEVA LÍNEA DESDE GINTA B HASTA DAIMI B Y LAS INTERCONEXIONES DESCRITAS ANTERIORMENTE. Beneficios alcanzados La implementación de la nueva línea de transporte de fluido implicó un cambio en la configuración del proceso de transporte de la producción 20

hasta el SPF. Un indicador utilizado en campo para evaluar la eficiencia de uso de energía en las operaciones del Bloque 16 es el denominado “Factor de Eficiencia Energética” que es la relación entre la producción total de fluido y la energía generada. A continuación un resumen de los resultados alcanzados luego del cambio de configuración del sistema de transporte: • Incremento del Factor de Eficiencia Energética de 9,771 BPD/MW a 10,193 BPD/MW. • Optimización de energía: se redujo el requerimiento de energía diario de 80.4 MW-día a 77.2 MW-día, lo que implica una reducción de consumo de 3.2 MW-día. • Disminución en el consumo de diésel utilizado en generación eléctrica derivado de la reducción de generación de 1,209 BPD a 1,061 BPD, lo que significa una reducción de 148 BPD utilizados en generación. • Aumento en el caudal diario de Inyección 20,343 BWPD, considerando todas las plataformas del área sur del SPF. • Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero: aproximadamente 5 kton CO2 2017 entre octubre y diciembre de 2017.

CONCLUSIONES

La información recolectada en las corridas de inspección de tuberías mediante el uso de herramientas instrumentadas brinda información importante acerca de las velocidades de flujo y diámetros promedio de las tuberías que se convierte en fuente de información para los análisis de aseguramiento de flujo. En sistemas de transporte de fluido multifásico se debe prestar especial atención al patrón de flujo esperado a lo largo de la vida útil del activo para lo cual es necesario analizar las velocidades de las fases a fin de evitar o reducir el requerimiento de recirculación de agua debido a que disminuye la cantidad de energía disponible para la producción de nuevo fluido. La experiencia del Bloque 16 nos muestra que para el dimensionamiento de tuberías en fluido multifásico el mayor diámetro no necesariamente nos brindará la menor caída de presión.

Alkhorayef Petroleum Co Ecuador

Nuestra misión es ofrecer las soluciones más rentables, confiables y beneficiosas a través de nuestra experiencia y la amplia gama de nuestros productos que incluyen el desensamble, ensamble, mantenimiento, pruebas, instalación, extracción, monitoreo de equipos electrosumergibles y sistemas de control de superficie para el máximo beneficio de nuestros clientes, apoyados en la constante investigación y desarrollo continuo de nuevas tecnologías e ideas para satisfacer las necesidades y requerimientos del exigente mercado local y mundial.

Sistema de Bombeo Electrosumergible (ESP). Sistema de Bombeo Horizontal (HPS). Equipos de Superficie Eléctricos. Cables para sistemas ESP y MLE. Servicios de Operaciones de Campo. Facilidades de Superficie.

Catalina Aldaz N23-534 y Av. Portugal. Edif. Bristol Parc, Torre 2 Piso 4, Quito - Ecuador. +593 (2) 395 7690 +593-988547756 jviloria@alkhorayef.com

www.alkhorayefpetroleum.com

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Remoción de revoque en fluidos base aceite Autores: José Brito, Kléver Maiquiza – Halliburton Baroid F

Remoción de revoque en fluidos base aceite Autores: José Brito, Kléver Maiquiza – Halliburton Baroid Fecha recepción: 14 de mayo de 2018

PERFORACIÓN

Fecha aprobación: 12 de junio de 2018 Palabras clave: Fluido de perforación drill-in, removedor de revoque N-FLOW, sistemas autónomos A-ICD, diseño a la medida. Keywords: Drill-in fluid (DIF), autonomous in-flow control device (A-ICD) screens, filter-cake removal treatment, customized design. José Brito: Ingeniero Químico de la Escuela Politécnica Nacional de la ciudad de Quito. Actualmente es Technical Professional de Halliburton para Baroid Fluids y maneja la parte técnica de Baroid en Ecuador, tiene más de 11 años de experiencia en la industria petrolera. Ha desarrollado su talento en varias tecnologías relacionadas con Fluidos de Perforación y Completación. Kléver Maiquiza: Technical Professional para Fluidos de Completación en Ecuador, de nacionalidad ecuatoriano, es Ingeniero en Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional de la ciudad de Quito. Cuenta con más 10 años en Halliburton y en la industria petrolera desempeñando algunas funciones como: Field Engineer y Technical Professional.

RESUMEN

Se perforó exitosamente la zona de reservorio del pozo más profundo y con mayor desplazamiento hasta la fecha en Ecuador, con un fluido de perforación drill-in base aceite (NAF). Debido a la preocupación del cliente por el alto torque y arrastre, se optó por dejar fluido de perforación para bajar las mallas a fondo. Una vez con la completación en fondo, la limpieza del pozo fue optimizada mediante el desplazamiento del fluido de perforación por salmuera de completación. Además se formuló el sistema removedor de revoque N-FLOW para remover el revoque creado por el fluido de perforación base aceite y maximizar las ratas de producción. Para minimizar el riesgo de daño de formación y proteger al reservorio, el fluido de perforación en zonas de reservorio fue específicamente diseñado usando material de puenteo, carbonato de calcio y productos amigables a la formación. El material de puenteo usado es soluble en ácido, los tamaños de partículas fueron diseñadas con el fin de minimizar la invasión de filtrado hacia la formación y optimizar las propiedades del revoque para una fácil remoción. Una vez modelado y confirmado el procedimiento operacional en la corrida de la completación de fondo de los sistemas autónomos A-ICD (mallas), pruebas de laboratorio y software de modelamiento fueron utilizados para diseñar efectivamente la limpieza de las paredes del pozo en hoyo abierto y hoyo entubado, asegurándose un buen desplazamiento del fluido base aceite por la salmuera de completación. Finalmente, el sistema removedor de revoque N-FLOW fue diseñado con suficiente tiempo de retraso con el propósito de asegurar que el sistema cubra todo el hoyo abierto y actué sobre el revoque. Previo a la corrida de las mallas, el fluido de perforación se pasó por mallas API 170 durante 7 horas, para remover todas las partículas mayores a 100 micrones y así cumplir con los requerimientos de los sistemas autónomos A-ICD. Una vez que el fluido de perforación se encontró dentro de los parámetros solicitados, se corrió las mallas hasta el fondo sin mayor complicación. En las simulaciones de planificación se identificaron limitaciones en la presión de las bombas para alcanzar el caudal requerido

hacia un óptimo desplazamiento de los fluidos, por lo cual durante la ejecución del trabajo, el caudal fue menor al requerido, sin embargo a través de la planificación y mitigación del riesgo, el fluido de perforación base aceite fue exitosamente desplazado por salmuera limpia dentro del tiempo planificado. Con el hoyo limpio, el sistema removedor de revoque N-FLOW fue balanceado en todo el hoyo abierto. Las pérdidas observadas fueron similares a las de diseño de ingeniería en el laboratorio, indicándonos que el desempeño del sistema removedor de revoque N-FLOW fue como se había anticipado en el laboratorio. El equipo electro sumergible BES se bajó en salmuera tratada limpia. Finalmente el pozo fue puesto en producción y el caudal obtenido fue el doble del esperado por la operadora. El diseño a la medida para limpieza del pozo y el sistema removedor de revoque fueron factores claves en el éxito del pozo. Los procedimientos descritos en este documento pueden ser usados donde se perfore la zona de interés con un fluido de perforación base aceite y se baje sistemas de completación de alta tecnología con mallas A-ICD.

ABSTRACT

To successfully drill a reservoir section in the longest well to date in Ecuador, a non-aqueous fluid (NAF) drill-in fluid (DIF) was designed. Due to torque and drag concerns, the NAF-DIF was selected as the screen-running fluid (SRF). The run of the lower completion and the wellbore cleanup were optimized to efficiently remove the NAF-SRF from the wellbore. A customized filter-cake removal service was employed to remove the NAF-DIF filter cake and maximize production rates. To minimize formation damage risk, the NAF-DIF was specifically designed using a bridging package, calcium carbonate, and formation-friendly products to protect the reservoir. The bridging package relied on acid-soluble ground marble, sized to minimize filtrate invasion into the reservoir and optimize the filter-cake properties for easy removal by the breaker. After modeling and confirming the operational procedures for running the autonomous in-flow control device (A-ICD) screens,

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

effort in laboratory testing and removal design. The process described within this document can be replicated wherever a NAF-DIF is used and high-technology screens are to be employed.

INTRODUCCIÓN

Debido a restricciones ambientales y de costos en este campo en particular no fue posible construir una nueva plataforma para los nuevos pozos, por lo tanto se tuvo el reto de alcanzar nuevas zonas de interés desde una plataforma existente, teniendo como resultado el pozo más profundo y con mayor desplazamiento hasta el momento en el país (> 18000 ft en MD y > 10700 ft de desplazamiento vertical). Durante la ejecución de este pozo se encontraron algunos inconvenientes relacionados con arrastre y torque sobretodo siendo la sección horizontal de 6 pulgadas la de mayores retos. En las simulaciones y en los parámetros operacionales se mostraron altos valores de torque y arrastre incluso con el fluido de perforación base aceite. Por esta razón, en la planificación de la completación del pozo se realizó un análisis profundo buscando la mejor solución colaborativa para beneficio del pozo, dando como resultado la necesidad de correr los dispositivos autónomos de control de flujo AICD’s con el fluido de perforación base aceite en lugar de la práctica habitual de la salmuera limpia.

PERFORACIÓN

laboratory tests and software modeling were undertaken to design an effective wellbore cleanup, ensuring good displacement from the NAF-SRF to clean brine. Finally, the filter-cake removal treatment was designed to allow for sufficient delay to maximize breaker contact with the filter cake. The reservoir was drilled to a TD of 18,042 ft in 3 days without any losses or differential sticking. The final drilled wellbore contained coal layers, as well as kaolinite-rich shale, potentially complicating the screen running and completion. Before running the screens, the 9.6-ppg NAF-DIF was passed over 325 mesh screens for 7 hours in order to meet the required SRF cleanliness specification, as determined by the production screen test (PST). Once the NAF-SRF passed the PST, the screens were run to bottom without issue. Unfortunately, the pre-job simulations identified pump-pressure limitations such that the achievable pump rates were sub-optimal. Nonetheless, through thorough planning and risk mitigation, the NAF-SRF was successfully displaced to cleaner brine within the planned time. Afterwards, the delayed action filter-cake removal system was spotted. Losses were observed similar to the laboratory-engineered time, indicating that the system had performed as anticipated. The electrical submersible pump (ESP) was run in clean and treated brine, and the well was brought online. Finally, the well was produced at twice the expected rate and with lower basic sediment and water (BS&W) value. The customized design for wellbore cleanout and filter-cake removal was a key factor in the success of the well. Removing the oil-wet filter cake before production requires additional

DISEÑO DE LA SOLUCIÓN

Un adecuado fluido de perforación base aceite fue diseñado en zonas de reservorio. La distribución del tamaño de partícula del material de puenteo fue formulado para la arena a ser perforada. El diseño fue realizado sin el uso de arcilla organofílica y asfalto como se muestra en la Tabla 1.

Material

Concentración

Unidades

Base Aceite

60–70

% as OWR

CaCl2 Salmuera

30–40

% as OWR

Copolímero

4.0–6.0

lpb

Ácido graso

8.0–10.0

lpb

Ácido graso

4.0–5.0

lpb

Cal

1.0–3.0

lpb

Sepiolita

6.0–10.0

lpb

Material de puenteo: Carbonato de calcio diferentes tamaños

120–160

lpb

Tabla 1—Formulación del fluido de perforación para el reservorio 23

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Remoción de Revoque en Fluidos Base Aceite Autores: José Brito, Kléver Maiquiza – Halliburton Baroid

PERFORACIÓN

Fig. 1 – Diseño de material de puenteo para el reservorio en específico de acuerdo a la regla de Abrams (Abrams 1977).

correr las mallas y realizar las operaciones planificadas de completación, incluyendo la apropiada remoción del revoque antes de poner el pozo en producción. Varias simulaciones fueron realizadas al verificar los parámetros que se necesitan para correr las mallas determinando que no era posible correr los AICD en salmuera limpia debido a la falta de lubricidad y también a los altos valores de torque y arrastre, teniendo como resultado que se deben correr las mallas en el fluido de perforación base aceite. Para cumplir con esto, se realizó una adecuada planificación y pruebas de laboratorio debido a que este procedimiento no es una práctica tradicional en este tipo de completación.

Un aspecto clave en el fluido drill-in (fluido para zona de reservorio) es proveer un adecuado puenteo a fin de minimizar el daño de formación y formar un óptimo revoque. El reservorio fue caracterizado con un tamaño de garganta poral promedio de 90 micrones, así siguiendo la regla de Abrams (Abrams 1977), una mezcla de carbonatos de calcio de diferentes tamaños fue realizado para alcanzar un D50 de 30 micrones usando un software especializado (WellSet) como muestra la Figura 1. Durante la perforación la mezcla se mantuvo agregando horariamente carbonatos de tamaño medio y carbonatos de tamaño grueso según las recomendaciones del Software WellSet. El diseño apropiado fue confirmado usando pruebas de taponamiento de poro (PPT) que usa discos de aloxita con una porosidad y permeabilidad conocida. El filtrado es medido bajo condiciones de fondo de pozo (Reservorio) en este caso 1000 psi y 200°F. En general a menor filtrado el puenteo es más efectivo. Como requerimiento habitual en operaciones de completación, después de la perforación es necesario acondicionar el hoyo, desplazar el fluido de perforación por salmuera limpia, para Píldora fluido base

Con el procedimiento estándar para pruebas de laboratorio se ensayó el tren de píldoras propuesto con el fin de desplazar el fluido base aceite a una salmuera limpia usando tiempo de contacto, formulación y velocidad anular; así se obtuvo una limpieza mayor al 95 %. Los detalles de la prueba de laboratorio se resumen en la Tabla 2.

Píldora espaciadora

Píldora lavadora

Píldora viscosa

Salmuera final

Unidad

Fluido de perforación

% v/v

100

–

Base aceite

% v/v

–

100

–

Salmuera

% v/v

–

100

Goma Xantica

ppb

–

Carbonato de calcio

ppb

–

Lavador de casing

% v/v

–

Producto

Tiempo de contacto a 300 rpm, min

Tabla 2—diseño de espaciadores en el laboratorio. 24

PRUEBAS DE LABORATORIO Y DISEÑO DE ESPACIADORES.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

PERFORACIÓN

Figura 2. Imagen del diseño de los espaciadores en el laboratorio, mostrando cada paso como se indica en la tabla 2.

VALIDACIÓN DEL DISEÑO CON EL SOFTWARE ESPECIALIZADO CFG.

Las pruebas de laboratorio fueron complementadas con el soporte de las simulaciones en el programa CFG, donde se simuló el comportamiento de la presión de las bombas para un óptimo caudal de flujo y los volúmenes de espaciadores, los cuales se muestran en la tabla 3 y la figura 3. Los resultados de simulación muestran que cada uno de los parámetros recomendados considera el volumen y tiempo de contacto, debido a la existencia del espacio anular entre el casing de 9 5/8” y tubería de 5” es necesario un valor de velocidad anular pero por la restricción en la presión de las bombas fue necesario incrementar el volumen de la píldora de barrido, siendo incrementada de 50 bbl a 350 bbl para compensar la baja velocidad anular y el tiempo de contacto. Como se mencionó previamente, debido a la geometría del pozo y el hecho de que

las mallas ya habían alcanzado el fondo, el caudal de las bombas fue limitado a 4 bpm. El comportamiento de la simulación de la presión se muestra en la Figura 3.

DISEÑO DEL SISTEMA REMOVEDOR DE REVOQUE.

Para generar el revoque en el laboratorio se usó fluido de perforación base aceite para zona de reservorio según el procedimiento PPT usando un disco de aloxita que fue pesado antes y después de generar el revoque.

Figura 4 – Revoque sobre el disco de aloxita.

Densidad

Volumen planeado

Tiempo de contacto

Separación mínima

Volumen requerido

Razón

Base aceite

7 ppg

50 bbl

0 min

500 ft

24.33 bbl

Separación física

Push pill

Salmuera

10.2 ppg

50 bbl

0 min

1000 ft

48.66 bbl

Separación física

Wash pill

Salmuera

9.7 ppg

50 bbl

5 min

0 ft

20 bbl

Tiempo de contacto

Sweep pill

Salmuera

9.7 ppg

350 bbl

0 min

1000 ft

48.66 bbl

Separación física

Píldoras

Fluido base

Píldora Fluido Base

Tabla 3— CFG Software especializado para el diseño de espaciadores en fluidos de completación 25

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Remoción de Revoque en Fluidos Base Aceite Autores: José Brito, Kléver Maiquiza – Halliburton Baroid

PERFORACIÓN

Figura 3. Comportamiento de la presión de la bomba.

El revoque fue sumergido en el sistema removedor de revoque N-FLOW, bajo condiciones de temperatura de fondo de pozo, observando la disolución del revoque, el pH fue medido hasta alcanzar la disolución total del revoque, se pesó nuevamente el disco y se calculó la eficiencia de remoción como porcentaje. Figura 5 – Revoque sobre el disco de aloxita después de la acción del N-FLOW

Componente

Función

Concentración

Salmuera

Fluido base, fuente de agua libre.

75% v/v

Precursor de ácido fórmico (Sistema N-FLOW)

Este producto hidroliza en contacto con el agua libre en una salmuera no saturada para formar acido fórmico. El proceso depende del tiempo y la temperatura.

15% v/v

Agente de humectabilidad

Cambio de humectabilidad del aceite a agua a los sólidos del revoque para que puedan ser solubles al acido.

10% v/v

Surfactante fuerte – Solvente mutual

Cambio de humectabilidad del aceite a agua a los sólidos del revoque para que puedan ser solubles al acido.

10% v/v

Tabla 4—Detalles del diseño del Sistema removedor de revoque 26

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

EJECUCIÓN EN CAMPO

Luego de una apropiada planificación y pruebas de laboratorio, simulaciones y soporte de expertos en la materia, el siguiente plan fue ejecutado en el campo: • Se perforó el pozo hasta TD con el fluido base aceite para las zonas de reservorio, con una densidad de 9.7 lpg. • Se realizó el viaje a superficie con el BHA direccional y quebró el mismo. • Se armó el BHA para la limpieza de casing en tándem con las herramientas para casing de 9 5/8” y liner de 7” acondicionando el intervalo donde se asentaría el colgador del liner. • Se bajó hasta el fondo y circuló dos volúmenes de pozos usando en las zarandas mallas API 170, para remover cualquier partícula mayor a 100 micrones del fluido de perforación. Una vez finalizado este proceso, se realizó la prueba con las mallas de producción, la cual se realizó usando un cupón real para la prueba (Fig. 6) con las mismas características de las mallas que se encontraban en el fondo. Varios volúmenes de fluido de perforación se pasaron a través del cupón, usando un equipo para la filtración PPA y verificar que los sólidos o partículas no taponaran las mallas de producción. Una vez confirmado, con la prueba en las mallas de producción, que el fluido se encontraba en condiciones y el pozo limpio, se sacó el BHA de limpieza a superficie y se continuó con el plan

de corrida de las herramientas de completación como se indica a continuación: Se armó y bajó las mallas hasta el fondo. Se establece circulación y alcanza un caudal de 4 bpm. Se bombea el tren de píldoras de limpieza de casing según las pruebas de laboratorio y las simulaciones del software CFG. Se circula +- 2000 bbl de salmuera de 8.6 ppg tratada, intentando alcanzar valores menores a 0.1 % V/V de solidos totales suspendidos todo el tiempo y 30 NTUs en el fluido de retorno del pozo. Se balancea el sistema removedor de revoque N-FLOW en toda la sección horizontal. Se saca washpipe y se monitorea y cuantifica las pérdidas de fluido (salmuera tratada) en el pozo.

PERFORACIÓN

El sistema removedor de revoque fue diseñado como se indica abajo: Después de varias pruebas, la formulación que se muestra en la Tabla fue validada como la mejor opción para la apropiada remoción de revoque una vez que las mallas se encuentren en fondo.

RESULTADOS

El uso de fluido de perforación en lugar de salmuera para correr los AICD mostró ser exitoso, las mallas llegaron a fondo en 7 horas sin mayores complicaciones a pesar de que la geometría del pozo era compleja así como la existencia de zonas de carbón y lutitas con alto porcentaje de caolinita. El tren de espaciadores probados y simulados en laboratorio, así como el software fueron usados con buenos resultados, alcanzando parámetros claves en los retornos de la salmuera, se circuló aproximadamente dos volúmenes de pozo; durante el desplazamiento se observó una interface mínima entre los fluidos. La formulación del sistema removedor de revoque N-FLOW, el volumen y procedimiento para balancear en la sección horizontal en conjunto con la compañía del colgador de liner y las pruebas de producción de las mallas, mostraron

Figura 6 – Cupón de las mallas para verificar que no existen residuos de sólidos después de pasar el fluido de perforación. 27

PGE PETRĂ&#x201C;LEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

RemociĂłn de Revoque en Fluidos Base Aceite Autores: JosĂŠ Brito, KlĂŠver Maiquiza â&#x20AC;&#x201C; Halliburton Baroid

PERFORACIĂ&#x201C;N

Ăłptimos resultados; las pĂŠrdidas fueron observadas despuĂŠs de tres horas, ajustĂĄndose a las pruebas de laboratorio. Una vez que el equipo electro sumergible fue puesto a profundidad y el pozo puesto en producciĂłn, la producciĂłn fue el doble de lo esperado con un bajo BSW y valor de daĂąo de formaciĂłn (skin damage) negativo. La mezcla correcta de surfactantes y agentes de cambio de humectabilidad en conjunto con un precusor de ĂĄcido fĂłrmico de Ăşltima generaciĂłn, permitiĂł remover el revoque humectado al aceite y limpiar las paredes del pozo eliminando potenciales problemas relacionados a taponamientos de los AICD y baja productividad del pozo.

CONCLUSIONES:

Con la apropiada planificaciĂłn, pruebas de laboratorio, simulaciones y soporte de expertos en la materia, se pueden realizar los trabajos de forma adecuada, segura y sin NPT o retrasos en los mismos.

Pampite y Chimborazo, Centro de Negocios la Esquina, Torre 1 Oficina 2A (Sector CumbayĂĄ) Telf: +593-2-2042058 / +593-2-4016200 Quito, Ecuador

Las pruebas de laboratorio son claves en los trabajos de Wellbore Clean Out, asĂ como tambiĂŠn la formulaciĂłn a la medida del sistema removedor de revoque N-FLOW. El diseĂąo adecuado de un fluido de perforaciĂłn base aceite para zonas de reservorio, en conjunto con el apropiado WBCO y sistema removedor de revoque N-FLOW, permitiĂł mejorar la productividad del pozo, de esta forma se minimizĂł el daĂąo de formaciĂłn y permitiĂł incrementar la producciĂłn esperada.

REFERENCIAS BIBLIOGRĂ FICAS

Abrams, A. Mud Design to Minimize Rock Impairment Due to Particle Invasion. SPE5713. Published on Feb 28th, 1977. Second Symposium of Formation Damage Control, Housotn, 1977.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Estudio de factibilidad para determinar la concentración de diésel apropiada en las lechadas de re-inyección para la plataforma C del Campo Tiputini Autores: Corredores, Ariel; Lozano, Geovanny; MSc. Almeida, David; MSc. Gómez, Franklin RESUMEN

Los desechos en la industria petrolera han sido un gran problema a lo largo de la perforación de un pozo y más aún si estos contienen altos porcentajes de combustibles, como es el caso de los desechos de la Plataforma C del Campo Tiputini, en el cual se usó diésel junto con en el fluido de perforación para evitar la pega diferencial de tubería, lo que generó que éste regrese con altos porcentajes de diésel para la preparación de la lechada de re-inyección. Este estudio se divide en dos fases, la primera es la realización de pruebas en laboratorio con el fin de determinar las propiedades reológicas de la lechada de re-inyección, tales como tamaño de la partícula, densidad, contenido de sólidos, viscosidad por embudo de Marsh, esfuerzos de gel y factores de separación y sedimentación las cuales se realizaron con muestras tomadas en campo a las que se añadió diferentes porcentajes en volumen de diésel fuel #2 tomado al igual de los tanques de almacenamiento de la operadora. La segunda fase contempló el cálculo de viscosidad aparente y plástica además del punto de cedencia. Por último, se realizó la comparación de cada propiedad antes mencionada y se analizó sus variaciones con respecto a la lechada original y cada una de las muestras con diferentes porcentajes de diésel. Este estudio permitió recomendar un porcentaje óptimo y máximo aproximado en concentración de volumen de diésel para la lechada de re-inyección dentro de la plataforma C del Campo Tiputini.

ABSTRACT

The waste in the oil industry has been a major problem along the drilling of a well and even more if they contain high percentages of fuels, as is the case of the waste of the Platform C of the Tiputini Field, in which used diesel along with

drilling fluid to avoid differential pipe sticking, which caused it to return with high percentages of diesel for the preparation of the re-injection grout. This study is divided into two phases, the first is the performance of laboratory tests to determine the rheological properties of the re-injection grout, such as particle size, density, solids content, viscosity per Marsh funnel, gel efforts and separation and sedimentation factors, which were carried out with samples taken in the field to which different percentages were added in volume of diesel fuel # 2 taken as well as the storage tanks of the operator. The second phase includes the calculation of apparent and plastic viscosity in addition to the yield point. Finally, a comparison was made of each property mentioned above and their variations were analyzed with respect to the original grout and each of the samples with different percentages of diesel. This study allowed to recommend an optimum and maximum approximate percentage in volume concentration of diesel for the re-injection grout within C platform of the Tiputini Field.

PERFORACIÓN

Estudio de Factibilidad para Determinar la Concentración de Diésel Apropiada en las Lechadas de Re-inyección para la Plataforma C del Campo Tiputini Autores: Corredores, Ariel; Lozano, Geovanny; MSc. Almeida, David; MSc. Gómez, Franklin

Palabras clave: Lechada, re-inyección, viscosidad, esfuerzo de gel, separación, sedimentación, diésel. Keywords: Grout, re-injection, viscosity, gel effort, separation, sedimentation, diesel. Ariel Corredores Escuela Politécnica Nacional, Facultad de Ingeniería en Petróleos, Quito, Ecuador Geovanny Lozano Ariel Corredores Escuela Politécnica Nacional, Facultad de Ingeniería en Petróleos, Quito, Ecuador David Almeida Petroamazonas EP., Quito, Ecuador Franklin Gómez Escuela Politécnica Nacional, Facultad de Ingeniería en Petróleos, Quito, Ecuador

INTRODUCCIÓN

Dentro del tema de re-inyección de cortes de perforación se puede encontrar que la República del Ecuador no tiene información sobre el porcentaje apropiado o máximo que una lechada de re-inyección o cualquier tipo de desecho pueda contener de diésel. En el plano internacional existen regulaciones para el manejo de cortes de perforación el cual determina porcentajes máximos para los desechos contaminados con aceite donde se pueden citar los más importantes: En Estados Unidos de Norteamérica en general, la disposición de cortes de perforación impregnados con fluidos sea base aceite o mineral, están prácticamente prohibidos en todas las 29

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

PERFORACIÓN

jurisdicciones, en Noruega es legal disponer al mar recortes impregnados con fluidos base agua con contenidos de aceite menores a 1% en peso, probando que son biodegradables y que no son bioacumulables, en Canadá los recortes impregnados con fluidos base aceite no son permitidos descargar al mar bajo ninguna circunstancia, en Brasil la disposición de recortes impregnados con fluido base aceite está prohibido. (PEM-RP, 2012) La re-inyección de cortes de perforación es un método atractivo en cuanto a disposición de desechos de perforación se refiere, debido a su efectividad. Existen dos tipos primarios de desechos generados por la perforación de pozos de petróleo entre los que tenemos cortes de perforación y fluidos de perforación. (Bolaños, 2014). Durante la perforación del pozo Tiputini C-016, se tuvo un primer evento de pega diferencial en la Arenisca M1. La sarta o tubería de perforación fue liberada después de dos días de trabajo, y luego de desbalancear la columna hidrostática mediante la circulación de diésel en reemplazo de fluido de perforación (Almeida, 2017). Esto ha provocado que el fluido de perforación y los cortes luego de las operaciones retorne con altas concentraciones de diésel, lo que hace que la lechada de re-inyección por su alto contenido de combustible requiera un estudio para determinar la concentración adecuada de diésel para su re-inyección.

ASPECTOS METODOLÓGICOS

El estudio se divide en dos fases, la primera fue la fase experimental de laboratorio donde se hizo la preparación de las lechadas de re-inyección, se procede a realizar cuatro muestras en las cuales se agregan a la lechada 5, 10, 15 y 20% de diésel fuel #2 en volumen y se miden parámetros para cada concentración. En campo se toman 1500 ml de lechada de re-inyección donde se miden los siguientes parámetros: • Tamaño máximo de partícula • Densidad de lechada • Contenido de sólidos • Esfuerzos de gel mínima en 10 seg, 10 min y 30 min • Viscosidad de Embudo de Marsh • Factores de sedimentación y separación Luego se preparan mezclas incrementando sucesivamente el contenido de diésel desde 5% hasta el 20%. El diésel utilizado en el presente estudio procede de los Tanques de Almacenamiento de la Operadora PETROAMAZONAS EP en la locación Tiputini, Bloque 43, y presenta densidad de 85 kg/m3 a 15°C.Todos estos fueron 30

realizados a condiciones de laboratorio con una temperatura de 140 °F (60 °C) también se toman las lecturas del viscosímetro a diferentes rpm para el cálculo de la viscosidad aparente, viscosidad plástica y punto cedente. La segunda fase fue la parte del análisis donde de las mezclas preparadas se hizo comparaciones con los resultados de las diferentes propiedades reológicas a fin de conocer la variación de los resultados. Para la explicación del análisis se detalla el método que se procedió en cada propiedad. Tamaño de la partícula Este tamaño se lo determina a través de un proceso de tamizado donde se utiliza una malla #48 de la serie Tylor, las partículas más grandes a 300 micras retornan a una molienda para ser procesadas. (Sinopec, 2017) Densidad de la lechada La densidad (comúnmente llamada peso de la lechada) se midió con una balanza de lodo de suficiente precisión para obtener mediciones con un margen de error de 0,1 lb/gal. (0,5 lb/ pie3 o 5 psi/1.000 pies de profundidad) Contenido de sólidos Se usó una retorta de lodo con capacidad de calefacción en el “horno” para determinar la cantidad de líquidos y sólidos contenidos en las lechadas de prueba. Se colocó una muestra de la lechada dentro del vaso y se añadió la tapa para expulsar parte del líquido. Esto garantizó un volumen correcto. La muestra fue calentada hasta que los componentes líquidos se vaporizaron. Los vapores pasaron a través de un condensador y se recogieron en un cilindro graduado en porcentajes. El volumen de líquido, diésel y agua se midieron directamente en porcentajes. Los sólidos suspendidos y disueltos fueron determinados leyendo el espacio vacío en la parte superior del cilindro. (Sinopec, 2017) Esfuerzo de gel Los valores se determinaron con la lectura del viscosímetro a 3-rpm que se registró después de agitar la lechada a 600 rpm en el reómetro. La primera lectura se anotó después que la lechada haya estado estático por 10 segundos. La segunda y la tercera lectura se anotaron a 10 y 30 minutos respectivamente. Es posible que uno se extrañe por qué tenemos que registrar la lectura de 3 rpm después de 30 minutos. La razón de ello es debido a que la lectura de geles a los 30 minutos dirá qué tanto puede la lechada formar geles durante un extensivo período de tiempo en condiciones estáticas. Si la lechada tiene una alta resistencia a formar

geles creará una alta presión de bomba cuando se requiera romper circulación después que la lechada haya estado estática por largo tiempo. Además, el aumento en una tendencia de la resistencia del gel de 30 minutos indica una acumulación de sólidos ultra finos. Por lo tanto, la lechada debe ser tratada mediante la adición de químicos o diluyéndolo con fluido. (PerfoBlogger, 2015) Viscosidad de embudo de Marsh Manteniendo el embudo en posición vertical, se tapó el orificio con un dedo y vertió la muestra de lechada a través de la malla dentro de un embudo limpio, hasta que el nivel del fluido lleguó a la parte inferior de la malla (1.500 ml). Se retiró inmediatamente el dedo del orificio y se midió el tiempo requerido para que la lechada llene el vaso receptor hasta el nivel de 1-qt indicado en el vaso. Se ajustó el resultado al segundo entero más próximo como indicación de viscosidad Marsh. También se registraron las temperaturas de las diferentes lechadas en grados Fahrenheit y Celsius. Viscosidad aparente La viscosidad aparente en centipoises, tal como se determina con el viscosímetro de indicación directa, es igual a la mitad de la lectura a seiscientos rpm. VA=U_θ6002 (1) Dónde: VA= Viscosidad aparente (cp) U_θ600=Lectura del viscosímetro a 600 rpm.

Viscosidad plástica La viscosidad plástica se mide por medio del viscosímetro en centipoises, es igual a la diferencia de la lectura a seiscientos rpm con la lectura a trescientos rpm.

VP= U_θ600-U_θ300 (2) Dónde: VP= Viscosidad plástica (cp) U_θ600=Lectura del viscosímetro a 600 rpm U_θ300=Lectura del viscosímetro a 300 rpm

Punto de cedencia El punto cedente se mide en libras/ 100 pies² con la lectura del viscosímetro. Se calcula mediante la lectura de 300 rpm menos la viscosidad plástica.

YP= U_θ300-VP (3) Dónde: YP= Punto de cedencia (lb/(100〖ft〗^2 )) VP= Viscosidad plástica (cp) U_θ300=Lectura del viscosímetro a 300 rpm.

Sedimentación El factor de sedimentación en porcentaje se

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

determinó a través del proceso de separación de los componentes de la lechada de re-inyección durante el cual los sólidos decantan. El proceso de decantación se lo realizó con el método de centrifugación por un tiempo de 3 horas, después del cual se procedió a leer el porcentaje de sedimentación. (MI Swaco, 2017) Separación El factor de separación en porcentaje fue determinado a través de una prueba de filtrado por gravedad, la cual consistió en hacer pasar la lechada a través de un papel filtro con un área de filtración de 7,1 pulgadas cuadradas como indica la norma API para lodos de perforación. Primero se colocó el papel filtro dentro de un embudo y éste se situó sobre el recipiente de recogida, sostenido por el aro metálico. A continuación se vierte lentamente la lechada sobre el filtro, de forma que no se derrame el contenido. Finalmente, las partículas sólidas retenidas en el filtro son medidas en volumen y se determina porcentaje de separación en volumen con respecto al total de la muestra. (MI Swaco, 2017)

PERFORACIÓN

RESULTADOS

Los parámetros bajo los cuales son comparados los resultados obtenidos en la presente prueba fueron definidos por medio del ESTUDIO TÉCNICO PARA LA RE-INYECCIÓN DE FLUIDOS TPTC 03. (Petroamazonas EP 2017) • Tamaño máximo de partícula: 300 micras • Densidad de lechada: 1.15 a 1.3 g/cm3 • Contenido de sólidos en volumen: hasta 20 % • Esfuerzo de gel mínima en 10 seg, 10 min y 30 min: 18, 25 y 27 lb/100ft2, respectivamente • Viscosidad de Embudo Marsh: 60 - 90 seg/ cuarto • Factor de separación: hasta el 1% • Factor de sedimentación: hasta el 10% Los resultados obtenidos de las pruebas realizadas se muestran en la tabla 1 donde se pueden ver las propiedades de la lechada a diferentes concentraciones de diésel. En base a estos resultados se procedió a calcular las diferentes propiedades que afectan al asentamiento de las partículas sólidas como son: viscosidad plástica, viscosidad aparente, y punto de cedencia, para las diferentes concentraciones los cuales se muestran en la tabla 2; asimismo se muestran resultados de los factores de separación y sedimentación. Véase tabla 3.

DISCUSIÓN

llos eventos de más riesgo en la reinyección de cortes son el asentamiento de las partículas 31

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Tabla 1. Propiedades de la Lechada Concentración Diésel

PERFORACIÓN

Parámetros

10%

15%

20%

Densidad, SG

1.28

Contenido de Aceite %

Contenido de sólidos %

Contenido de Aceite %

Viscosidad de embudo, sec/qt

θ3

θ6

θ100

θ200

θ300

θ600

Resistencia de Gel (lb/100ft²) 10 seg

10 min

30min

Tabla 2. Cálculo de VA, VP, YP. Concentración Diésel

Propiedades

10%

15%

20%

Viscosidad plástica (cp)

Viscosidad aparente (cp)

32,5

36,5

45,5

Punto de cedencia (lb/100)

Tabla 3. Factores de separación y sedimentación. Propiedades

Concentración Diésel 0%

10%

15%

20%

Separación (%)

0,5

0,49

0,5

0,51

0,5

Sedimentación (%)

7,7

12,5

14,5

sólidas y el taponamiento. El asentamiento de las partículas sólidas y taponamiento dependen fuertemente del tamaño de partícula (regido por el tamaño de la fractura), viscosidad de la lechada y tiempo de suspensión entre las inyecciones. Por ello, el propósito fundamental de este trabajo fue analizar las propiedades antes mencionadas en base a datos de laboratorio del bloque 43. Las muestras fueron tomadas de la plataforma C del Campo Tiputini. Para dar respuesta al objetivo planteado en el trabajo se analizaron diferentes parámetros: a) Las viscosidades plásticas, Aparente, y de embudo además del punto cedente. b) La resistencia al gel a 10 segundos, 10 minutos y 30 minutos. c) Los factores de asentamiento y separación de la lechada. Todos estos fueron analizados a diferentes 32

valores de concentración de diésel con una misma densidad, cantidad de sólidos y temperatura. Efecto del diésel en la viscosidad. Al adicionar diésel a la lechada se aprecia una caída de la viscosidad por embudo de Marsh en las mezclas con porcentajes de 5% hasta 10%, luego de lo cual se observa un incremento de la viscosidad de embudo con valores superiores a la muestra original para las mezclas de 15% y 20%. Un comportamiento similar se puede ver en las otras propiedades medidas como viscosidad aparente, viscosidad plástica y punto cedente, donde los valores de mezcla diésel-lechada de hasta el 10 % se mantienen dentro de un rango cercano al valor de la lechada por sí sola, lo cual no se aprecia para valores mayores al 10% de diésel. Véase la Figura 1.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Efecto del diésel en la resistencia al gel En lo que respecta a los esfuerzos de gel se aprecia que fueron ligeramente superiores al rango recomendado 18/25/27 lb/100ft2. Se puede decir que no afecta la eficiencia de suspensión de la lechada en estado de reposo del fluido. Véase la Figura 2.

efecto que sufre es en sus viscosidades y el factor de sedimentación mientras que en la resistencia al gel y el factor de separación su comportamiento es casi constante con una variación mínima y dentro de los parámetros establecidos como aceptable.

Efecto del diésel en los factores de sedimentación y separación Las lechadas con 15% y 20% de diésel presentan parámetros que se encuentran dentro de los rangos recomendados para garantizar una adecuada suspensión de sólidos, a excepción del factor de sedimentación, cuyos valores obtenidos (12.5% y 14.5%, respectivamente) fueron elevados y no garantizan una suspensión adecuada de sólidos. Véase la Figura 3. Por lo expuesto, se observa que al añadir diésel en la lechada de re-inyección todas sus propiedades reológicas sufren diferentes cambios dentro de los cuales se puede ver que el mayor

Se puede decir, que en efecto de las propiedades reológicas y analizando el significado de viscosidad una lechada óptima para la re-inyección se encuentra entre un 5 y 10 % de contenido en diésel ya que su viscosidad en estas condiciones llega a disminuir y este efecto sería beneficioso para la re-inyección. Al concluir con este análisis y al observar los resultados se puede responder al objetivo general del trabajo, y se dirá que se determinó la lechada apropiada para la re-inyección dentro del Campo Tiputini Plataforma C y se encuentra a un máximo del 10 % de diésel en concentración en volumen de lechada.

OBSERVACIONES

PERFORACIÓN

Figura 1. Efecto del diésel en la Viscosidad Figura 2. Efecto del diésel en los Esfuerzos de Gel

Figura 3. Efecto del diésel en los Factores de Separación y Sedimentación 33

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

CONCLUSIONES

PERFORACIÓN

• Para obtener una buena suspensión de sólidos en la lechada elaborada para ser inyectada en el PAD C del Campo Tiputini, considerando las características de la formación y del pozo inyector, el factor de sedimentación no debe ser mayor al 10% en un periodo de 3 horas. • Las lechadas con 0%, 5% y 10% de diésel presentan parámetros que se encuentran dentro de los rangos recomendados para garantizar una adecuada suspensión de sólidos. • Una concentración de diésel de hasta el 10% en la lechada, llega a ser la apropiada debido a que no compromete las propiedades de suspensión y viscosidad manteniéndolas dentro de los rangos establecidos, esto es un indicativo hacia su aplicación en la lechada de re-inyección para la plataforma C de la plataforma Tiputini. • Para concentraciones mayores al 10% de diésel, se nota variaciones significativas en las propiedades reológicas de la lechada, en ciertas propiedades como esfuerzos de gel se tolera hasta concentraciones del 15%, teniendo valores cercanos a los de la muestra estándar, pero no se aprecia igual resultado en el factor de sedimentación, cuyos valores obtenidos (12,5% y 14,5%) fueron elevados y no garantizan una suspensión adecuada de sólidos. • En la actualidad existen varios tipos de procesos para el uso de los cortes de perforación, desde almacenamiento, uso en asfaltos hasta el más recomendado que es la reinyección, la cual, sin duda es la mejor opción ya que luego de un tratamiento adecuado es introducida nuevamente en un pozo, y se obtiene un porcentaje de cero descarga.

RECOMENDACIONES

• En base a los resultados obtenidos durante la elaboración de esta investigación, se recomienda usar contenidos de diésel no mayores al 10% en porcentaje en volumen en las lechadas, para su uso e implementación dentro de la plataforma C del campo Tiputini. • Al realizarse los análisis solo a concentraciones en aumento de 5 %, se recomienda continuar el estudio con análisis a partir del 10 % pero con elevaciones de diésel en 1% para poder determinar una cantidad más exacta de diésel a ser re-inyectado. • Se recomienda la realización de más análisis del factor de separación ya que el método

de filtrado por gravedad puede ser mejorado utilizando otros métodos aplicando diferentes presiones.

REFERENCIAS

• Almeida, D.(2017). Reduction of the Probability of Occurrence of Differential Pressure Sticking Through the Use of Diesel on Water - Based Drilling Muds (Tesis de Maestría). EPN. • Bolaños Carranza, V. E. (2014). Disposición Ambiental de los Cortes de Solidos Asociados a la Perforación de Pozos Petroleros Aplicando la Re-Inyección de Cortes de Perforación en el Bloque 16 del Oriente Ecuatoriano. Quito: Universidad Tecnológica Equinoccial. • Geehan, T., Guo, Q., SPE, M-I SWACO, Pincock, M., & Sakhalin Energy Investment Co. (2005). Managing Risk and Uncertainties in Drill Cuttings Re-Injection in Challenging Enviroments-Field Experience from Sakhalin Island. Galveston, Tx: SPE 93781. • García, M., Benavides, L. et all. (2009). Determinación de la condición de riesgo para el proceso de reinyección de cortes de perforación en pozos agotados en dos plataformas costa fuera en el suroeste de la Sonda de Campeche. Revista del Instituto de Investigaciones FIGMMG, Vol. 12, N° 24. • MI Swaco, (2017). Estudio de Laboratorio de Lechadas de re-inyección de cortes con Diésel. • PEM-RP Tabasco, (2012). Plan de Manejo de Recortes de Perforación en el Estado de Tabasco. • Petroamazonas EP. (2017). Estudio Técnico para Re-inyección Fluidos TPTC 03. • PerfoBlogger (2015). Resistencia de Geles en el Lodo de Perforación. Recuperado de http://perfob.blogspot.com/2015/07/resistencia-de-geles-en-el-lodo-de.html • PerfoBlogger (2016). Contenido de Sólidos en el Lodo. Recuperado de http://perfob. blogspot.com/2016/04/contenido-de-solidos-en-el-lodo.html • Quanxin, Guo, Ahmed, S., (2003), Worldwide Drill Cuttings Injection Permitting Requirements and Guidelines, Houston, Texas, SPE 80587 • Sinopec, (2017). Análisis de la Influencia del Diésel en la Suspensión de la Lechada

Convenio Marpol: problemas, desafíos y oportunidades para el sector de refinación Autores: Dr. Andrés Miño Ron, MSc. Rubén Vásquez

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Convenio Marpol: problemas, desafíos y oportunidades para el sector de refinación Autores: Dr. Andrés Miño Ron, MSc. Rubén Vásquez La Organización Marítima Internacional, mediante el Convenio MARPOL Anexo VI, decidió reducir el límite máximo del contenido de azufre en los combustibles navieros a nivel mundial del actual 3,5% a 0,5% (porcentaje másicos) a partir del 2020. Esta regulación deja un tiempo limitado y obliga al establecimiento de estrategias de planificación en las industrias de refinación y navieras. En el 2016, la demanda del transporte marítimo se estimó en 3,8 millones de barriles por día de productos petroleros, de la cual el fuel oil (74%) y el diésel (21%) son los dos principales productos. Los refinadores tratarán de maximizar su flexibilidad para producir diésel, fueloil y mezclas de estos dos combustibles con contenidos de azufre inferiores a 0,5%. La regulación impactará negativamente los márgenes de refinación, principalmente en las refinerías pequeñas y de baja complejidad. Se esperan importantes disminuciones en el precio del fueloil de alto contenido de azufre y substanciales incrementos del precio de los destilados medios y del fueloil de bajo contenido de azufre. El estudio y evaluación inicial del potencial manejo de las corrientes de refinación permitirá maximizar el uso del equipamiento existente y optimizar operaciones. La optimización de la carga y la modernización o expansión de las unidades de hidrodesulfuración de diésel son alternativas que tendrán las refinerías. Con mayor inversión, las unidades de hidrocraqueo son alternativas existentes para orientar la producción hacia destilados medios con reducidos contenidos de azufre a partir de diferentes cargas, aumentando la flexibilidad de la refinería.

ABSTRACT

The International Maritime Organization, through the MARPOL Annex VI Regulation, decided to lower the maximum allowed sulphur content for marine bunkers from 3.5% to 0.5% (weight basis) as of 2020. This regulation leaves

limited time and forces the establishment of strategic planning in refining and shipping industries. In 2016, marine transportation demand was estimated at 3.8 million barrels per day of petroleum products, for which fuel oil (74%) and diesel (21%) are the two key products. The refiners will try to maximize their flexibility to produce diesel, fuel oil and blends of these two fuels with sulfur contents below 0.5%. This regulation will negatively impact the refining margins, mainly in small and low complexity refineries. Important declines in high sulfur fuel oil prices and substantial increases in medium distillates and lowsulfur fuel oil prices are expected. Initial study and evaluation of the streams management potential will allow to maximize use of existing equipment and to optimize operations. The optimization of the feed pool and the upgrade or revamp of the diesel hydrodesulfurization units are alternatives that refineries will have. With greater investment, hydrocracking units are current alternatives to lead production towards medium distillates with reduced sulfur content from different feed pools increasing the refinery’s flexibility.

INTRODUCCIÓN

El Convenio MARPOL (por sus siglas en inglés “Marine Pollution”) implementado por la Organización Marítima Internacional (OMI) restringe los principales contaminantes atmosféricos contenidos en gases de escape de los buques, en particular los óxidos de azufre (SOx) y óxidos de nitrógeno (NOx). En 1997 se adoptó el Anexo VI al Convenio MARPOL y posteriormente ha sido revisado en varias ocasiones, siendo los principales cambios la reducción progresiva de emisiones de SOx, NOx y material particulado a nivel mundial y la creación de las zonas de control de emisiones (ECA, “Emissions Control Areas”) con el fin de reducir aún más las emisiones de contaminantes atmosféricos en

Fecha recepción: 08 de mayo de 2018 Fecha aprobación: 11 de junio de 2018 Palabras clave: Marpol Anexo VI, fueloil, márgenes de refinación, hidrocraqueo. Keywords: MARPOL Annex VI, fuel oil, refining margins, hydrocracking. Andrés Miño Ron, PhD. Doctor en Catálisis de Refinación de la Universidad de Lille y el Instituto Francés del Petróleo, Máster en Catálisis y Procesos de la Escuela Nacional de Química de Lille y del IFP School, Ingeniero Químico de la Escuela Politécnica Nacional. 10 años vinculado al sector petrolero principalmente en el área de refinación, mercado petrolero y docencia universitaria. Actualmente se desempeña como Consultor Independiente y Docente Universitario a tiempo parcial en pregrado y postgrado. Rubén Vásquez, MSc. Máster en Ingeniería Química de la Universidad de Delft, Ingeniero Químico de la Escuela Politécnica Nacional. Ha trabajado en refinería por 13 años desempeñándose en cargos Técnico Operativos y Gerenciales y como Docente Universitario a tiempo parcial. Actualmente se desempeña como Consultor Independiente en Petróleo y Gas.

REFINACIÓN

RESUMEN

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

REFINACIÓN

zonas marítimas designadas. La última revisión del Anexo VI, en octubre 2016, la OMI decidió reducir el límite máximo del contenido de azufre en los combustibles navieros a nivel mundial del actual 3,5% a 0,5% (porcentajes másicos), con efectos a partir del 1 de enero de 2020 y para todas las áreas fuera de las zonas ECA las cuales ya adoptaron 0,1% como límite máximo de contenido de azufre en los combustibles marítimos. La regulación ecuatoriana del contenido de azufre en el fueloil naviero está establecida en la norma INEN 2208:1999 (primera edición), la cual fija como requisito del fueloil naviero grado 25 y 35 el contenido máximo de azufre en 2% (porcentaje másico) y el fueloil naviero grado 45 en 2,3% (según esta norma el fueloil naviero se clasifica según su viscosidad en 3 grados). El contenido de azufre en todos los casos es considerablemente superior al contenido del Convenio MARPOL que entrará en vigencia en el año 2020. El Convenio MARPOL, de entrar en vigencia y con un cumplimiento estricto a partir del 2020, deja un tiempo limitado y presiona al establecimiento de estrategias de planificación en las refinerías y flotas de buques para cumplir con dicha regulación. La implementación de esta normativa conducirá, muy probablemente, a un tenso mercado de productos petroleros con los respectivos impactos en los márgenes de refinación y políticas locales. Podrían esperarse altos premios para diésel o fueloil con bajos contenidos de azufre, así como severos descuentos para los combustibles con alto contenido de azufre. Esta regulación impulsará en el sector naviero la demanda de combustibles bajos en azufre (potencialmente más ligeros) en lugar de combustibles altos en azufre (principalmente combustibles pesados) o a la transición o mayor uso de gas natural. Los buques tendrán también la alternativa de instalar depuradores para tratar los gases ácidos de combustión producto del uso de combustibles con alto contenido de azufre (Schinas O. et Stefanakosb Ch.N., 2014). El efecto de esta regulación también se sentirá en el alza de los costos de transporte marítimo, incluyendo el petrolero. Por su parte, la industria de refinación también enfrenta un desafío importante para adaptarse a las nuevas condiciones del mercado de productos petroleros. Como primera estrategia, los refinadores tratarán de maximizar su flexibilidad, el uso de equipamiento existente y la optimización de sus operaciones para producir diésel y fueloil con bajos contenidos de azufre con poca o sin necesidad de inversión. Posteriormente, las 36

refinerías deberán evaluar técnica y económicamente las mejores alternativas de inversión disponibles, ya sea en expansión, modernización o adquisición de nuevas unidades de proceso. En el mediano plazo, esta regulación adoptada por la OMI constituye el mayor impacto en la estrategia de los sectores de refinación y marítimo. Este artículo iniciará analizando el contexto de la implementación del Convenio MARPOL desde el punto de vista de estructura en la demanda de combustibles del sector naviero a mediano plazo, sus implicaciones en el sector de refinación y en el mercado internacional de productos petroleros. Luego, se plantean alternativas que dispone el sector de refinación para cumplir con esta regulación. Las alternativas se han identificado en base a literatura académica y opciones comerciales que han propuesto las principales empresas mundiales de tecnología y servicios del sector de refinación. El contexto ecuatoriano es revisado en cada parte. Contexto: Demanda de combustibles del sector naviero en el mediano plazo y sus implicaciones en el sector de refinación El transporte marítimo es un importante consumidor de productos petroleros, el cuál alcanzó alrededor del 4% de la demanda mundial de productos petroleros en el año 2016 (Figura 1). Los productos petroleros utilizados en el sector naviero son el fueloil, diésel y la mezcla de estos dos combustibles. Se estima que más del 70% de esta demanda es cubierta por el fueloil. Además de su importancia en la demanda de petróleo, el transporte marítimo internacional también es un importante emisor de contaminantes atmosféricos, en particular de dióxido de azufre (SO2). En 2015, se determinó que el transporte marítimo internacional emitió 8,2 millones de toneladas de SO2, lo que equivale al 10% de las emisiones mundiales de SO2 relacionadas con el sector energético (World Energy Outlook 2016, p120). El uso de combustibles alternativos (no derivados de petróleo) en el sector naviero es una opción para cumplir con las nuevas regulaciones. Los potenciales combustibles alternativos, con contenidos de azufre de 0,5% o inferior, son gas natural licuado (GNL), metanol, biocombustibles, gas licuado de petróleo, dimetiléter. Se prevé que el GNL como combustible naviero tendrá una participación mínima en el mediano plazo, pero podría volverse significativo en el largo plazo, mientras que el uso de los otros combustibles alternativos para el sector marino al 2020 se considera despreciable (CE Delf Report, 2016). La Organización de Países Exportadores de

Convenio Marpol: problemas, desafíos y oportunidades para el sector de refinación Autores: Dr. Andrés Miño Ron, MSc. Rubén Vásquez

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Otros usos

Terrestre

15,6

43,0

Transporte 54,6

Industria

Otros 1,8

25,2

Aviación 6,0

Marítimo 3,8

Otros usos

Terrestre

Otros

Petróleo (OPEP) estimó la demanda del sector naviero por tipo de combustible en el mediano plazo según muestra la Figura 2. En el 2020 se estima una tasa de cumplimiento a la regulación del 66% y en los años posteriores esta tasa de cumplimiento seguirá incrementándose gradualmente. Así, en el 2022, se espera una tasa de cumplimiento del 84%. El sector naviero que no cumple con la regulación corresponde a los buques que se podrán acoger al no cumplimiento legal a través del mecanismo FONAR (Fuel Oil Non-Availability Request) que según el Anexo VI permite el no cumplimiento legal siempre y cuando los buques demuestren que no pueden obtener el combustible requerido; a la potencial excepción de buques con compromisos existentes de instalar depuradores; y en cierto nivel a la no aplicación de la regulación o al no cumplimiento ilegal. Desde el punto de vista del tipo de combustible, la figura muestra un incremento considerable de la demanda de diésel puro en el sector naviero. Entre los años 2016 a 2019, el consumo de diésel en el sector naviero se establece invariable y en un valor estimado de 0,8 millones de barriles por día (mbd). A partir del 2020, el incremento del uso de diésel se torna significativo. Así, en el 2020 el consumo de diésel se estima en 1,1 mbd y en el 2022 en 1,4 mbd.

Aviación

Marítimo

En relación a los depuradores a bordo, a partir del 2020, se prevé un incremento del número de buques que cuenten con estos sistemas para tratar los gases de combustión del fueloil con alto contenido de azufre, reduciendo la necesidad de producir combustibles limpios. Así, se estima que, en el 2020, alrededor de 2500 buques tendrán depuradores instalados y se incrementarán a 4500 en el 2022 (World Oil Outlook 2017, p152). Esta proyección es previsible ya que actualmente los navieros no tienen incentivos financieros para la inversión en depuradores, por lo que la instalación de estos sistemas se incrementará a partir del 2019 o 2020, momento en el cual el amplio diferencial de precio entre el fueloil de alto contenido de azufre con los combustibles bajos en azufre soportará la inversión de estos sistemas. En agosto 2017, se estimó que 360 buques han instalado sistemas de depuración y en mayo 2018 este número ha crecido a aproximadamente 494 buques (Barrow K., et Saya S., 2018). Para el 2020, el sector de refinación afrontará un incremento significativo de combustibles producidos a partir de mezclas de combustibles con un contenido máximo de azufre del 0,5%. En la proyección considerada, la demanda de este tipo de combustible en el 2019 se estima

REFINACIÓN

Industria

Figura 1. Demanda de crudo por sector en millones de barriles por día, año 2016. (World Oil Outlook 2017, p118). (*) Otros usos: generación eléctrica, residencial, comercial, agricultura; Otros transporte: ferrocarriles y transporte navegable domésticos.

Figura 2. Demanda del sector naviero por tipo de combustible en el mediano plazo. (World Oil Outlook 2017, p151). 37

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

REFINACIÓN

en 0,2 mbd mientras que la demanda para el mismo combustible en el 2020 se incrementa a 1,2 mbd y con incrementos posteriores anuales graduales. Parte de este tipo de combustible se obtendrá a partir de la producción de fueloil con bajo contenido de azufre, pero la mayor parte será a través de la mezcla de diésel y fueloil. La regulación de la OMI especifica solo el contenido de azufre y no indica explícitamente el tipo de combustible, lo que significa que el espectro de combustibles puede ser diésel, fueloil con varios contenidos de azufre o varias mezclas de estos combustibles. Esto permite diferentes aproximaciones desde el lado de refinación donde la flexibilidad en términos de rendimientos o mezclas en refinación pueden ser utilizados. Por otro lado, a partir del 2020, se espera avances tecnológicos en los sistemas de depuración e inversión ya realizada en el sector de refinación a fin de producir mayores volúmenes de fueloil con bajo contenido de azufre implicando una reducción del consumo de diésel para mezcla con fueloil. Bajo estas proyecciones, se prevé que los refinadores tratarán de maximizar su flexibilidad para producir diésel y fueloil con bajos contenidos de azufre sin incrementar la cantidad de crudo que se procesa a menos que esto sea inevitable, principalmente por el uso adicional en las unidades secundarias incluyendo las unidades de desulfurización. Uno de los caminos más probable de incrementos de capacidad será conducido a través de la maximización de los rendimientos en destilados medios, los cuales pueden ser mezclados con fueloil para lograr producir 0.5% máximo en contenido de azufre en la mezcla de combustibles. Sin embargo, en función del tipo de crudo disponible y los rendimientos en refinación más probables, se obtendrá una sobreoferta de fueloil. En este caso, la sobreoferta de fueloil, con precios deprimidos, se espera que sea finalmente consumida en los sectores de generación de energía en los que también en un futuro se puede esperar que las normas de combustibles sean más rigurosas. La aplicación de la regulación global del contenido de azufre en el fueloil naviero producirá en el sector de refinación mundial incremento de márgenes para algunos refinadores y disminución de márgenes para otros. El cambio en la demanda de combustibles navieros impactará no solo en el precio del fueloil sino también en otros productos petroleros principalmente en los destilados medios. Se espera que el mercado reaccione con incrementos importantes de precio en los destilados medios, así como en el fueloil de bajo contenido de azufre, mientras que 38

el precio del fueloil de alto contenido de azufre disminuya considerablemente en el 2020. Los complejos refinadores que están diseñados para la producción de destilados medios y los que procesan crudos pesados con altos contenidos de azufre experimentarán altos márgenes, ya que en este último caso se presume que el precio de estos crudos también disminuya. Potencialmente, estos serían casos aplicables a las refinerías de Estados Unidos y Europa. Las refinerías de baja complejidad dependerán del crudo que procesan y las mezclas de productos. Por ejemplo, en el caso brasileño, cuyas refinerías procesan crudos de bajos contenidos de azufre aumentaran su competitividad luego del 2020 ya que con una adecuada configuración de procesos de mezcla sus productos entrarán en norma. Desde este punto de vista, la aplicación de la normativa pondrá a las refinerías pequeñas y de baja complejidad en una desventaja comparativa a los grandes competidores ya que estas refinerías se enfrentarán a un incremento desproporcionado de costos de inversión para lograr cumplir con la norma. El sector de refinación ecuatoriano cuenta con tres refinerías: Esmeraldas de mediana conversión, La Libertad y Shushufindi de baja conversión, las cuales en total procesan alrededor de 175 mil barriles por día. El fueloil que producen estas refinerías se clasifica como fueloil #4 y fueloil #6. El fueloil #4 se comercializa para consumo en los sectores industrial, eléctrico, naviero nacional e internacional y petrolero. El fueloil para consumo interno de las refinerías se mezcla con un corte diésel como diluyente. El fueloil #6 que se produce es un combustible de exportación y se obtiene a partir de la mezcla de residuo con Cutter Stock de importación. Del total de la producción de fueloil #4 se estima que alrededor del 35% va hacia el sector naviero, mientras que el fueloil #6 de exportación, según nuestro conocimiento, tiene como uso final el sector de generación de energía. Bajo el contexto analizado en los párrafos precedentes, a partir del 2020, se prevé una evidente disminución de precios del fueloil en los mercados internacionales, principalmente del fueloil naviero, pero también se proyecta, como efecto colateral, una disminución de los precios del fueloil utilizado en otros sectores. En el caso ecuatoriano, tanto el fueloil No. #6 y el fueloil No. #4 registran, según fuentes oficiales, contenidos de azufre entre 1,5 a 2%, por lo que sus precios serán afectados negativamente. El mayor impacto es en el caso del fueloil #6, ya que el ingreso por exportaciones de este combustible disminuirá.

Convenio Marpol: problemas, desafíos y oportunidades para el sector de refinación Autores: Dr. Andrés Miño Ron, MSc. Rubén Vásquez

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Análisis y evaluación inicial La mejor planificación inicia con un estudio inicial, establecimiento de una línea base, y evaluación técnica del potencial manejo de las corrientes de las distintas unidades de refinación. El camino más efectivo para adaptarse, con poca o sin necesidad de inversión, es maximizar el uso del equipamiento existente y optimizar operaciones. Los activos que posee una empresa, así como, el talento humano deben ser utilizados a su máximo potencial para adaptar la producción a las nuevas condiciones del mercado (“make the most of what you have”). Así, por ejemplo, optimizar el manejo de las corrientes de alimentación y salida de las unidades de hidroprocesamiento, manejar adecuadamente las corrientes de fueloil según su contenido de azufre utilizando y aprovechando corrientes como crudo reducido y los fondos de vacío de las diferentes unidades de proceso. Este análisis y evaluación inicial deben ser realizados en conjunto con los departamentos de planificación lineal y financiero para asegurar que los ajustes a los procesos conduzcan a mejoras en los rendimientos financieros (Thordis, A. et al., 2013). Simultáneamente, con una estimación adecuada de los precios del fueloil en base a marcadores internacionales y proyecciones de precios se podrá estimar los impactos en el margen de refinación una vez que entre en vigencia el Convenio MARPOL. A partir del análisis inicial se desprenderán una serie de opciones tecnológicas que implican costos de inversión desde presupuestos limitados hasta fuertes inversiones con retornos en plazos mayores. Entre las principales opciones estudiadas, en los siguientes párrafos, se presentan dos alternativas que adaptarían los productos petroleros producidos hacia las nuevas condiciones de mercado. Unidad hidrodesulfuradora de diésel Las unidades de hidrodesulfuración de diésel serán uno de los principales focos de atención para adaptar la producción a las nuevas regulaciones de contenido de azufre debido a que el diésel jugará un rol fundamental para cumplir con la demanda del sector naviero ya sea tanto puro o en mezcla con fueloil. Los aspectos técnicos de esta unidad fueron abordados en la 15va edición de esta revista (Mino, A., 2017). La primera alternativa en estas unidades, luego de la optimización del catalizador y

parámetros de operación, es el análisis de las corrientes de alimentación. Generalmente, las corrientes de alimentación de estas unidades son el corte diésel proveniente de destilación primaria, sin embargo, existen ciertas unidades como la de craqueo catalítico, de viscoreducción, de coquizado que también producen corrientes de tipo diésel (mismo punto de ebullición, pero de distinta composición molecular) susceptibles de alimentar la unidad de hidrodesulfuración para la obtención de diésel de bajo contenido de azufre y que usualmente se emplean como base para las mezclas con fueloil (Chong P. et al., 2016). Así, estas corrientes podrían desplazar diésel de destilación directa incrementando la disponibilidad de este combustible y reduciendo la producción de fueloil. Si bien esta alternativa conduce a un incremento de la producción de diésel no hidrotratado, este combustible tiene un mayor valor comercial que el fueloil. La segunda alternativa es la expansión y/o modernización de la unidad con el objetivo de incrementar la capacidad y flexibilidad para tratar cortes diésel prevenientes de otras unidades secundarias, ya mencionadas anteriormente, y de esta manera desulfurar la mayor cantidad posible de las corrientes diésel. Unidad de Hidrocraqueo (HYC, hydrocracking) El hidrocraqueo es un proceso de refinación catalítico de creciente importancia. Destilados de las unidades de vacío (cortes característicos entre 380 °C a 500 °C) son convertidos a productos más livianos y limpios, principalmente naftas, kerosene, y diésel. Los principales factores que contribuyen al crecimiento de las unidades de HYC son la demanda de combustibles para transporte, especialmente diésel, y la tendencia a la disminución del mercado de fueloil. Los procesos de HYC a más de craquear, hidropurifican los productos eliminando casi todas las impurezas como el azufre, el nitrógeno y saturan con la presencia de hidrógeno las moléculas craqueadas. Adicionalmente, la operación con gran exceso de hidrógeno impide la formación de coque sobre los catalizadores evitando una rápida desactivación de los mismos (Moulijn J. et al. 2013). Las regulaciones para el diésel principalmente restringen contenidos máximos de azufre y aromáticos y número mínimo de cetano. La Tabla 1 muestra las propiedades mencionadas de las corrientes diésel encontradas generalmente en una refinería. Según los valores presentados, se observa que el corte diésel de los procesos de HYC presenta las propiedades más favorables:

REFINACIÓN

ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS EN EL SECTOR DE REFINACIÓN PARA CUMPLIR CON EL CONVENIO MARPOL

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

bajo contenido de azufre, bajo contenido de aromáticos y alto número de cetano. El HYC es un proceso muy versátil y flexible. Se puede enfocar en la producción de destilados medios o de naftas según los requerimientos del mercado. Se considera un proceso complementario al FCC. Mientras la unidad de FCC procesa la parte más liviana, por ejemplo, diésel de la unidad de destilación al vacío, la unidad de HYC procesa cargas más aromáticas como los aceites cíclicos (cortes diésel con contenido elevado de aromáticos) de FCC y destilados de los procesos de craqueo térmico (viscoreducción, coquizado, flexicoquizado); aunque también puede procesar diésel pesado de destilación atmosférica y diésel pesado de vacío, así como cargas de las unidades de desasfaltado. En la Figura 3 se presenta las diferentes configuraciones de procesos de hidrocraqueamiento que han sido desarrolladas: 1) Etapa simple, 2) Dos etapas y 3) Flujo en serie. La Tabla 2 presenta las condiciones de proceso según las etapas de configuración.

La HYC de etapa simple es muy similar al hidrotratamiento excepto por el catalizador utilizado y condiciones de operación más severas, es la configuración más sencilla y requiere la inversión más baja. El proceso está enfocado más hacia las reacciones de hidrogenación que para las reacciones de craqueamiento y los fondos quedan hidrotratados (libres de contaminantes, pero con un peso molecular no muy diferente al de alimentación). Un proceso relativamente nuevo es la ‘Mild Hydrocraking’ – HYC de mediana severidad cuya ventaja es que se la puede implementar en hidrotratadoras existentes incrementando la severidad de operación; relativamente con una baja inversión la flexibilidad de la refinería se incrementa. En el caso del HYC en dos etapas, la conversión de los compuestos de nitrógeno y azufre y las reacciones de craqueo e hidrogenación ocurren separadamente en 2 reactores con remoción intermedia de amonia y ácido sulfhídrico. El efluente del primer reactor es fraccionado mientras que los fondos del fraccionador son

Corriente

Contenido de Azufre (%)

Contenido de aromáticos (%)

Número de cetano

Diésel de destilación directa

1 - 1.5

20 - 40

40 - 50

Diésel (Aceite cíclico) de craqueo catalítico

2 - 2.8

>70

<25

Diésel de procesos térmicos*

2-3

40 - 70

30 - 50

Diésel de hidrocraqueo

< 0.01

<10

50 - 55

REFINACIÓN

Tabla 1. Propiedades de las corrientes diésel producidas en diferentes unidades de refinación (Bousquet, J., y Valais, M., 1996). (*) Unidades de viscoreducción, coquizado, flexicoquizado.

Figura 3. Configuraciones de hidrocraqueo (HT: hidrotratamiento, HC: hidrocraqueamiento, F: Fraccionadora, Hydrowax: Fondos o parafinas hidrotratados) (Maxwell, I.E. et al., 1997). 40

Convenio Marpol: problemas, desafíos y oportunidades para el sector de refinación Autores: Dr. Andrés Miño Ron, MSc. Rubén Vásquez

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Condiciones de operación

Mediana severidad*

Etapa simple

Dos etapas/Flujo en serie

Temperatura (°K)

670 – 700

610 -710

530 -650

Presión H2 (bar)

50 -80

80 – 130

80 -130

Presión total (bar)

70 -100

100 – 150

Catalizador

Ni/Mo/S/ɤ-Al2O3

Ni/W/S/USY zeolite

Tabla 2. Resumen de condiciones de operación de los procesos de hidrocraqueamiento (*) Aplica para etapas simples, por ejemplo, modernización de hidrotratadoras de diésel existentes o nuevas unidades.

CONCLUSIONES

A partir del 1 de enero de 2020, el Anexo VI del Convenio MARPOL reducirá el límite máximo del contenido de azufre en los combustibles navieros a nivel mundial del actual 3,5% a 0,5% (porcentajes másicos). De esta manera, el sector de transporte marítimo prevé un incremento significativo de la demanda de combustibles producidos a partir de mezclas de diésel y fueloil así como de diésel puro con contenidos máximos de azufre del 0,5%. Contrariamente, la demanda de fueloil con contenidos de azufre superiores a 0,5% disminuirá drásticamente en pocos años. La aplicación del Convenio MARPOL conducirá a incrementos importantes de precio en los productos diésel y fueloil de bajo contenido de azufre, mientras que el precio del fueloil de alto contenido de azufre disminuirá considerablemente. Esta variación de precios impactará directamente en los márgenes de refinación. En el caso de refinerías de mediana o baja conversión, el margen de refinación se verá afectado negativamente. En Ecuador, el principal impacto será la disminución de ingresos por exportaciones del fueloil #6. Frente a este nuevo contexto del mercado de productos petroleros, el sector de refinación deberá iniciar su estrategia estableciendo un

estudio inicial o línea base. Este análisis inicial parte desde una evaluación técnica del potencial manejo de las corrientes de las distintas unidades de refinación de manera a incrementar la flexibilidad de la refinería para obtener mayores rendimientos en destilados medios. Seguidamente, se podrá identificar y evaluar las mejores alternativas técnico-económicas existentes. En el desarrollo de este artículo se han identificado como alternativas la optimización de las corrientes de alimentación de la unidad de HDS, la expansión y modernización de la unidad HDS y la implementación de unidades de hidrocraqueo de mediana severidad. Las alternativas que tiene la industria de refinación para enfrentar las nuevas regulaciones del Convenio MARPOL son diversas y ajustables según el caso de cada refinería. Así, la industria de refinación se enfrenta a un importante desafío en el mediano plazo, sin embargo, las nuevas condiciones de mercado también crearán oportunidades para las empresas que optimizan sus activos y realizan una planificación estratégica fundamentada en principios técnicos y rendimientos económicos.

BIBLIOGRAFÍA

REFINACIÓN

hidrocraqueados en el segundo reactor. En este caso toda la carga es convertida en productos livianos. El proceso se puede optimizar hacia producción de nafta o destilados medios a través de catalizadores diferentes en la segunda etapa o modificando las condiciones en el fraccionador. En el proceso Flujo en Serie, el producto del reactor de hidrotratamiento es directamente alimentado al reactor de HYC sin remover amonia ni ácido sulfhídrico. El catalizador de hidrocraqueamiento deberá operar bajo condiciones ricas de amonia lo que reduce su actividad catalítica debido a la adsorción de amonia en los sitios ácidos del catalizador, sin embargo, el desarrollo de catalizadores menos sensibles a amonia ya ha sido alcanzado.

1. Organización de Países Exportadores de Petróleo, World Oil Outlook 2017, 2017, ISBN 978-3-9503936-4-4. 2. International Energy Agency, World Energy Outlook 2016, 2016, ISBN: 978-92-6426495-3. 3. US Energy Information Administration, International Energy Outlook 2017, Septiembre 2017. 4. Barrow K., Saya S., IMO 2020—The Global Bunker Fuel Sulfur Cap Quarterly Update, IHS Markit, Junio 2018. 5. US Energy Information Administration, With increased regulation, continued decline in residual fuel oil demand is expected, Today in Energy, Octubre 2015. 6. Schinas O., Stefanakosb Ch.N., Selecting technologies towards compliance with MARPOL Annex VI: The perspective of 41

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

7. 8.

10.

operators, Transportation Research Part D: Transport and Environment 2014, 28, 28-40. CE Delft, Stratas Advisors, UMAS, NMRI, Petromarket Research Group, Final Report: Assessment of Fuel Oil Availability, 2016. Thordis A., Martin G., Renzo A., Procurement planning in oil refining industries considering blending operations, Computers & Chemical Engineering 2013, 58, 1-13. Chong P., Xiang-chen F., Rong-hui Z., Rong G., Wen-yue H., Commercial analysis of catalytic hydroprocessing technologies in producing diesel and gasoline by light cycle oil, Catalysis Today 2016, 276, 11-18. Moulijn J., Makkee M., Van Diepen A., Che-

mical Process Technology, Wiley, Segunda edición, 2013. 11. Mino A., Hidrodesulfuración de diésel automotriz, Revista PGE Petróleo&Gas, 15va edición, diciembre 2017. 12. Bousquet, J., Valais, M., Trends and constraints of the European refyning industry. Applyed Catalysis A: General, 1996, 134, 8-18. 13. Maxwell, I.E. Minderhoud, J.K., Stork. W.H.J., Van Veen, J.A.R., Hycrocracking and catalytic dewaxing, in Handbook of Heterogeneous Catalysis, 1997, VCH, Weinheim, 2017-2038.

Multipliquemos por 10 la vida útil de nuestra maquinaria Autor: Ing. Kepti Lenin Tinoco

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Multipliquemos por 10 la vida útil de nuestra maquinaria Autor: Ing. Kepti Lenin Tinoco

Uno de los temas al cual debieran prestar mucha atención los Ingenieros de mantenimiento de maquinaria en general es el monitoreo en laboratorio de las condiciones del lubricante en uso en sus equipos. El análisis de laboratorio de este fluido nos proporciona valiosa información sobre las condiciones en que se encuentra la máquina , al mismo tiempo que nos informa sobre las condiciones de desgaste de la misma y la presencia de contaminantes externos en el fluido. Este trabajo presenta comentarios a tres estudios realizados por especialistas de carácter internacional y un estudio realizado en Ecuador. El primer estudio se refiere al monitoreo del nivel de limpieza de aceite hidráulico nuevo realizado por la firma alemana Hydac, en el cual queda en evidencia que siempre es necesario filtrar el aceite nuevo antes de colocarlo en la máquina. El segundo realizado por la Universidad del Estado de Oklahoma en los Estados Unidos demuestra que es posible multiplicar la vida útil de un componente mecánico en más de 10 veces si trabajamos con un nivel de limpieza óptimo. El tercero realizado por el Instituto Británico de Hidromecánica también llega a comprobar que la vida de un cojinete puede multiplicare hasta 20 veces si llevamos el nivel de limpieza del lubricante hasta un nivel excelente. Por último, a nivel del Ecuador hacemos un resumen de los niveles de limpieza en 5 tipos de lubricantes tras 15 años de haber realizado conteo de partículas a 4.000 muestras en aceite de numerosas marcas de lubricantes. Los Ingenieros mecánicos y personal de mantenimiento saben que lo normal es que la mayoría de los mecanismos que requieren de un lubricante tengan un filtro para mantener lo más limpio posible el fluido; esto es indispensable en motores de combustión interna. También es común la presencia de sistemas de filtrado en ciertos circuitos de lubricación de sistemas hidráulicos y cojinetes en general, turbinas de generación eléctrica, prensas hidráulicas e inyectoras plásticas.

SUMMARY

One of the topics to which general machinery maintenance engineers should pay attention is the monitoring of the conditions of the lubricants used in their equipment. The laboratory analysis of the fluid gives us valuable information about the conditions in which the machine is found. It also informs us about the wear conditions of it and the presence of external contaminants in the fluid. This work comments on three studies carried out by international specialist and a study carried out Ecuador. The first study refers to monitoring the level of cleanness of new hydraulic oil made by the German firm Hydac. This study puts in evidence the necessity of filtering the new oil before placing it in the machine. The second, carried out by the Oklahoma State University from the United States, shows that it is possible to multiply the useful life of a mechanical component in more than 10 times if we work with an optimum cleaning level. The third, performed by the British Institute of Hydromechanics, also verifies that the life of a bearing can multiply up to 20 times if we bring the level of cleanliness of the lubricant to an excellent position. Finally, at the Ecuadorian level, we briefly summarize the cleaning levels of lubricants after 15 years of particle counting of 4.000 oil samples from numerous brands of lubricants. Mechanical engineers and maintenance personnel know that is a normal requirement for most mechanisms to have a lubricant filter to keep the fluid as clean as possible: this is essential in internal combustion engines. It is also common to have filtering arrangements in certain lubrication circuits of hydraulic systems and bearings in general, electric generation turbines, hydraulic presses and plastic injectors.

Palabras clave: ISO: Organización internacional de normas Nivel de limpieza ISO: Código que se refiere a la norma ISO 4406 SAE: Sociedad Americana de Ingenieros Automotrices Flushing: lavado interno de un mecanismo utilizando un lubricante liviano Keywords: ISO: International Standard Organization ISO clean level: Code that refer to ISO 4406 SAE: Society of Automotive Engineers Flushing: Internal washing of a mechanism using a light lubricant Kepti Lenin Tinoco Ingeniero Químico de la Universidad de Guayaquil. Gerente de Astriven S.A.(Empresa especializada en Ingeniería en Lubricación y Microfiltrado) Fecha recepción: 09 de mayo de 2018 Fecha aprobación: 31 de mayo de 2018

¿SON LIMPIOS LOS ACEITES NUEVOS QUE NOS PROVEEN LOS FABRICANTES?

Desde el punto de vista práctico, el término limpio es relativo, por cuanto depende mucho de la aplicación que tendrá el fluido, pero en 43

MANTENIMIENTO

RESUMEN

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

MANTENIMIENTO

términos generales podemos concluir que el lubricante nuevo no es suficientemente limpio. El nivel de limpieza de un lubricante o combustible es un término técnico que debemos interpretarlo siguiendo las normas técnicas que existen para el efecto. El nivel de limpieza del lubricante casi siempre está dado por medio de la norma ISO 4406. De esta norma existen 3 versiones que se aprobaron en los años 1987, 1991 y 1999. Nosotros nos vamos a centrar en la versión del año 1999 que es la que se encuentra vigente a la fecha. La mencionada norma utiliza 3 dígitos para señalar el nivel de limpieza de un lubricante: el primero indica el número de partículas de 4 micras y mayores a 4 micras, el segundo a partículas de 6 micras y mayores a 6 micras, el tercero se refiere a partículas de 14 micras y mayores a 14 micras; siempre se toma como base un volumen de líquido de 1 mililitro. Para conocer los respectivos valores veamos el gráfico 1. Los contadores de partículas modernos normalmente detectan al menos 6 o 7 tamaños de partículas, llegando en muchos casos hasta mayores de 72 micras, pero siempre el código se refiere a 4, 6 y 14 micras. Ejemplo.- Nivel de limpieza ISO 22/21/18: Significa que en 1 mililitro de aceite existen: 22.- De 20.000 a 40.000 partículas de 4 micras o más 21.- De 10.000 a 20.000 partículas de 6 micras o más 18.- De 1.300 a 2.500 partículas de 14 micras o más

Gráfico 1.- Rangos de la norma ISO 4406, versión 1.999 para determinar el nivel de limpieza de un lubricante. 44

Códigos de limpieza ISO 4406:1999 Cantidad de partículas por mL de Fluido Código ISO Mínimo Máximo 1 0.01 0.02 2 0.02 0.04 3 0.04 0.08 4 0.08 0.16 5 0.16 0.32 6 0.32 0.64 7 0.64 1.3 8 1.3 2.5 9 2.5 5 10 5 10 11 10 20 12 20 40 13 40 80 14 80 160 15 160 320 16 320 640 17 640 1300 18 1300 2500 19 2500 5000 20 5000 10000 21 10000 20000 22 20000 40000 23 40000 80000 24 80000 160000 25 160000 320000 26 320000 640000 27 640000 1300000 28 1300000 2500000

ESTUDIO DEL NIVEL DE LIMPIEZA DE LUBRICANTES HIDRÁULICOS REALIZADO POR LA COMPAÑÍA HYDAC

Las plantas de lubricantes de todo el mundo, en general, elaboran sus productos utilizando filtros de malla tipo mesh 80. Es necesario precisar que estos filtros pueden dejar pasar partículas de hasta 150 micras. Por supuesto que sí existen fabricantes de lubricantes que comercializan productos micro-filtrados con un nivel de limpieza mínimo, pero no es lo común, pues depende del requerimiento del cliente y el producto microfiltrado tiene un costo superior. De allí que el estudio de la compañía Hydac de Alemania presenta aceite hidráulico nuevo con un nivel de limpieza de hasta ISO 22/21/18, esto quiere decir 125 veces más sucio que el ISO 15/14/11 que recomiendan los fabricantes de componentes hidráulicos. Ver gráfico 2.

Gráfico 2.- Tres muestras de aceite nuevo de diferentes recipientes comparadas con el nivel de limpieza recomendado por los fabricantes de componentes hidráulicos.

En el gráfico 2 podemos observar el estudio realizado por la compañía Hydac. El significado del nivel de limpieza ISO 22/21/18 lo explicamos antes. El significado del nivel de limpieza ISO 15/14/11 lo podemos obtener usando la tabla del gráfico 1. Justamente tomando como base el número de partículas de 4 micras o mayores a este tamaño presentes en un mililitro de la muestra, nos damos cuenta que si dividimos 20.000 para 160 comprobamos que el aceite nuevo de un tambor de 55 galones es nada más que 125 veces más sucio que el aceite recomendado por el fabricante de los componentes hidráulicos. Debemos tener claro que el nivel de limpieza de los lubricantes es muy variable, pues estamos hablando de partículas microscópicas invisibles a simple vista (lo más pequeño

Multipliquemos por 10 la vida útil de nuestra maquinaria Autor: Ing. Kepti Lenin Tinoco

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

INFLUENCIA DEL NIVEL DE LIMPIEZA DEL LUBRICANTE EN LA VIDA ÚTIL DE UN COMPONENTE MECÁNICO TRABAJO REALIZADO POR LA UNIVERSIDAD DEL ESTADO DE OKLAHOMA

Este valioso documento fue desarrollado en los Estados Unidos por la Universidad del Estado de Oklahoma hace 23 años y es uno de los estudios más importantes para trabajar profesionalmente en el campo del microfiltrado de lubricantes y prolongar la vida útil de mucha maquinaria en todo el mundo. Como puede verse existen 4 cuadrantes con la presencia de 4 tipos de mecanismos: sistemas hidráulicos y motores diésel, rodamientos, cojinetes y turbo maquinaria, cajas de engranaje y otros.

EXTENTION LIFE TABLE (TABLA DE EXTENSION DE VIDA), Universidad de Estado de Oklahoma, Estados Unidos.

Para comparar determinado nivel de limpieza usando las dos versiones de la norma ISO 4406, versión 1991 y versión 1999, debemos comparar los dos dígitos de la norma de 1991 con los dos

últimos dígitos de la norma de 1999. Ejemplo ISO 15/14/11 en versión 1999 es igual a ISO 14/11 en versión 1991. Como información adicional cabe mencionar que las dos normas técnicas más antiguas orientadas a determinar el nivel de limpieza del lubricante son la SAE 749D del año 1963 y la norma NAS 1638 del año 1964. Esta última aún la utilizan ciertos fabricantes de equipos. Vayamos al gráfico 3 y utilizando la Extention Life Table veamos el efecto en la vida de determinado mecanismo al mejorar el nivel de limpieza del lubricante con el cual trabaja: Circuitos hidráulicos y motores diésel: Si el lubricante en uso tiene un nivel de limpieza de ISO 21/16 y nosotros lo micro-filtramos y lo mejoramos hasta ISO 16/13, multiplicaremos la vida del componente 4 veces; si el mismo aceite lo mejoramos hasta ISO 12/9, multiplicaremos la vida del componente más de 10 veces. Cojinetes y Turbo Maquinaria: Si el lubricante en uso tiene un nivel de limpieza de ISO 22/19 y nosotros lo micro-filtramos para mejorarlo hasta ISO17/14 multiplicaremos la vida del componente hasta 4 veces; si lo mejoramos hasta ISO 14/11 multiplicaremos la vida del componente 8 veces. Un factor que influye siempre en la prueba de conteo de partículas, para determinar el nivel de limpieza de lubricante en uso, es la coloración de la muestra, pues siempre el aceite de coloración clara como el aceite hidráulico será más fácil analizarse con contador automático. En cuanto a los aceites de motor de coloración oscura será necesario utilizar el método de bloqueo de poro. Es muy importante para preservar la durabilidad de maquinaria que utiliza un lubricante, cada vez que se realiza una instalación nueva o se repara un motor o circuito de lubricación hacer un flushing con un aceite liviano antes de volver a operar el equipo. Algunos fabricantes de maquinaria si lo hacen y lo recomiendan, pero a nivel de la industria en general muy poco se lo realiza. El flushing o lavado interno del circuito de lubricación por supuesto ayudará mucho a preservar la vida del equipo pues está orientado a retirar partículas de limalla, partículas de soldadura, tierra y otras impurezas que si no se retiran quedarán dentro de la máquina y harán mucho daño.

MANTENIMIENTO

que ve el ojo humano es 40 micras) y también depende mucho de la forma en que tomemos la muestra y la limpieza del recipiente; para realizar un trabajo profesional es aconsejable utilizar recipientes con nivel de limpieza certificado y la persona que toma la muestra lo haga siguiendo el procedimiento correcto. Recordemos que partículas tan pequeñas como de 5 o 10 micras pueden causar grave daño a componentes altamente sensibles de una máquina, lo cual se agrava más cuando se trabaja a altas presiones.

TRABAJO REALIZADO POR EL INSTITUTO BRITÁNICO DE HIDROMECÁNICA Gráfico 3.- Tabla de Extensión de Vida. Está basada en la norma ISO 4406, versión 1991, en la cual el primer dígito se refiere a partículas mayores a 5 micras y el segundo partículas mayores a 15 micras.

El segundo trabajo sobre el mismo tema es el documento preparado por el Instituto Británico de Hidro-Dinámica. El resumen de este trabajo se puede apreciar en el gráfico 4.

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

EFECTO DE LAS PARTÍCULAS EN LA VIDA ÚTIL DEL COJINETE*

*Asociación Británica de Investigación en Hidromecánica (BHRA) Gráfico 4.- Efecto de las partículas del aceite en la vida útil del cojinete.

RESUMEN DEL TRABAJO DE INVESTIGACIÓN SOBRE CONTEO DE PARTÍCULAS DE ACEITE REALIZADO A NIVEL DEL ECUADOR EN UN PERÍODO DE 15 AÑOS. MANTENIMIENTO

La compañía ASTRIVEN S.A. en un período de 15 años, desde 2003 hasta el presente año 2018 ha analizado un total aproximado de 6.500 muestras de aceite lubricante usado, de las cuales a un total aproximado de 4.000 les ha Tipo de aceite Aceite ISO 46 en uso Aceite SAE 10W en uso Aceite SAE 15W/40 nuevo* Aceite SAE 15W/40 en uso* Aceite ISO 32 en uso Aceite SAE 40 en uso**

Tipo de equipo Cojinetes de turbinas de generación hidroeléctrica Sistema hidráulico de maquinaria de construcción Motor diésel de maquinaria de construcción Motor diésel de maquinaria de construcción Cojinetes de turbinas a gas de generación eléctrica Motores diésel estacionarios que queman combustible residual

corrido la prueba de conteo de partículas para determinar el nivel de limpieza utilizando la norma ISO 4406, versión 1999. De estas 4.000 muestras aproximadamente el 99 % han sido muestras de sistemas hidráulicos, circuitos de lubricación de cojinetes y cajas de engranaje, no más de 40 muestras han sido de aceite de motor. A continuación presentamos un resumen de los niveles de limpieza encontrados en aceite usado en 5 tipos diferentes de aplicaciones: Es necesario resaltar que la determinación del nivel de limpieza de los lubricantes a nivel de laboratorio normalmente se aplica para aceites de sistemas hidráulicos y aceites de lubricación de cojinetes principalmente en el caso de turbinas de generación de electricidad hidráulicas, de vapor, gas y eólicas. En menor proporción se usa para aceites de cajas de engranaje. No es una prueba que habitualmente se corra para aceites de motores de combustión interna. Sin embargo, por la Tabla de Extensión de Vida construida por la Universidad de Oklahoma hemos visto que la mayor o menor limpieza del lubricante afecta a los motores diésel de la misma forma que a los sistemas hidráulicos. Con este antecedente debemos ser conscientes de esta realidad y tomar las medidas necesarias para almacenar con mucho cuidado este tipo de aceite al mismo tiempo que darles mucha importancia al cambio de filtros así como al flushing cuando se realice la reparación de un motor, especialmente en el caso de motores estacionarios, así como también se lo podría hacer con los motores de maquinaria pesada. A continuación veamos el gráfico 6 que nos presenta los niveles de limpieza mínimos que recomiendan los fabricantes de algunos mecanismos típicos y de componentes hidráulicos. Es necesario recalcar que la mayoría de los fabricantes de componentes hidráulicos

Nivel de limpieza peor encontrado

Nivel de limpieza mejor encontrado

Nivel de limpieza aceptable según aplicación

ISO 23/21/17

ISO 15/13/10

ISO 17/15/12

ISO 26/25/22

ISO 17/16/14

ISO 17/15/12

ISO 24/21/15

ISO 18/16/13

ISO 19/17/14

ISO 24/23/21

ISO 20/19/16

ISO 19/17/14

ISO 22/21/19

ISO 13/13/10

ISO 17/15/12

ISO 28/26/21

ISO 24/21/17

ISO 21/20/18

*El conteo de partículas en aceite de motor no es una prueba que se realiza habitualmente. ** En este caso se realizó el conteo de partículas como un caso particular de investigación. Gráfico 5.- Resumen (mirada rápida) del conteo de partículas realizado a un total de 4.000 muestras de aceite lubricante en el Ecuador. 46

Multipliquemos por 10 la vida útil de nuestra maquinaria Autor: Ing. Kepti Lenin Tinoco

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

NIVELES DE LIMPIEZA MÍNIMOS RECOMENDADOS POR LOS FABRICANTES MECANISMO

Código ISO

Rodamientos

15/12/10

Cojinetes planos

17/15/12

Reductores industriales

17/15/12

Servo válvulas

15/13/11

Válvulas proporcionales

16/14/12

Bomba de pistones

17/15/12

Bomba de paletas

17/16/13

Válvulas de control de presión/flujo

17/16/13

Válvulas solenoide

18/16/14

MANTENIMIENTO

Gráfico 6.- Niveles de limpieza mínimos recomendados por los fabricantes de mecanismos más comunes y componentes hidráulicos. Los códigos indicados están con la norma ISO 4406, versión 1999.

Figura 7.- Máquina portátil para realizar trabajos de microfiltrado de lubricante

recomiendan micro-filtrar el aceite nuevo antes de colocarlo en la máquina. También es común que se utilicen máquinas portátiles para realizar microfiltrado del lubricante tipo diálisis cuando se realiza monitoreo programado del nivel de limpieza del aceite. Ver gráfico 7.

CONCLUSIONES Nuestra recomendación es que toda empresa elabore un programa de mantenimiento pro-activo

por medio del monitoreo continuo de las condiciones físico-químicas del lubricante en uso incluyendo en los análisis la prueba de conteo de partículas. Otra prueba que consideramos indispensable es la de metales gruesos por RFS, puesto que la prueba de ICP plasma que normalmente se utiliza en todo el mundo se refiere solo a metales finos, que hasta cierto límite es un desgaste normal de la máquina, mientras que al detectar metales gruesos, se está midiendo el desgaste anormal. 47

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

REFERENCIAS

1. Hydac. Empresa fabricante de filtros . Matriz en Alemania. Estudio de laboratorio para determinar nivel de limpieza de aceites hidráulicos del mercado. 2. Effective Contamination Control. Seminario dictado por la Compañía NORIA 3. Extention Life Table. Universidad del Estado de Oklahoma, Estados Unidos 4. EFECTO DE LAS PARTICULAS EN LA VIDA UTIL DEL COJINETE. Instituto Británico de Hidrodinámica

5. ASTRIVEN S.A.(Guayaquil, Ecuador).Departamento Técnico.Reportes de laboratorio de análisis de lubricantes. Pruebas realizadas en el laboratorio Cahsman Fluid Analysis, Estados Unidos 6. Guía de Administración de Sistemas Hidráulicos. CATERPILLAR 7. Coming Clean on Turbine Maintenance. Shell Global Solution 8. Cleanliness Level Correlation Table. Parker Fluidpower Motion & Control Distributor.

"No escatimar esfuerzos en la entrega de servicios de primera clase con el mejoramiento continuo y la conquista de lo adverso."

COOPERACIÓN INTERNACIONAL PROSPECCIÓN GEOFÍSICA ESTUDIOS GEOLÓGICOS INGENIERÍA DE PERFORACIÓN PERFORACIÓN, COMPLETACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO DE POZOS PERFORACIÓN PARA DESARROLLO DE TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN SERVICIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN REGISTRO LITOLÓGICO CEMENTACIÓN PRIMARIA Y/O REMEDIAL REGISTROS ELÉCTRICOS EN HUECO ABIERTO O ENTUBADO, CAÑONEO ESTIMULACIÓN DE POZOS PARA MEJORAMIENTO DE PRODUCTIVIDAD INGENIERÍA Y EXPLORACIÓN EMERGENCIA RESCATE Y CONTROL DE INCENDIOS CONSTRUCCIÓN DE FACILIDADES E INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN FABRICACIÓN Y VENTAS COOPERACIÓN PARA DESARROLLO DE ENERGÍA

Evaluación de la concentración de vanadio como indicador de contaminación de origen petrolero Autor: Luis Alberto Villacreces Carvajal

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Evaluación de la concentración de vanadio como indicador de contaminación de origen petrolero Autor: Luis Alberto Villacreces Carvajal El objetivo del estudio fue evaluar la utilidad del vanadio como indicador de contaminación de origen petrolero. Varias muestras de petróleo, agua superficial, suelo, sedimento y tejido de peces fueron sometidas a diferentes procesos de digestión y analizadas para V, Ni y otros metales mediante absorción atómica por flama y horno de grafito. Se determinaron además varias propiedades del petróleo crudo y la partición del vanadio mediante un experimento de lixiviación. Se aplicó lógica difusa para determinar riesgo por V. En 39 muestras de petróleo se encontró una media de 99 mg kg-1 de V y 31 mg kg-1 de Ni; existe alta correlación (r=0,95) entre V y Ni; la relación V/Ni es cercana a 4 que indica condiciones reductoras y formación reciente. Se encontró cierta correlación entre el vanadio y algunas propiedades del crudo: viscosidad (r=0,78), densidad API (r=0,58) y %S (r=0,55). Para obtener valores de fondo, 20 muestras de aguas superficiales y 20 muestras de suelo fueron recolectadas en áreas sin aparente influencia antrópica; se encontró un promedio de V de 0,54 μg L-1 en aguas y 22,9 mg kg-1 en suelos. En sitios con impacto de actividades hidrocarburíferas, se tomaron 26 muestras de suelo; se analizó además el contenido de hidrocarburo; no se encontró correlación importante entre V, Ni y TPH, sin embargo, se determinó enriquecimiento de V y Ni con respecto a valores de fondo. Mediante el experimento de lixiviación, se determinó la cantidad de vanadio que podría pasar del petróleo al agua con un cambio de pH y con presencia de surfactantes. No se encontró correlación de V con WQI. Al aplicar un índice de geoacumulación (Igeo) se obtuvieron valores <2. En tejido muscular de peces no se detectó V. Se proponen como valores criterio: 2,5 μg L-1 para aguas, 100 mg kg-1 para suelos.

ABSTRACT

The aim of this study was to determine the usefulness of vanadium as an indicator of pollution from oil. Oil samples, surface water, soil,

sediment and fish tissue were subjected to different processes of digestion and analyzed for V, Ni and other metals by flame atomic absorption and graphite furnace. It also determined several properties of crude oil and the partition of vanadium leaching by experiment. Fuzzy logic was applied to determine risk for V. In 39 samples of oil were found an average of 99 mg kg-1 of V and 31 mg kg-1 of Ni, there is a high correlation (r = 0.95) between V and Ni, the V / Ni is close to 4 indicating reducing conditions and recent formation. We found some correlation between some properties of vanadium and oil: viscosity (r = 0.78), API gravity (r = 0.58) and % S (r = 0.55). For background values, 20 surface water samples and 20 soil samples were collected in areas without apparent human influence, it was found an average of 0.54 mg L-1 of V in water and 22.9 mg kg-1 in soils. At sites with impact of hydrocarbon activities, 26 samples of soil were collected and also analyzed for hydrocarbon content, there was no significant correlation between V, Ni and TPH; however, we determined the enrichment of V and Ni with respect to background values. By leaching experiment, it was determined the amount of vanadium that could pass from oil to water with a pH change and in the presence of surfactants. There was no correlation of V with WQI. Applying an index of geoaccumulation (Igeo) values were <2. In fish muscle tissue was not detected V. Values are proposed as criteria: 2,5 μg L-1 fo r water, 100 mg kg-1 for soil.

Fecha recepción: 15 de marzo de 2018 Fecha aprobación: 31 de mayo de 2018 Palabras clave: Vanadio, níquel, petróleo, fuzzy logic. Keywords: Vanadium, nickel, oil, fuzzy logic. Luis Alberto Villacreces Carvajal Químico (ESPOCH, 1996), Maestría en Gestión Ambiental (ESPE, 2011), Maestría en Calidad, Seguridad y Ambiente (UCE, 2015), Supervisor de Laboratorio de la Jefatura de Gestión Ambiental de la Subgerencia de SSA, EP PETROECUADOR, Presidente de la Comunidad de Doctores en Química de la ESPOCH. luis.villacreces@ eppetroecuador.ec

INTRODUCCIÓN

El vanadio (V) descubierto por Sefstrom en 1831, se encuentra de manera natural en suelo y agua, ocupa el puesto 22 de abundancia, con una concentración media de 150 mg kg-1.[Crans & Tracey (1998), El-Moselhy (2006)]. Mayores concentraciones pueden encontrarse en carbón y en combustibles fósiles. Tiene varios números de oxidación posibles (V0 hasta V5+), en la corteza de la Tierra sin embargo existe de manera

QHSE

RESUMEN

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

QHSE

natural en algunos minerales en estados de oxidación III, IV y V principalmente. En la mayoría de los minerales, el V se encuentra como óxido, pero ocasionalmente, asume el rol de un catión metálico. El V2O5 se utiliza principalmente en la fabricación de acero y en menor cantidad en la fabricación de plásticos, cerámica, caucho y otros productos químicos (García, 2006). El V forma complejos con óxidos y N. La forma pentavalente es la más soluble y es el agente primario para el transporte en medio acuoso. En ríos, lagos y océanos, el V está como el oxoanión monovalente de vanadio (V), vanadato, y dado del pH de la mayoría de las aguas naturales, la forma más común es H2VO4-. Los niveles de V son variables con una concentración promedio de 10-2 mg L-1; las concentraciones en agua dulce son variables y significantemente más altas que las de los océanos. La quema y procesamiento de petróleos crudos ricos en V, en ausencia de las medidas adecuadas puede liberar al ambiente grandes cantidades de V. Se ha usado el V como agente mimético de insulina, como antihipertensivo y como anticancerígeno. Se ha empleado para mejorar el rendimiento atlético. La toxicidad del V ha sido documentada en animales y humanos. El V suministrado oralmente en animales preñados es tóxico, interfiere con el desarrollo del feto. El V altera los niveles de neuropéptido Y en hipotálamo y, como consecuencia, disminuye el apetito y el peso corporal. Se ha comprobado el efecto del V sobre estructuras óseas (dientes), al poder suplantar al fosfato de la estructura de la apatita (Ruiz et al, 2007). El V puede estar envuelto en patogénesis de ciertos desórdenes neurológicos y enfermedades vasculares. Moreno et al (2001), encontró en Maracaibo niveles de V en sangre de una muestra de la población joven de esta ciudad. La exposición al V causa trastornos respiratorios, cardiovasculares, neurológicos y hematológicos. En algunos animales expuestos por largo tiempo se observaron lesiones leves de hígado y riñones (ATSDR, 1995). Los procesos de degradación de petróleo afectan al contenido de V debido a mayor remoción de los compuestos saturados y aromáticos, comparados con los asfaltenos. Las porfirinas de V, se han usado como biomarcadores en estudio del origen y formación del petróleo y también como fingerprinting de contaminación de residuos de petróleo, debido a que son mucho más resistentes a la biodegradación e intemperización que la fracción de hidrocarburos, (Rivaro, 1997). Sasaki, (1998) demostró que el V puede ser considerado como un buen marcador interno para la evaluación de biodegradación o 50

intemperización del petróleo crudo, alternativo al 17α, 21β-Hopano. La relación V/Ni también ha sido usada para identificar el origen de petróleo derramado porque a pesar de los cambios que puedan ocurrir, su relación permanece constante. (Fausnaugh, 2002; Osuji, 2006).

MATERIALES Y MÉTODOS Recolección y tipo de muestras: • Petróleo crudo: 31 muestras se recolectaron dentro del Distrito Amazónico, siguiendo los lineamientos de ASTM D4057 - 06(2011) Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products. 8 muestras fueron obtenidas de otro laboratorio. • Agua superficial, sedimento y suelo: Para determinar valores de fondo se tomaron 20 muestras de agua superficial en sitios relativamente sin influencia humana. En los mismos sitios se recolectó 20 muestras de suelo y sedimento. Se recolectaron 12 muestras de agua superficial que cruza un sitio impactado. 26 muestras de suelo contaminado se recolectaron de varios sitios afectados. • Tejido de peces: La muestra consistió de tejido muscular de Cachama blanca (Piaractus brachypomus), tomado por encima de la línea lateral y a nivel del inicio de la aleta dorsal. Se obtuvo 3 porciones de 200 g de músculo (base húmeda). Los cortes fueron congelados liofilizados. El liofilizado obtenido se destinó para la extracción y análisis de metales. Extracción para medición por Absorción Atómica (AA): • Petróleo crudo: Se pesó 2 g del petróleo crudo llevado a temperatura ambiente. Se sometió a digestión sistemática con rampa de temperatura con HNO3 - H2SO4 - H2O2 al 30%. hasta que se disolvió todo el material y se obtuvo una solución clara. Se filtró y llevó a 50 ml con HNO3 0,5. Se midió por AA. • Agua: La muestra equilibrada a temperatura ambiente se homogenizó. 200 ml se destinaron para digestión con 10 ml de HNO3 concentrado libre de metales, (65% pureza, d=1,4. a 150 °C. Se redujo su volumen a 25 ml. Se filtró, aforó y dispuso para análisis con horno de grafito. • Suelo/sedimento: Una fracción de la muestra de aprox. 100 g de suelo se secó sobre papel aluminio a 40 °C por 24 horas. 2 g de suelo o sedimento seco se digirieron

Evaluación de la concentración de vanadio como indicador de contaminación de origen petrolero Autor: Luis Alberto Villacreces Carvajal

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

con 30 ml de HNO3 por dos horas a 150 ºC. Se filtró con papel filtro y se aforó a 100 ml con agua Tipo II. Se dispuso para el análisis por AA de medición directa en flama. • Tejidos de peces: Se liofilizó el tejido, se incineró en mufla (Vulcan) de rampa 400°C - 800 °C. 2 g de residuo se digirieron con 5 ml de HNO3 conc. y 10 ml de agua tipo II por 2 h. a 150 °C. Se adicionó 2 ml de H2O2 y se digirió 30 min más hasta líquido claro. Se aforó a 25 ml con agua tipo II. Se analizó con horno de grafito. Análisis de petróleo crudo: Se midió en las muestras de crudo: Densidad °API (ASTM D-1298), Viscosidad (ASTM D-445): % de S (ASTM D-4294), % de BSW (ASTM D-96). Medición de metales por absorción atómica (AA): Se usó equipo Shimadzu AA-6800 (software WizAArd). Determinaciones por flama directa; curva entre 1 a 5 mg L-1 (LC 0,25 mg L-1 conseguido por concentración). Para una mejor detectabilidad se empleó horno grafito (LC 0,1 μg L-1, con concentración). Otras determinaciones: Se analizó Ni y otros metales por AA. TPH: En el caso de suelos, se secó la muestra a 40 ºC, se molió, tamizó; se extrajeron 2 a 5 g con Tetracloroetileno (TCE) en microondas (CEM Mars). Se midió por FTIR Shimadzu IR Prestige 21 software IR Solution. La curva se preparó a partir de estándar EPA (clorobenceno, hexadecano, isoctano). Se corrigieron los valores con el % de sustancia seca. En el caso de aguas, se extrajo 1L de muestra con 10 ml de TCE. En aguas se analizó además: pH, Conductividad Eléctrica, Oxígeno Disuelto, Sólidos Totales, DQO. Comparación con índices de calidad: Se comparó las concentraciones encontradas en agua superficial con el índice de calidad de agua

(ICA) relacionado con el mismo punto de toma de muestra. Los parámetros tomados en cuenta fueron: pH, OD, DQO, CE, ST, TPH. También se comparó la concentración de V de suelos con el Índice de geoacumulación (Igeo) de Müller, cuya ecuación es Igeo=Log2(Cn/0,2Bn), donde Cn es la concentración del metal y Bn la concentración de fondo. Partición/Elución: Se escogieron 5 petróleos y se puso en contacto con soluciones acuosas de diferente pH: 4,0 y 6,5. Se determinó la influencia de la adición de surfactante no iónico Brij-35 (1%) en la partición de V. Se obtuvo la relación de partición en partes por mil (‰) entre la fase oleosa y la fase acuosa. Uso de la lógica difusa (Fuzzy logic): Se utiliza el módulo Fuzzy Logic de Matlab para determinar el riesgo por presencia de V en el ambiente de posible origen petrolero. En este proceso se determinaron: variables de entrada y su comportamiento, reglas o supuestos y las variables de salida.

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Un resumen de resultados obtenidos del análisis de propiedades físico químicas del petróleo crudo se indica en la Tabla 1 y el promedio de las concentraciones de V y Ni se muestra en la Tabla 2. Douglas (2005), reporta una media de 130 mg kg-1, un mínimo de 69 mg kg-1 y un máximo de 220 mg kg-1 para el V, de análisis de 8 petróleos del Ecuador. Para el Ni, en este estudio, se obtuvo una media de 56 mg kg-1, un mínimo de 39 mg kg-1 y un máximo de 87 mg kg-1. Se determinó la correlación V vs Ni en el petróleo crudo, que se muestra en la Figura 1, en ella se observa la existencia de una alta correlación entre estos dos metales con un coeficiente

TABLA 1. PROPIEDADES DEL PETRÓLEO CRUDO BSW (%)

º API

S (%)

cSt 40ºC

máximo

0,6

35,9

2,04

80,0

mínimo

0,1

16,4

0,10

4,3

mediana

0,3

28,0

1,00

22,1

TABLA 2. CONTENIDO DE V Y Ni EN PETRÓLEO CRUDOS Ni (mg kg-1 )

media

mínimo

˂5

˂0,5

máximo

552

206

QHSE

V (mg kg-1)

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

Figura 1. Correlación V vs Ni en petróleo crudo.

Figura 2. Relación V/Ni para muestras de petróleo crudo

de 0,95 aproximadamente. La relación V/Ni obtenida e indicada en la Figura 2, muestra que se mantiene una razón de 4 a 1 como promedio, lo que indica un petróleo de origen relativo reciente y en condiciones reductoras. Abubakr et al (2010), indica que la relación V/ Ni <0.5 se obtiene en petróleos derivados de material orgánica marina con contenidos de azufre moderados, mientras que razones V/Ni entre 1 a 10 se esperan para petróleos derivados de materia orgánica lacustre y terrestre. Valores altos de la relación V/Ni se asocian a deposiciones anóxicos, por lo que el contenido de metales de transición disminuye con la madurez del crudo. Por otros lado, por varios autores como Oluwole et al, (1992); determina que no hay correlación entre la relación V/Ni y el origen del crudo. El mismo autor indica que la relación de V/Ni se ha reportado entre 0,17 a 6,67, siendo este rango comparable con otros crudos del mundo. Hay

mucha controversia en definir si la relación V/Ni puede indicar la edad de la formación., aunque se ha propuesto que la relación V/Ni disminuye al aumentar la madurez del crudo, (Musa, 1995). Aunque hay criterios y estudios que establecen algún tipo de relación de la razón Ni/V con la edad del crudo, por ejemplo Musa, (1995); Andrade, (2004); Osuji, (2006), que establecen que cuando el petróleo crudo tiene esta relación cercana a cero se considera “joven”, de reciente formación. También es usual encontrar la relación V/(V+Ni). En este caso, se obtiene una media de 0,77 que indica condiciones reductoras de acuerdo a Elsamouad (2001). Se encontró correlaciones importantes entre el Vanadio y la densidad API, % S, viscosidad, tal como se indica en la Tabla 3. Una mejor apreciación se puede observar en las Figuras 3 y 4. Se obtuvieron los siguientes resultados, mostrados en la Tabla 4, de las muestras recolectadas

TABLA 3. CORRELACIÓN PROPIEDADES DEL PETRÓLEO Y CONTENIDOS DE V Y Ni Propiedad

API

cSt

V (mg kg-1)

API

-0,08

S (%)

0,02

-0,62

cSt

-0,03

-0,48

0,63

V (mg kg )

-0,07

-0,58

0,55

0,78

Ni (mg kg-1)

-0,13

-0,59

0,48

0,76

0,95

Figura 3. Relación °API y V en petróleo crudo 52

S (%)

BSW (%)

-1

QHSE

BSW (%)

Ni (mg kg-1)

Figura 4. Relación % S y V en petróleo crudo

Evaluación de la concentración de vanadio como indicador de contaminación de origen petrolero Autor: Luis Alberto Villacreces Carvajal

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

La cantidad de vanadio que podría pasar a la fase acuosa se incrementa con la disminución del pH y mejora más aún con la adición de un surfactante. La relación de mejora al bajar el pH de 6,5 a 4 tiene una relación entre 5 a 12 aproximadamente. Al añadir un surfactante, la lixiviación a la fase acuosa mejoró en una razón aproximada de 40, sin embargo se produjo en casi todos los casos emulsión. Esto concuerda con lo obtenido por Bouhamara, (1994), quien estimó los coeficientes de transferencia de masa y difusión de níquel y vanadio en crudos. Se estudió la lixiviación de níquel y vanadio utilizando ácidos nítrico, sulfúrico y acético (pH 4 a 6). Se encontró que la lixiviación depende significantemente del tipo de crudo y el valor del pH. Al calcular el Igeo (Müller) se determinó que la mayoría de resultados caían en valores menores a 2 (no contaminado y moderadamente contaminado). A partir de los resultados del Igeo, se determinó la concentración recomendada como indicativo de presencia de contaminación de origen petrolero al tomar un valor medio entre dos categorías que ya indican contaminación. La Tabla 7, se indica la concentración promedio

de lugares sin aparente influencia antrópica, datos que se emplearon para determinar valores de fondo. En sitios contaminados, se determinó TPH por IR y se obtuvieron valores entre aproximadamente 5000 a 236.000 mg kg-1 (0,5 a 23,6 %). Se determinó V y Ni para determinar si existe correlación. No se encontraron correlaciones altas en las propiedades medidas, por lo la concentración de vanadio no depende de la concentración de hidrocarburos totales en las muestras de suelo. Tampoco se puede observar correlación importante entre níquel y vanadio. Al comparar los valores de sitios afectados, Tablas 5 y 6, contra los valores de fondo encontrados este estudio encontró diferencias estadísticas entre las medias, por lo que se concluye la existencia de un leve enriquecimiento de vanadio en el entorno contaminado. La cantidad de V que puede pasar a la fase acuosa se incrementa al disminuir el pH (5 a 12 veces) y mejora más aún con la adición de un surfactante (40 veces). Descargas ácidas o presencia de materia orgánica podrían liberar más vanadio de la masa de petróleo crudo.

TABLA 4. VALORES DE FONDO PARA V EN AGUAS SUPERFICIALES Y SUELOS Matriz

Máximo

Mínimo

Media

Número de datos

Aguas (μg L-1)

1,21

˂ 0,10

0,54

Suelos (mg kg-1)

32,7

10,4

22,9

Figura 5. Relación V/Ni en suelos contaminados.

V (μg L-1) fondo

V (μg L-1) agua superficial de sitios contaminados

Media

0,54

0,83

Varianza

0,12

0,11

Número de datos

QHSE

TABLA 5. VALORES DE FONDO DE V EN AGUA CONTRASTADOS CON LOS ENCONTRADOS EN AGUA SUPERFICIAL DE SITIOS AFECTADOS

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018 F

TABLA 6. VALORES DE FONDO DE V EN SUELO CONTRASTADOS CON LOS ENCONTRADOS EN SUELO CONTAMINADO

V (mg kg-1) fondo

V (mg kg-1) suelo contaminado

Media

22,88

43,11

Varianza

42,63

451,18

Número de datos

Figura 6. Masa transferida desde la fase oleosa hacia la acuosa en diferentes condiciones.

Figura 7. Indice de geoacumulación aplicado a resultados de V encontrados en sítios afectados. TABLA 7. Pb, Ni, Cd, V EN TEJIDO MUSCULAR DE Piaractus brachypomus UNIDADES

μg kg-1 tejido vivo

9,60

0,53

0,20

˂0,04

μg kg-1 peso seco (Iiofilizado)

43,71

2,43

0,92

˂0,17

QHSE

de metales en el tejido de la especie cachama recolectada del mercado local. Los resultados muestran que no se encontró vanadio por sobre el límite de cuantificación determinado. Para referencia, mediante pruebas de toxicidad aguda CL50-96, se determinó la concentración letal media en alevinos de cachama blanca (Piaractus brachypomus), utilizando níquel y vanadio, y en tilapia roja (Oreochromis sp.) con níquel se determinó de 2,1 mg L-1 de V y 12,2 mg L-1 (Vargas, 1996). Basado en los resultados obtenidos y en el Igeo se proponen los siguientes valores en la Tabla 8, por sobre los cuales habría afectación de 54

origen petrolero. En la reglamentación ambiental ecuatoriana (RAOHE, TULAS) se establecen valores entre 0,1 mg L-1 a 10 mg L-1 para aguas de diferente uso y descargas. Para suelos se indican valores entre 25 mg kg-1 a 130 mg kg-1. Para agua potable (Norma INEN 1108:2010) se indica 6 μg L-1. En EEUU se ha recomendado niveles entre 50 y 15 μg L-1 para agua subterránea o potable. En algunos estados de Canadá 6 μg L-1 para protección de la vida acuática (Water Quality Guidelines for British Columbia). El Canadian Environmental Quality Guidelines del Canadian Council of Ministres of the Environment (CCME) establece

Evaluación de la concentración de vanadio como indicador de contaminación de origen petrolero Autor: Luis Alberto Villacreces Carvajal

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

TABLA 8. CRITERIOS PROPUESTOS PARA VANADIO Valor de fondo

Criterio propuesto

0,54 μg L-1

2,5 μg L-1

Suelo

23 mg kg

100 mg kg-1

para usos agrícolas, residencial e industrial un valor de 130 mg kg-1. Algunos criterios europeos para V determinan como valor de objetivo 42 mg kg-1 y 250 mg kg-1 valor de intervención en suelos y, para aguas subterráneas 1,2 y 70 μg L-1. Mediante lógica difusa (Figura 8, a,b,c,d) se

-1

comprobó la validez de su aplicación para determinar riesgo por vanadio en el ambiente. Se empleó de parámetros pH del agua, concentración de V en agua superficial y concentración de V en sedimento con los valores de fondo y los criterios sugeridos.

(a)

(b)

(c)

(d)

(e)

Figura 8. Aplicación simple de Fuzzy Logic en determinación de riesgo por presencia de V. (a) Determinación de las variables (b) y (c) Comportamento de las variables (d) Reglas condicionales si/entonces (e) modelo tridimensional.

QHSE

Matriz Aguas superficiales

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

QHSE

En los análisis sobre las muestras de petróleo crudo, se encontró una correlación alta entre la concentración de V y Ni (r=0,95). Aplicando el resultado de la relación de concentraciones V/Ni se encontró que ésta es cercana a 4, lo que indica que es un petróleo crudo joven y en condiciones reductoras. Se encontró correlación entre la concentración de vanadio en el petróleo crudo y algunas de sus propiedades tales como viscosidad (r=0,78), densidad API (r=0,58) y contenido de S (r=0,55). Luego del análisis en sitios sin aparente influencia antropogénica directa, se ha determinado un valor de línea base o fondo de 0,54 μg L-1 para vanadio en aguas superficiales y un valor de 22,9 mg kg-1 para suelos. En las muestras recolectadas en sitios con impacto por operación hidrocarburífera o con alto contenido de hidrocarburos totales de petróleo, no se encontró una correlación entre vanadio y níquel; se halló una correlación, tan solo una medianamente apreciable entre TPH con vanadio (r=0,25). Sin embargo, se determinó la existencia de un enriquecimiento de los valores de concentración de V y Ni con respecto a valores de fondo, tanto en aguas como en suelos. En los ensayos de laboratorio por partición de V entre la fase oleosa y fase acuosa, se encontró que el vanadio es un elemento que permanece en el petróleo crudo, seguramente por la forma de porfirina estable en la cual se encuentra, determinando a la fase acuosa en condiciones normales que la cantidad del elemento sea mínima. También se confirmó que la disminución de pH y mejor, con la presencia de surfactantes, puede determinar una mayor cantidad de V en la fase acuosa cuando está en contacto con petróleo crudo. Con estas premisas se pueden hacer estimaciones aproximadas de balance de masas para determinar concentraciones residuales de V en el ambiente luego de un derrame de petróleo. No se encontró relaciones con la concentración de V cuando se aplicó un índice de calidad de agua (WQI) a muestras de agua superficial recolectadas de sitios con influencia o impacto petrolero. Al aplicar el índice de geoacumulación (Igeo) para V con los datos obtenidos se halló que la mayoría de las muestras tenía valores menores a 2 (no contaminado a contaminación moderada). En tejido muscular de la especie de pez recolectada (cachama) en el mercado local y que se conoce que proviene de sitios expuestos a la operación petrolera, se obtuvieron valores menores al límite de detección para V, sin embargo se detectó presencia de Ni, Cd, Pb pero en concentraciones menores a las reportadas por la literatura para esta especie.

CONCLUSIONES

Se propone en función de los valores obtenidos en

este estudio, que las concentraciones de V, que pueden indicar contaminación de origen o impacto por liberación de hidrocarburos, pueden ser 2,5 μg/l en aguas superficiales y 100 mg kg-1 en suelos o sedimentos. Empleando el modelo Fuzzy Logic del software comercial MATLAB se demostró la utilidad de la presencia de vanadio en determinar riesgo ambiental. El vanadio debido a la capacidad mínima de pasar al ambiente en condiciones normales, su sola presencia en sitios contaminados puede ser indicador de polución por fuentes asociadas a la explotación petrolera.

REFERENCIAS

• Abubakr F. Basta J.Ahmad S., (2010), Genetic origin, thermal maturation, paleoenvironment and classification of some crude oils from the western desert, egypt, by aid of organic and inorganic geochemistry, International Journal of Academic Research Vol. 2. No. 2. • Andrade, M. L. Covelo E. F, Vega, F. A. Marcet P., (2004). Effect of the Prestige Oil Spill on Salt Marsh Soils on the Coast of Galicia (Northwestern Spain). • ATSDR, (1995), Agencia para Sustancias Tóxicas y el Registro de Enfermedades, 1995. Reseña Toxicológica del Vanadio. • Bouhamra, W., & Jassem, F., (1994), Estimation of the mass transfer coefficients and diffusion coefficients of nickel and vanadium in Kuwait crude oils: Prediction of long term leaching under simple experimental conditions. Environmental Technology, Volume 15, Issue 7, 645 – 656. • Crans, D. & Tracey, A. (1998), The Chemistry of Vanadium in Aqueous and Nonaqueous Solution, In Vanadium Compounds; ACS Symposium Series; American Chemical Society: Washington, DC. • Douglas, G., (2008) BTEX, Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos, Contenido de Metales Traza y Propiedades Características de los Crudos del Ecuador, Inspección Judicial Estación Producción Lago Agrio Norte, Perito Fernando Morales, Apénd. Q. • El-Moselhy, Kh., (2006), Distribution of vanadium in bottom sediments from the marine coastal area of the Egyptian Seas, Egyptian Journal of Aquatic Research, VOL. 32 No. 1, 12-21. • Elsamoual, M., (2001), Evaluation of some Chemical And Physical Parameters of Sudanese Crude Oil, Thesis of Master of Science in Chemistry, Department of Chemistry, School of chemistry & Chemical Technology, Faculty of Science & Technology, University of Al Neelain, Sudan. • Fausnaugh, J., (2002), Nickel and Vanadium, Using trace metal for anomaly identification and

QHSE

RESULTADOS

Evaluación de la concentración de vanadio como indicador de contaminación de origen petrolero Autor: Luis Alberto Villacreces Carvajal

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 17 - Quito, Junio 2018

characterization, Geotech. • García, G., (2006), El vanadio, un elemento ambiguo. Acta Toxicol. Argent.,14 (2): 32-36. • Moreno, D., González, M., (2001), Niveles de vanadio y parámetros hematológicos en una muestra poblacional juvenil de la ciudad de Maracaibo, Venezuela, CIENCIA 9(4), 474-485. • Musa, M., Marcus, M., Elghondy A., et al (1995), Neutron activation analysis of major and trace elements in crude petroleum, Journal of Radioanalytical and Nuclear Chemistry, Vol. 198, N°1, 17-22. • Oluwole, A., Asubiojo, O., Nwachukwu, J., et al (1993)., Neutron Activation Analysis of Nigerian Crude Oils, Journal of Radioanalytical and Nuclear Chemistry, Articles, Vol. 168, No. 1, 145152. • Osuji, L., Adesiyan, S., (2005), Extractable hydrocarbons, nickel and vanadium contents of Ogbodo-Isiokpo oil spill polluted soils in Niger delta, Nigeria, Environmental Monitoring and Assessment (2005) 110: 129–139.

• Rivaro, P., Frache, R., (1997), Determination of Trace Amounts of Vanadyl Porphyrin in Marine Mussel Tissues by High-performance Liquid Chromatography With Both Ultraviolet/Visible and Inductively Coupled Plasma Atomic Emission Spectrometric Detection, Analyst, Vol. 122 (1069–1072). • Ruiz, G., Antuna, B., Fortoul, T., (2002), Efectos de la inhalación de vanadio en diente (esmalte y dentina). Modelo en ratón. • Sasaki, T., Masami, I., Shigeaki, H.,(1998) Vanadium as an Internal Marker to Evaluate Microbial Degradation of Crude Oil, Environmental Science and Technology; 32(22): p.3618-3621. • Vargas J., Ramírez, M., (1996), Pruebas de toxicidad aguda CL 50-96 con Vanadio y Níquel, en Piaractus brachypomus Cuvier, (Pisces: Cypriniformes) y Oreochromis sp. Trewavas, (Pisces: Perciformes) especies ícticas de importancia comercial de los llanos orientales, Boletín Científico INPA, Nº 4; p. 183-203.