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COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN

Rompiendo viejos paradigmas para rejuvenecer un campo maduro con más de 50 años de antigüedad

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN Válvula Electromagnética Inteligente (EMIV)

DOWNSTREAM

Optimizar la operación de maquinaria a diésel moderna

No. 016 - MARZO 2018

IS SN 1390 - 8 81 2

1 000 EJEMPLARES


estra energ Ă­ , nu nte Ge ra est Nu a

Cuenta con nosotros dĂ­a a dĂ­a Almacenamos, transportamos, refinamos y comercializamos los hidrocarburos del Ecuador.

Eficiente y transparente


PGE PETRÓLEO & GAS - No. 16 - Quito, Marzo 2018 O

PRESENTACIÓN

Ing. Ernesto Grijalva H.

Estimados lectores: En la primera edición de este año, la Revista PGE PETRÓLEO&GAS comparte con ustedes artículos e información de gran interés para la industria hidrocarburífera. En la sección técnica, contamos con la participación internacional del Ing. José Escobar, Gerente de Operaciones de YPFBAndina, con el artículo: Rompiendo viejos paradigmas para rejuvenecer un campo maduro con más de 50 años de antigüedad. También participa la empresa Santis GeoEngineering de Noruega con un artículo sobre la Válvula Electromagnética Inteligente (EMIV). La Revista presenta además interesantes artículos sobre: Metodología de Inyección de CO2 para el estudio de degradación de cemento; Aplicación de fluidos de control y estimulaciones ácido matriciales en los campos de PETROAMAZONAS EP, PALO AZUL y SACHA; Innovadores elementos de corte de única geometría en Brocas PDC, abre nuevos caminos en la reducción de costo de perforación en los Campos INCHI y MDC, y la Identificación y Análisis de Fracturas Naturales y Elongación (“BREAKOUTS”) de hoyo usando imágenes resistivas del sensor LWD – AFR para determinar el régimen de esfuerzos del Campo INCHI. Finalmente, en la sección técnica se analiza la Optimización de la operación de maquinaria a diésel moderna. Esperamos que la dieciseisava edición de la Revista PGE PETRÓLEO&GAS sea de su completo interés. 4


PGE PETRÓLEO & GAS - No. 16 - Quito, Marzo 2018 I

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

CONTENIDO

6

Torres de perforación y de reacondicionamiento en el Ecuador

9

Estadísticas

Jorge Rosas

Ing. José Luis Ziritt Director de Publicaciones de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador Coordinación: Mayra Revelo

AIHE

Editor Responsable Sandra Mosquera, Globalcorp. Diseño Globalcorp / Juan Centeno Fotografías Wikipedia Colaboradores: Rommel Castillo Chávez, Darío Cuenca Riofrío, Byron Delgado Ortega, Santiago Aguirre Quintero, Dmitri Zhambrovskii, Nachiket Jadhav, Francisco Porturas, Félix Ramírez, Gino López, Marco Loaiza, Diana Ramírez, David López, Jaime Rocha, Alexis González, Carlos Santana, Marco Loaiza, Félix Ramírez, Eduardo Tapia, Andrés Gavilanes, Patricio Ulloa, Darwin Chamorro, Fernando Rosero, Mónica del Roció Sánchez Sánchez, Kepti Lenin Tinoco, José Agustín Escobar Rosas 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: 015 - Marzo 2018 Frecuencia: Trimestral Lugar de Edición: Quito - Ecuador ISSN: 1390 - 8812

13

Metodología de inyección de CO2 para el estudio de degradación de cemento

19

Rompiendo viejos paradigmas para Rejuvenecer un Campo Maduro con más de 50 años de antigüedad

27

Válvula Electromagnética Inteligente (EMIV)

30

Aplicaciones de fluidos de control y estimulaciones ácido matriciales en los campos de Petroamazonas EP, Palo Azul y Sacha

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

José Agustín Escobar Rosas

Dmitri Zhambrovskii, Nachiket Jadhav y Francisco Porturas. ScanViz Geo-Engineering, Noruega

Rommel Castillo Chávez, Dario Cuenca Riofrío, Byron Delgado Ortega, Santiago Aguirre Quintero.

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

Msc. Mónica del Roció Sánchez Sánchez

38

Innovadores elementos de Corte de única Geometría en Brocas PDC, abre nuevos caminos en la reducción de costo de perforación en los campos INCHI y MDC, Ecuador Marco Loaiza, Félix Ramírez y Eduardo Tapia – Enap Sipec; Andrés Gavilanes, Patricio Ulloa, Darwin Chamorro y Fernando Rosero- Schlumberger Ecuador

45

Identificación y Análisis de Fracturas naturales y Elongación (“Breakouts”) de hoyo usando Imágenes resistivas del sensor LWD – AFR para determinar el Régimen de esfuerzos del Campo Inchi

Félix Ramírez, Gino López y Marco Loaiza – ENAP SIPEC; Diana Ramírez, David López, Jaime Rocha, Alexis González y Carlos Santana- Halliburton

55

Optimizar la operación de maquinaria a diésel moderna Kepti Lenin Tinoco

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5


PGE PETRÓLEO & GAS - No. 16 - Quito, Marzo 2018

REPORTES

I

Torres de perforación en operación en el Ecuador Marzo 01, 2018 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 42H

CCDC

CCDC25

2000 HP

DRILLING 16" HOLE SECTION

PETRORIENTAL

KUPI 7

CCDC

CCDC37

ZJ70DB (2000 HP)

DRILLING

EP PETROAMAZONAS

TMBD 005

CCDC

CCDC36

BAOJI 2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

TPTD 061

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

TPTC 060

SINOPEC

248

2000 HP

RUNNING 7" LINER

EP PETROAMAZONAS1

TTSA 001 (TORTUGA SUR)

SINOPEC

119

2000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS1

ACAJ 196

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

LOGGING IN 8 1/2" HOLE

EP PETROAMAZONAS2

SHUSHUQI C26

PETREX

20

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

START DRILLING 16" HOLE SECTION

ORION ENERGY

RON 05

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

1.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas 2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros)

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

RIG

COMENTARIOS

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

CCDC066

2000 HP

COCA. BASE

CCDC

CCDC068

2000 HP

COCA. BASE

CCDC

CCDC069

2000 HP

DEMOB. FROM ARMADILLO FIELD (ECUASERVOIL) TO COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

117

MID CONTINENTAL U1220EB

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

121

IDECO E1700

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

132

OILWELL 840

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1220

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

176

2000 HP / LEE C. MOORE

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

190

2000 HP

COCA BASE

HILONG

7

ZJ70D 2000 HP

ANDES PETROLEUM PAD

HILONG

15

2000 HP

COCA BASE

HILONG

16

ZJ70DB VFD 2000 HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

SHUSHUFINDI BASE

PETREX

3

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

COCA BASE

PETREX

5899

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

SINOPEC

127

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

128

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

129

70B

OSO A PAD

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

JIVINO

SINOPEC

183

2000 HP

YANAQUINCHA PAD

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

191

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

220

2000 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

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

TIPO DE EQUIPO

CCDC


PGE PETRÓLEO & GAS - No. 16 - Quito, Marzo 2018

REPORTES

I

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

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR

VILLANO A 16

AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

OIME 750SL

W.O.

PETRORIENTAL

KUPI 4

CCDC

51

650 HP

W.O.

ANDES PETROLEUM

MARIANN 50

HILONG

HL-3

XJ 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

OSO B038

CCDC

52

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRTA 012

DYGOIL

20

FRANKS 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS

GNT 02

ESPINEL & ASOCIADOS

EA - 12

XJ 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SHUSHUFINDI 107

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRRD 24

GEOPETSA

3

WILSON 42B 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS

COCA K43

GEOPETSA

6

ZPEC 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

YNEA 027

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SACHA 160D

PETROTECH

4

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SCHAA 002

SINOPEC

932

XJ 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

ATC 002

TRIBOILGAS

8

COOPER 550DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CYBB 017

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SCHAJ 425

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SCHK 187

TRIBOILGAS

103

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PIAC 046

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDYB 051S1H

TRIBOILGAS

105

CROWN 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

SNSA 014

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDYE 019

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHSI 119

DYGOIL

30

CAMERON 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHSZ 188

SLR

47

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

AGUARCO 46D

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERATED BY SLR)

CSSFD 001

KING SERVICES 750HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS2

SHUARA 03

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

CULEBRA 09

SLR

SLR 34

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

CONONACO 61

SLR

SLR 55

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

RUMIYACU 04

SLR

SLR 56

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

AUCA 150

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

AUCA 175

TUSCANY DRILLING

111

665 HP

W.O

EP PETROAMAZONAS4

VHR 09

GEOPETSA

4

UPET 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

LAGO AGRIO 05

GEOPETSA

5

LTO-550-VIN-26606

W.O.

REPSOL

IRO A11

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

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) 7


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REPORTES

I

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

RIG No.

STACKED

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO "B"

CCDC

CCDC 40

650 HP

COCA BASE

CCDC

CCDC 41

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC 42

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

COCA BASE

GEOPETSA

1

COOPER LTO 550

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

2

WILSON 42B 500

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

ANDES PETROLEUM PAD

LOXODONTA ECUADOR

ELEFANTE AZUL 1

CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY)

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

SHUSHUFINDI BASE

PETROWORKS

PW 150

1000 HP

PACAYACU

SLR

SLR 7

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 32

WILSON MOGUL 42B

SHUSHUFINDI BASE

SLR

SLR 53

WILSON MOGUL 42B

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

904

750 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

905

750 HP

STDBY IN EDYD PAD

SINOPEC

907

XJ 550

LAGO AGRIO

TRIBOILGAS

5

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

TRIBOILGAS

6

COOPER 550

COCA BASE

TRIBOILGAS

7

WILSON 42 B

COCA BASE

TRIBOILGAS

107

550 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

COCABASE

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

COCA BASE

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

8

TIPO DE EQUIPO


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ESTADÍSTICAS

I

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, Febrero 2018) son provisionales.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS NOVIEMBRE 2015 - FEBRERO 2018 (BPPD)

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 9


PGE PETRÓLEO & GAS - No. 16 - Quito, Marzo 2018

ESTADÍSTICAS

I

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP

OPERACIONES RÍO NAPO CEM

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 10


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ESTADÍSTICAS

I

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

TECPETROL

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


PGE PETRÓLEO & GAS - No. 16 - Quito, Marzo 2018

REPORTES

12

I


Metodología de inyección de CO2 para el estudio de degradación de cemento Autor: Msc. Mónica del Rocío Sánchez Sánchez

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 16 - Quito, Marzo 2018

F

Metodología de inyección de CO2 para el estudio de degradación de cemento Autor: Msc. Mónica del Rocío Sánchez Sánchez

RESUMEN

La degradación del cemento debe ser considerada dentro de los modelos de evaluación de riesgos a nivel global en los sitios de almacenamiento de CO2. Existen muy pocos estudios para medir el desempeño del cemento usado en pozos de inyección (pozo tipo VI). El presente trabajo ofrece una metodología de evaluación para la degradación del cemento a utilizarse en un pozo tipo VI”, bajo similares condiciones a las que se encuentra dentro de su almacén, gracias a la configuración del “Equipo para ensayos petrofísicos-ATAP”, el cual es capaz de someter a las probetas bajo condiciones de presión y temperatura deseadas y al ser conectado a un sistema de inyección de CO2 y Salmuera simular la dinámica; posteriormente de almacenamiento, desconectándolo para condiciones estáticas. El ensamblaje del equipo, permite el análisis de las probetas en el escáner (Tomografía Computarizada), sin necesidad de alterar, desmontar la muestra de sus condiciones almacén valorando así el equilibrio y dinámica del cemento portland, lo que contribuye al aseguramiento del entrampamiento geológico del dióxido de carbono a largo plazo. Todos los ensayos previos a la degradación y los análisis pos degradación que se redactan en la presente metodología, fueron elaborados en conjunto con el Laboratorio Oficial para Ensayo de Materiales de Construcción (LOEMCO) y la Fundación Instituto Petrofísico (IPF) en España.

ABSTRACT

CO2 sequestration is one of the proposed methods for reducing anthropogenic CO2 emissions to the atmosphere and therefore mitigating global climate change. Cement degradation should be considered into the risk assessment models in global CO2 storage sites. There are very few studies to measure the performance of the cement used for the injection wells (well type VI). The present work provides an evaluation methodology for the degradation of cement, under similar conditions to those lies within its store, due to the confi-

guration of “petro-testing equipment ATAP”, which is able to subjecting the test pieces under different conditions of pressure and temperature. That will then be connected to a CO2 injection system and brine to simulate the dynamics, subsequently the storage, disconnecting for static conditions. The assembly allows to analysis of the test pieces in the scanner, without dismantling or altering the sample in storage conditions. Every analysis and Testing pre-degradation and post-degradation that are written in this methodology tests were developed in conjunction with the official laboratory for testing building materials (LOEMCO) and Petrophysical Institute Foundation (IPF), in Spain.

1. DESARROLLO

Varios autores han realizado estudios para entender y cuantificar el más importante mecanismo de almacenamiento y estimar la eficiencia de retención de las trampas almacén, es así que Pruess et al. (2003) estimó la capacidad de los acuíferos salinos para inyectar CO2, ya sea en fase de gas libre, disuelto en fase acuosa, o unido a minerales sólidos. El estudio encontró una variación con la salinidad, además de la acumulación de carbonatos en la matriz de la roca y la alteración mineral inducida por la presencia de CO2 disuelto, lo que conduce a una considerable disminución de la porosidad de la roca. Por lo tanto se puede concluir que, el agua salada tiene la capacidad de capturar el dióxido de carbono como ocurre con el agua de mar, la cual atrapa muchos de los gases de efecto invernadero que liberan automóviles y fábricas, pero los yacimientos subterráneos tienen más estabilidad y conservan más tiempo esos gases. Las condiciones óptimas de almacenamiento se consideran cuando existe una inyección en condiciones supercríticas, es decir dióxido de carbono a una temperatura de 31ºC (88ºF) y una presión crítica moderada de 73,8 bares (73 atm). (Fuente 1), dichas condiciones presentan las mejores características como disolvente, baja viscosidad, alto coeficiente de difusión, gran penetrabilidad y elevada velocidad de

Palabras claves: CO2, cemento, degradación, almacenamiento, inyección. Keywords: CO2, cement, degradation, storage, injection. Fecha recepción: 20 febrero de 2018 Fecha aprobación: 2 marzo de 2018 Artículo Original Msc. Mónica del Rocío Sánchez Sánchez Ingeniera en Petróleos, Escuela Superior Politécnica del Litoral, Máster MIMARMA, Politécnica de Madrid, alumna investigadora de la fundación Instituto Petrofísico Español, docente de Ingeniera en Petróleos en ESPOL y UTE. Trabajo en Weatherford y en la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), donde ha desempeñado cargos como: Técnica de Combustibles, Directora Regional-Sucumbíos y actual Especialista II del Centro de Monitoreo.

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PGE PETRÓLEO & GAS - No. 16 - Quito, Marzo 2018

F

extracción, lo que también mejoraría las condiciones para un eficaz entrampamiento. En laboratorio el CO2 viene en fase líquido presurizado con gas, lo que permite elevar temperatura del líquido y hacer la inyección en las mejores condiciones, cercanas al estado supercrítico. El cemento al igual que todos los fluidos, busca el camino que ofrece menos resistencia y por ende fluye hacia el lado menos abierto de la tubería de revestimiento, creando espacios estrechos entre tubería de revestimiento y formación, puntos débiles o huecos dentro del cemento, geometría en zonas desmoronadas que fallan cuando se ejercen esfuerzos sobre el cemento y puede convertirse en trayectos para la migración de fluidos.

intermitente de dióxido de carbono para almacenamiento geológico. Se selecciona la muestra de cemento portland que ha sido curado previamente adaptando la densidad a los requisitos solicitados y se la confina dentro de una celda que está a una cierta presión y temperatura de pozo, para luego ser expuesta al sistema de inyección de CO2 y salmuera, intermitente durante un periodo, que puede ir desde los 28 días en adelante. 2.2 Ataque de la muestra de cemento por inyección en condiciones estáticas. Este diseño simula las condiciones a las que el cemento se enfrenta en confinamiento, una vez que el pozo queda listo para almacenamiento permanente de dióxido de carbono bajo condiciones geológicas. Es una continuación del ataque de la muestra de cemento por inyección en condiciones dinámicas, con la diferencia que para simular condiciones estáticas, se cerrarán las válvulas del sistema de inyección, de esta forma se lograra que el CO2 inyectado junto con la salmuera queden presurizados a condiciones de almacén.

3. CARACTERIZACIÓN DE LAS MUESTRAS EN POLVO DE LOS CEMENTOS

Figura. 1. Posibles vías de fuga del cemento a través de un pozo [Fuente 2]

2. METODOLOGÍA APLICABLE PARA MEDIR DEGRADACIÓN DE CEMENTOS

El programa conjunto tiene a su cargo caracterizar y evaluar de manera óptima la muestra de dos cementos, tanto el utilizado para el casing superficial como para las zonas someras del pozo VI. Se ha estructurado un plan sistemático con el propósito de representar las mismas condiciones teóricas a las que el cemento se verá sometido dentro del pozo, exclusivamente parámetros dirigidos a la estructura geológica en la que se encuentre el pozo VI. 2.1 Ataque de la muestra de cemento por inyección en condiciones dinámicas. Este diseño simula las condiciones de degradación dentro del pozo que el cemento enfrenta, durante el tiempo que dure la inyección 14

Una vez obtenidas las muestras de los dos cementos, Clase G y Clase HR la determinación de la composición mineralógica semicuantitativa de las muestras se realizará en la Fundación Instituto Petrofísico (IPF), mediante difracción de rayos x. El difractómetro permite el Intercambio de portamuestras para distintas aplicaciones y la configuración Bragg-Brentano para análisis de fases (cualitativas y semicuantitativas), estructura cristalina con plataforma fija y giratoria y una resolución de imagen de 50 µ. Se realizará también la determinación de la composición química de las muestras mediante métodos de ensayos para cementos gravimétricos normalizados en el laboratorio oficial para ensayo de materiales de construcción (LOEMCO), la determinación de las características físicas de la muestra mediante métodos normalizados, UNE_EN 196-3: 2005 + a1/2009 apdo. 5,UNE_ EN 196-3: 2005 + a1/2009 apdo. 6, entre otras y la determinación de su resistencia mecánica se realizará mediante métodos normalizados por la norma (UNE-EN 196-1:2005) a tres edades. Una vez que se obtiene la información de composición de los cementos se procede a la preparación de las muestras.


Metodología de inyección de CO2 para el estudio de degradación de cemento Autor: Msc. Mónica del Rocío Sánchez Sánchez

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 16 - Quito, Marzo 2018

F

4. PREPARACIÓN DE LAS MUESTRAS DE CEMENTO

1. A partir de ambas muestras añadiendo agua a 500g de polvo de cemento hasta que alcanza la consistencia normal dada por la aguja de penetración de Vicat, según la recomendación de la Norma Española UNE-EN 196-3. 2. Se realizan dos probetas cuya morfología será la de un cilindro o prisma cuadrangular con una longitud mínima de 8cm y un diámetro superior a 4,5cm. Tras su confección se someterá a condiciones ambientales de 60ºC y > 95% de humedad relativa, hasta que la pasta manifieste el inicio de curado. 3. Posteriormente, serán sumergidas en una solución de salmuera de concentración 40.000 ppm y selladas dentro de un reactor de acero que será conectado a una bomba ISCO serie D, para evitar la despresurización. Se dejará curar dentro de una estufa a 59ºC de temperatura promedio durante un periodo de 3 días. 4. Una vez trascurrido los 3 días de curado se realizará un corte en las probetas de cemento hasta obtener un cilindro de 8cm de longitud y 3,8cm de diámetro aproximadamente. 5. Para analizar y observar las condiciones pre-

Figura 2. Difractómetro RX [Fuente IPF]

vio al ataque, se llevaran las dos probetas curadas y cortadas para observar dicha superficie mediante el Escáner de tomografía computarizada y a un microscopio electrónico de barrido (SEM), con sistema micro- analizador de Rayos-X por dispersión de energías (EDX).

5. ATAQUE CON CO2 Y SALMUERA EN CELDA ESPECIAL El equipo especial que se usará en el desarrollo de estos ensayos, es una celda especial patentada (referencia de solicitud P 2697/2012, nº asignado desde la OEPM 201231913) por el IPF-UPM, bajo el título “Equipo para ensayos petrofísicos-ATAP”. Es un sistema versátil de inyección tipo Unsteady State o Stady State capaz de trabajar a elevadas temperaturas, y así reproducir condiciones de almacén a condiciones estáticas y dinámicas. La celda se encuentra especialmente diseñada para ser visualizada completamente en su interior por medio de Tomografía Computarizada. Manteniendo las condiciones de presión y temperatura características de los almacenes de CO2, sin necesidad de desmontar el equipo.

Figura 3. Reactor donde se realizará el curado de las muestras de cementos [IPF] 15


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Figura 4. Probeta de cemento lista para su corte interior [IPF]

Figura 5. Equipo para inyección en condiciones dinámicas y condiciones estáticas. [Fuente IPF]

CIRCUITO 1. CONDICIONES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE ALMACÉN.

triaxiales que el cemento encuentra dentro del pozo. 3. Cerrar los extremos de la celda de Hastelloy, con algunos componentes de bronce, dos pistones que en su interior tocan la muestra de cemento presurizada dentro del caucho con aceite hidráulico. El recubrimiento de carbono, es lo que va a permitir posteriormente situar la celda en el scanner (Tomografía computarizada) para los análisis respectivos sin necesidad de desmontar el ensamblaje de la celda, manteniendo a la muestra a las condiciones de presión y temperatura de almacén.

1. Se coloca la muestra dentro de la celda por la mitad para asegurar a presión, se rellena la parte de confinamiento radial con aceite hidráulico tipo ENERPAC HF95Y a una presión de 155 bar. 2. Con la ayuda de una camisa de teflón, se realiza la circulación continua de aceite de silicona hasta alcanzar los 61ºC, que se puede ir regulando dentro de +/- 1 ° C durante el proceso. Quedando sometidas las probetas de cemento, bajo las mismas condiciones de inyección y bajo los mismos esfuerzos

Figura 6. Probetas de cemento a medir degradación. [IPF] 16

CIRCUITO 2. ATACAR A LA PROBETA DE CEMENTO CON CO2 Y SALMUERA.

Una vez sometida la muestra a condiciones de presión y temperatura de almacén, se conectará a un sistema de inyección que es capaz de bombear dos fluidos de forma continua, CO2 y salmuera. 1. Se inyecta CO2 a un flujo constante, por lo que se espera una variación de su estado una vez que esté dentro de la celda, a condiciones de almacén, donde la temperatura está por encima del punto crítico. 2. Se conecta la botella de CO2 tomando su fase liquida con una bomba, la cual posee unos cabezales refrigerados que impiden que el CO2 líquido pase a estado gaseoso, inyectará una solución de salmuera, concentración de 40.000 ppm, a una tasa máxima permitida por la presión de poro.


Metodología de inyección de CO2 para el estudio de degradación de cemento Autor: Msc. Mónica del Rocío Sánchez Sánchez

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5.1 CONDICIONES DINÁMICAS

Esta bomba es un sistema de suministro de CO2 líquido para cromatografía de fluidos supercríticos (SFC) y la extracción supercrítica (SFE). Las unidades esenciales (bomba, cabeza de refrigeración de la bomba y el controlador) se encuentran integralmente conectados para facilitar el suministro de disolvente, demostrando flujo uniforme a través de SSQD (succión lenta entrega rápida) y con una unidad de refrigeración que mantiene la temperatura de la bomba hasta por debajo de -4º C. 3. Esta bomba impulsará CO2 (líquido) frío que llegará a un calentador donde se aumenta su temperatura a 60ºC. De este modo, el CO2 es impulsado a temperatura y presión por

encima de la supercrítica, a través de las tuberías. 4. Se abren válvulas de inyección para que el CO2 ingrese al sistema confinado de la celda donde se dará una contra-prensión manteniendo las condiciones supercríticas. 6. La inyección de salmuera se realiza con una bomba ISCO serie-D la cual consta de dos bombas de jeringa y una válvula regulada por un controlador que permite ofrecer flujo a presión constante o a caudal constante; cualquiera de estos modos supone desplazamiento positivo del pistón. El material de esta bomba es Hastelloy, aleación resistente a la mezcla de salmuera y CO2, así como las válvulas de alta presión y tuberías. 7. La inyección de ambos fluidos, permanece durante un tiempo mínimo de 30 días para poder determinar el grado de afectación a la muestra.

5.2 CONDICIONES ESTÁTICAS

Figura 7. Bomba de inyección [Fuente IPF]

8. Se paran las bombas de inyección del sistema, cerrando ambas válvulas de inyección a la vez, tanto las del CO2 como las de salmuera logrando así condiciones estáticas. 9. La muestra permanecerá 30 días más bajo estas condiciones. Una vez impedido el paso dinámico de los fluidos dentro de la celda, ésta mantendrá las condiciones de yacimiento.

6. ANÁLISIS DE LAS MUESTRAS

Figura 8. Celda conectada al sistema de inyección. [Fuente IPF]

Figura 9. Bomba de jeringa serie D. [Fuente IPF]

Trascurrido el tiempo de permanencia la muestra dentro de la celda, se procederá al análisis: 1. Análisis de las muestras en el scanner, tomografía computarizada con el fin de observar alteración, fisuras, roturas, creación de huecos, etc. Se lo realiza sin desmontar la celda ni alterar las condiciones de yacimiento a las que se encuentra la muestra, considerado una gran ventaja frente a otras metodologías empleadas. Se observan homogeneidades y heterogeneidades, así como fracturas o deterioro de la muestra estudiada, de una manera no destructiva. Tiene incorporada una catodoluminiscencia de color cuyas imágenes revelan cambios en la composición mineral, incluyendo distribuciones de elementos traza, permitiendo una fácil visualización de recrecimientos químicos, zonaciones minerales, fracturas internas, etc. 2. Determinación de la degradación de la 17


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Figura 10 Escáner tomografía computarizada - Imágenes de la muestra en evaluación [Fuente IPF]

muestra antes y después de la exposición mediante el microscopio electrónico de barrido (SEM) equipado con un detector de retro dispersión de electrones (BSE) y un detector de espectrometría de dispersión de energía (EDS). 3. Análisis de la superficie de la probeta de cemento que ha estado en contacto con la corriente de CO2 y se comparará la imagen antes y después de la inyección de CO2. El análisis incluye medición de la profundidad de carbonatación (SEM), así como la evaluación de los cambios en la química de la estructura del cemento. El detector BSE visualiza la intensidad en escala de grises y junto al detector EDS se usarán para distinguir las fases dentro del cemento. Desarrollando de esta forma un protocolo analítico para la caracterización de forma tal que facilite la toma de decisiones a la hora de evaluar la elección del cemento para pozos de inyección.

Figura 11. SEM–muestras evaluadas [IPF]

BIBLIOGRAFÍA:

Fuente 1.- P. Freund, S.Bachu, D. Simbeck, K.Thambimuthu M. Gupta. Properties of CO2 and carbon-based fuels. Annex I. IPCC, Inglaterra, 2005 Fuente 2. - IPCC Special Report on, 2005. 18

Figura 12. Muestra de cemento antes y después del ataque con CO2 y salmuera. (Fuente IPF).


Rompiendo viejos paradigmas para Rejuvenecer un Campo Maduro con más de 50 años de antigüedad Autor: M. en I. José Agustín Escobar Rosas

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Rompiendo viejos paradigmas para Rejuvenecer un Campo Maduro con más de 50 años de antigüedad Autor: M. en I. José Agustín Escobar Rosas RESUMEN

La revitalización y optimización de la producción en los campos maduros son de gran atractivo e interés comercial; no obstante, para lograr este propósito se requiere de creatividad, experiencia, nuevas ideas, usar la mejor tecnología y aplicar métodos holísticos hacia el análisis integral de la información y sobre todo romper paradigmas y mitos para alcanzar resultados satisfactorios. En el campo Tatarenda productor de petróleo liviano, ubicado en la región sur de Bolivia, se perforaron 55 pozos y fue Operado por tres Empresas distintas durante 50 años empleando las mismas prácticas y produciendo de los mismos yacimientos que se encuentran en la etapa final de su explotación comercial. En el año 2016, este campo producía 90 barriles con 6 pozos. La revisión exhaustiva integral de todos los registros tomados en agujero abierto en combinación con los esfuerzos conjuntos de petrofísicos y software de Interpretación de dos compañías de servicio, fueron factores claves para la identificación de una cartera de oportunidades en niveles nunca evaluados y es así que con la intervención del primer pozo y en un corto período de tiempo, se lograron descubrir dos nuevos yacimientos con un incremento de producción de 500 STB/d de petróleo. A nuestro juicio, este nuevo paradigma debe

ayudar a las Empresas Petroleras que operan campos maduros en el país, a reorientar sus planes y estrategias en busca de oportunidades para descubrir nuevos yacimientos y revitalizar su producción. Los trabajos realizados en este campo, permitieron incrementar la producción de petróleo y gas en 655% con un solo pozo, en un área donde la probabilidad de encontrar nuevos yacimientos a juicio de los geólogos, era muy baja, dada la pobre calidad de la roca productora, muy apretadas de baja permeabilidad (Tight sands), baja resistividad y problemas mecánicos, entre otros. Los resultados obtenidos permiten avizorar una gran ventana de oportunidades para rejuvenecer un campo maduro cerca de cumplir su ciclo de vida comercial, generando un enorme valor agregado para la Empresa operadora.

Fecha recepción: 3 de enero de 2018 Fecha aprobación: 2 de marzo de 2018 Artículo Original José Agustín Escobar Rosas es Ingeniero de Petróleos de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM). Tiene una Maestría en Ingeniería de Producción en la División de Estudios de Posgrado de la UNAM y 41 años de experiencia en la Industria en esta especialidad. Su cargo actual es Gerente de Operaciones de YPFB-Andina.

ABSTRACT

The revitalization and the optimization of the production in the mature fields, are of great attraction and commercial interest; However, to achieve this purpose, creativity, experience, new ideas, use of the best technology and apply holistic methods for the integral analysis of information and, above all, break paradigms and myths to achieve satisfactory results. In the Tatarenda light oil producer field; located in the southern region of Bolivia, 55 wells were

Fig.1 Imagen Satelital Campo Petrolero Tatarenda. 19


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drilled and operated by three different companies for 50 years using the same practices and producing the same reservoirs that are in the final stage of commercial exploitation. In 2016, this field produced 90 barrels with six wells, the integral review of all logs taken in open hole in combination with joint efforts of petrophysicists and interpretation software of two service companies; were key factors for the identification of a portfolio of opportunities at never evaluated levels, and thus, with the intervention of the first well and in a short period of time, two new reservoirs were discovered with an increase in production of 500 STB/d of oil. In our opinion, this new paradigm should help oil companies that operate mature fields, to reorient their plans and strategies in search of opportunities to discover new reservoirs and revitalize their production. The work done in this field, allowed increasing the production of oil and gas in 655% with a single well, in an area where the probability of finding new reservoirs in the opinion of the geologists, was very low, given the poor quality of the rock producer, very low permeability (Tight reservoirs), low resistivity and mechanical problems, among others. The results obtained allow us to foresee a large window of opportunities to rejuvenate a mature field close to fulfilling its commercial life cycle, generating an enormous benefit for the operating company.

SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO

El campo petrolífero Tatarenda, operado por Matpetrol, se encuentra en la provincia Cordillera, cantón Tatarenda del Departamento de Santa Cruz, tal como se muestra en la Fig. 1 inferior: Los yacimientos productores de petróleo y gas de este campo, forman parte de una compleja distribución vertical de cuerpos arenosos que pertenecen a diferentes Formaciones geológicas. La columna estratigráfica del campo comienza con sedimentitas de edad carbonífera y concluye en pelitas del devónico inferior atravesadas por los pozos TTR-27 Y TTR-33. Son 9 los reservorios productores del campo; de los cuales, uno pertenece al Sistema Carbonífero, siete al Sistema Devó-

Fig.2 Registro de Resistividad e Inducción 20

nico (Superior, medio e Inferior) y uno al Sistema Devónico (Huamampampa). Bajo esta complejidad geológica mantener una producción uniforme y eficiente de las reservas remanentes de petróleo en el campo es una tarea difícil y un gran reto incorporar nuevas reservas. La porosidad está dentro del rango de 12 a 20 %, mientras que la permeabilidad de las formaciones está en el orden de 0.3 y 3 md. La mayoría de los yacimientos son de petróleo liviano con gravedades API entre 49 y 51 °. La presión actual de los reservorios está en el rango de 650 a 850 psi, aproximadamente, con profundidades promedio de 800 a 1200 m. Los mecanismos de producción de estos reservorios están constituidos principalmente por empuje del gas disuelto liberado y por expansión del sistema roca-fluido. Además, se cuenta con dos sistemas de elevación artificial en los pozos (Bombeo Mecánico y Plunger Lift) para complementar la energía del yacimiento y ayudar a elevar los fluidos del fondo hasta la superficie. En la mayoría de los pozos de desarrollo perforados en el campo, solo se tomaron registros en hueco abierto que consiste en registros sónicos, resistividad, GR, SP y eventualmente neutrón. Debido a la baja resistividad de la formación y al daño inducido durante la etapa de perforación de los pozos, estos conjuntos de registros fueron insuficientes para determinar el contenido de arcilla y porosidad de la formación con la precisión necesaria para hacer una interpretación confiable de la saturación de hidrocarburos. La pobre calidad de las arenas, su baja resistividad y el paradigma de solo evaluar las areniscas productoras conocidas dieron lugar a dejar de lado yacimientos intermedios con posibilidades de producir hidrocarburos. La Fig. 2 inferior muestra un ejemplo típico de los registros antiguos de hueco abierto del intervalo clave de un pozo, donde la respuesta inconsistente del SP de la pista 1, muestra dudas sobre el verdadero contenido de arcilla del reservorio. Los valores de resistividad y conductividad se muestran en las en la pistas 2 y 3. La Fig. 3 inferior muestra un registro sónico

Fig.3 Registro Sónico del intervalo de interés


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de pozo abierto del intervalo clave de un pozo, donde la respuesta de litología del SP está en la pista-1, y los valores del tiempo de tránsito se muestran en la en la pista-2 La Fig. 4 inferior muestra la producción histórica del Campo y en la que puede observarse claramente que las técnicas empleadas por los diferentes Operadores no tuvieron mucho éxito en el crecimiento de la producción del campo. Las técnicas usadas por los tres Operadores del Campo para mejoramiento de producción desde el inicio de explotación del campo (1964) a la fecha fueron las siguientes: A. Con Equipo de Pulling: • Pistoneo o swabbing • Desparafinamiento • Apertura y cierre de pozos B. Con Equipo de Work Over: • Pistoneo o swabbing • Limpieza mecánica y química • Estimulación matricial • Fracturamiento • Redisparos y ampliación de disparos (en reservorios productores tradicionales) • Instalación y reparación de Unidades de Bombeo Mecánico.

ACCIONES DE REMEDIACIÓN ORIENTADAS SIEMPRE A LOS MISMOS YACIMIENTOS

En base al cálculo del IPR y del caudal máximo se determinó que los 6 pozos en actual producción, estaban produciendo por debajo de su potencial; no obstante, se concluyó que el incremento a conseguir con mucho esfuerzo sería totalmente marginal. Ante esta situación dado su avanzado estado de agotamiento, la dificultad para mantener los niveles de producción, dificultades mecánicas en las Intervenciones de los pozos dada su antigüedad

y las estimulaciones matriciales sin mucho éxito para restituir la permeabilidad de la roca, llevaron a concluir que de continuar manejando el campo bajo las mismas condiciones era buscar su abandono a muy corto plazo.

NUEVO ENFOQUE DE EVALUACIÓN: CAMBIO DE PARADIGMA

Esta diagnosis, se transmitió al Directorio del Operador y se propuso cambiar la metodología tradicional de evaluación para la identificación de nuevas oportunidades en busca de rejuvenecer un campo viejo. Para ello se propuso trabajar bajo la siguiente estrategia: • Entrar con nuevas ideas y tecnología de última generación. • Descodificarse de paradigmas tradicionales. • Usar nuevas tecnologías para re-interpretar los datos geológicos. • Usar registros modernos en agujero entubado para validar zonas identificadas con potencial de producción en los registros antiguos. • Dada la baja permeabilidad de las arenas productoras, considerarlas como yacimientos no convencionales (tight reservoirs) para mejorar su productividad y • Realizar una re-ingeniería del campo para rejuvenecerlo. El proyecto de reactivación del campo, fue aprobado por el Directorio y los trabajos se ejecutaron en el tercer trimestre del 2016 con la participación del autor y un equipo de técnicos y Compañías de Servicio especializadas.

METODOLOGÍA APLICADA PARA LA BUSQUEDA DE NUEVAS OPORTUNIDADES

Los estudios para mejorar la productividad en el campo se realizaron considerando varias

Fig.4 Historial de Producción del Campo 21


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etapas que se afinó en base a las mejores prácticas obtenidas durante la ejecución de este proyecto y los estándares de la industria a nivel internacional. Cada uno de estos pasos (Fig. 5) se analiza a continuación:

Fig.5 Relacionamiento de la metodología empleada

1) REVISIÓN Y VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN DISPONIBLE Registros eléctricos de los pozos y el historial de producción Para identificar los niveles potenciales en el campo, se utilizaron los registros sónicos, GR, SP, neutrón y además se tomó en consideración el estudio integral de 12 pozos distribuidos en la parte Oriental del Campo, identificando desafiantes oportunidades para intervenciones de pozos en niveles no investigados ni drenados dentro del área productora de hidrocarburos. A fin de hacer viable este proyecto se propuso validar la interpretación de los registros de hueco abierto con registros de hueco entubado en un pozo tipo seleccionado del Área Oriental del campo. Como resultado, se generó una cartera de oportunidades y priorización de pozos para su correspondiente intervención.

2) SELECCIÓN DE CANDIDATOS PARA LA INTERVENCIÓN DE POZOS

Se establecieron una serie de criterios técnicos para la selección de pozos candidatos a intervención. A continuación, se resumen estos criterios: • Nuevos Reservorios: Verificar la existencia de nuevos reservorios en el pozo • Condiciones de Superficie: Accesibilidad al pozo y a las instalaciones de producción. • Condiciones Mecánicas del pozo: Recuperabilidad del equipo sub-superficial de producción 22

e integridad de la tubería de revestimiento. • Facilidad para llegar al objetivo en profundidad hacia establecer la interconexión pozo (wellbore) -reservorio. • No afectar la producción actual • Análisis de riesgo de las operaciones involucradas. Cada factor fue evaluado y se le asignó un peso relativo lo que permitió ponderar cada pozo y establecer una secuencia de priorización en los cronogramas de intervención. Otro aspecto importante durante el análisis consistió en identificar los principales problemas del campo, para visualizar posibles soluciones con el uso de diversas tecnologías. Problemas observados en los pozos A continuación se resumen los principales problemas observados en los pozos: • Anomalías en la tubería de revestimiento por corrosión o colapso. • Corrosión de la tubería e instalaciones superficiales. • Deposiciones orgánicas de carbonatos y/o parafina. En algunos casos, se han producido incrustaciones de carbonatos en la tubería y bombas de profundidad de las Unidades de Bombeo Mecánico. • Pérdida frecuente de circulación durante la perforación o la intervención de los pozos. • Fluidos de perforación o intervención no apropiados causando daño de formación. • Reservorios de baja permeabilidad (Tight reservoirs). • Niveles de baja presión, precisando sistemas de elevación artificial como energía adicional. • Problemas mecánicos y herramientas perdidas en la tubería, cañería o en el fondo, que ocurrieron durante las actividades laborales en los pozos (perforación, intervención, slick line, etc.).

3) SELECCIÓN DE UN POZO TIPO

En consideración al abandono temporal de los pozos TTR-16 y TTR-33 por problemas de integridad de la tubería de revestimiento y sobre la base del análisis individual de cada pozo; como paso siguiente, se decidió elegir un pozo tipo que permitiera continuar con el análisis para encontrar características parecidas. La observación de oportunidades y características del pozo tipo se encontró en los Pozos TTR-8 y TTR-7 en base a los registros sintéticos elaborados con software de las Compañías de servicios y los registros originales tomados en hueco abierto.


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4) PROPUESTAS DE SOLUCIÓN INTEGRAL A LOS PROBLEMAS OBSERVADOS

Durante esta fase, se analizaron distintas alternativas de solución para reactivar los pozos y/o mejorar su productividad, para aquellos en las que técnica y económicamente fueran viables. En general, los trabajos propuestos se orientaron fundamentalmente a lo siguiente: • Validar las posibilidades de producción con información complementaria a obtener con registros de hueco entubado, registros de Presión-Temperatura y registros de Integridad de la tubería de revestimiento. La integridad mecánica es un aspecto muy importante ya que la mayoría de los pozos fueron perforados hace más de 50 años. • Disparos con cañones de mayor diámetro y alta penetración. • Fracturamiento hidráulico del yacimiento candidato. • Optimización del sistema de elevación de petróleo o conversión de pozos con unidades de Bombeo Mecánico y Plunger Lift con Gas Lift como otro Sistema de Elevación Artificial. • Instalación de sistemas de separación primaria en boca de pozo. • Cambios de líneas recolectoras para disminuir la contrapresión por restricción en el pozo productor. • Instalación de medidores de gas en pozos para cuantificar el volumen total de quema de gas y conducir este fluido a un punto único de la futura planta de compresión del gas. • Aseguramiento del flujo de los fluidos en superficie (Assurance Flow) para minimizar las restricciones al flujo.

5) ANÁLISIS DE RIESGO E INCERTIDUMBRE DE LA INVERSIÓN

Se hizo un análisis integral del riesgo, considerando los siguientes tres factores: Volumétricos, riesgos operacionales y económicos. • Riesgo Volumétrico El riesgo volumétrico se entiende como el riesgo de no lograr producir los volúmenes pronosticados por problemas inherentes a la complejidad de los yacimientos y la incertidumbre de los parámetros petrofísicos evaluados. Se hizo un análisis de sensibilidad. • Riesgo Operacional El riesgo operacional se refiere a que no sea posible ejecutar el trabajo planeado por las condiciones mecánicas del pozo, la complejidad del trabajo y el riesgo operacional de las

prácticas y tecnologías asociadas. Para cada uno de los riesgos asociados se establecieron algunos criterios como: edad de la tubería de revestimiento, tipo de fluido producido, calidad de cementación primaria, desviación del pozo, tipos de precipitación de sólidos y complejidad del trabajo a ejecutar. • Riesgo económico Se hizo la evaluación económica de las diferentes alternativas para mejorar la productividad de cada pozo y determinar su viabilidad económica. Para este propósito, se consideró el pronóstico de producción, así como el costo asociado a la intervención, costos de mantenimiento, costos de gestión de fluidos, precio de venta de los hidrocarburos, impuestos y regalías para el estado y otras consideraciones establecidas por el Operador. Se estableció el valor presente neto (NPV), como el indicador económico más relevante para evaluar la propuesta de Intervención. Se asignó un peso específico a cada uno de los factores clave anteriormente descritos, para su evaluación cuantitativa y establecer un mecanismo de priorización del portafolio de oportunidades de acuerdo al tipo de trabajo a ejecutar.

6) EJECUCIÓN DE LOS TRABAJOS SELECCIONADOS

Bajo la estrategia establecida, se eligió al pozo TTR-8 como un pozo PILOTO para la ejecución de los trabajos programados. Los registros de resistividad por sus bajos valores, se usaron solo al estimar la saturación de agua y visualizar zonas permeables. Para identificar zonas productivas inadvertidas con los registros originales, se usaron los registros geofísicos de densidad, neutrones y sónicos. En la Fig. 6 se muestran las zonas potenciales que fueron identificadas con los perfiles de hueco abierto. En la Fig.7 se muestra el registro de saturación residual de petróleo (RST) un registro moderno tomado en toda la zona de interés del pozo TTR-8 donde se validan claramente las zonas potenciales identificadas previamente con los registros eléctricos antiguos y además se visualizaron otras que no habían sido identificadas . Las zonas indicadas en rectángulos de diferentes colores de la pista 5 muestran potencialidad por la disminución de los valores Sigma, alta saturación de petróleo mostrada en la pista 10 y separación positiva de entre la RST corta y lejana de la pista 11. De las siete zonas potenciales visualizadas se eligieron las dos inferiores por su mayor 23


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Fig.6 Zonas potenciales identificadas en los perfiles de hueco abierto

Fig.7 Zonas potenciales identificadas y validadas con RST

espesor y ser niveles nuevos; es decir, no fueron drenadas en el campo, por ser poco arcillosos y por su mayor saturación de petróleo tal cual se muestra en la Fig. 8. Se dispararon los dos niveles seleccionados¸ la Arenisca. Itaí tramo: 900 – 905 m. y la Arenisca. La Yunta tramo: 862 – 867 m (Ambos horizontes del sistema Devónico Formación. Iquri) con cargas HSD 3 3/8”, Power Jet de alta penetración y 6 tiros por pie de densidad de disparo. Los dos yacimientos evaluados de manera independiente no mostraron reacción luego del disparo por su baja permeabilidad. Se recuperó gas y petróleo en ambos niveles con densidades de petróleo de 49 y 50 ºAPI; respectivamente. Se realizaron pruebas de incremento de presión en cada uno confirmando su baja permeabilidad de 0.32 md y 0.17 md para los reservorios Itaí y La Yunta sin daño. Se hizo una evaluación de la producción conjunta (commingled) con una Unidad de Bombeo Mecánico y los dos niveles dieron una producción de 50 Bbls/d. Aunque esta producción ya estaba por encima

Fig.8 Zonas potenciales elegidas y validadas con RST 24

de lo que producen los pozos actualmente, para alcanzar los volúmenes pronosticados, se procedió con el fracturamiento hidráulico de una sola etapa en forma independiente a cada yacimiento. Se inició la fractura con slick water (salmura + surfactantes + reductor de fricción) en los bombeos de calibración (steap rate test y minifrac) y PAD (colchón de la fractura) a la primera dosificación de arena (0.5 y 1 ppg); luego para mejorar el acarreo y sustentación del agente propalante dentro de la fractura, se usó un fluido base agua de baja carga polimérica reticulado con dosificaciones de 1.5 y 2 ppg. Las presiones de fractura obtenidas fueron de 1060 psi a 1.2 BPM y 466 psi a 2.5 BPM, respectivamente y operativamente pese a tener algunas dificultades, los trabajos fueron exitosos.

7) RESULTADOS OBTENIDOS

Los trabajos ejecutados fueron evaluados en forma individual con pruebas de flujo tras flujo. El yacimiento Itaí pudo ser evaluado por separador por su mayor aporte de gas, mientras que


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el yacimiento La Yunta no se pudo evaluar por separador por su menor presión y contenido de gas. En las tablas inferiores, se resumen los resultados de la evaluación de los dos yacimientos.

8) MEJORES PRÁCTICAS

Las mejores prácticas ayudan a garantizar y asegurar la calidad de los productos generados en cada uno de los pasos. El éxito depende de la fiabilidad y el uso adecuado de la tecnología aplicada en la revitalización del campo maduro. Muchos avances tecnológicos se han hecho en todas las áreas, pero ofrecen oportunidades que pueden no ser apropiados para cada pozo o yacimiento. La identificación temprana de tecnologías ayuda a aumentar el valor agregado de los proyectos. A continuación se resumen las mejores prácticas que fueron evidentes durante la ejecución de este proyecto para el rejuvenecimiento de un campo maduro. • Revisión integral de toda la información histórica de cada uno de los pozos del campo. • Generación de una base de datos con información histórica y reciente. • Revisión inmediata de las condiciones superficiales de los pozos. • Considerar la toma de registros geofísicos modernos y apropiados en hueco entubado. • Realizar pruebas de presión para una mejor

caracterización del yacimiento. • Supervisar y exigir la ejecución del programa operativo tal cual fue recomendado. • Seleccionar las presiones apropiadas de pruebas de presión de los tubulares, presiones de anclaje de los empacadores compatibles con el grado de madures de las instalaciones. • Realizar comentarios del análisis de los resultados obtenidos y lecciones aprendidas.

CONCLUSIONES

La materialidad de la metodología y el Plan de trabajo propuesto por el autor, permitió obtener resultados exitosos logrando incorporar nuevas reservas e incrementar la producción de petróleo y gas en un campo maduro que tiene más de 50 años de antigüedad y que se encontraba en la etapa final de su vida productiva. En yacimientos de areniscas compactas de baja permeabilidad como es el caso que nos ocupa, la aplicación de tecnologías para yacimientos no convencionales (tight reservoirs), como el fracturamiento hidráulico, es un elemento de vital importancia para hacer rentable la producción de los pozos. La aplicación de ideas nuevas en campos viejos y el uso de tecnología moderna, ayudara a romper viejos paradigmas y mitos, para encontrar la llave que permita abrir la ventana de nuevas oportunidades de rejuvenecimiento.

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AGRADECIMIENTOS

El autor agradece especialmente a la Empresa Matpetrol por su autorización para la publicación de este trabajo, así como a los Ingenieros Pedro y Javier Paz Soldán, Eduardo Alba, Juan Pablo Castro, por su confianza y apoyo en la ejecución de este importante proyecto.

REFERENCIAS

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Válvula Electromagnética Inteligente (EMIV) Autores: Dmitri Zhambrovskii, Nachiket Jadhav y Francisco Porturas. ScanViz Geo-Engineering, Noruega

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Válvula Electromagnética Inteligente (EMIV) Autores: Dmitri Zhambrovskii, Nachiket Jadhav y Francisco Porturas. ScanViz Geo-Engineering, Noruega

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a producción de petróleo ofrece muchos retos tanto en operaciones costa afuera como en tierra, que afectan los costos durante las fases de desarrollo. El monitoreo del reservorio y su completación son los objetivos de la optimización de la producción. El comportamiento del reservorio cuando está depletado se manifiesta en varios aspectos: variaciones en las saturaciones de los fluidos, compactación, depósito de escalas, así también que el influjo de petróleo hacia la tubería de producción termine abruptamente debido al ingreso de fluidos de alta movilidad como agua y gas. Hasta hace poco, este fenómeno estaba considerado como irreversible, por eso las compañías operadoras han utilizado muchos recursos y esfuerzos para mejorar el desempeño del pozo y así evitar levantar a superficie fluidos que no resultan económicos.

La válvula electromagnética inteligente (EMIV) es un prototipo desarrollado como una solución innovadora que puede bloquear zonas con entrada de fluidos no deseados y de forma activa de acuerdo con la estrategia de desarrollo del campo. La válvula EMIV se activa y desactiva cuando está instalada en la completación del pozo optimizando los costos significativamente.

INTRODUCCIÓN

La válvula EMIV es una nueva tecnología diseñada para mejorar el factor de recobro e influjo de fluidos con o sin necesidad de intervención desde la superficie. Opera autónomamente o con activación desde la superficie (Figura 1). Durante la producción, la línea de contacto entre gas-petróleo o petróleo-agua se define como un perfil de flujo. La producción de petróleo se considera estable si el perfil de influjo es uniforme a lo largo de todo el pozo (Figura 2).

Palabras clave Irrupción de fluidos de alta movilidad Válvula inteligente Digitalización Incremento del factor de recobro Keywords: High mobile irruption Digitization Recovery factor boost RCM – Reservoir Control and Monitoring DAQ – Data Acquisition System EMIV – Electromagnetic Intelligent Valve Fecha recepción: 4 de marzo de 2018 Fecha aprobación: 5 de marzo de 2018 Artículo Original Dmitri Zhambrovskii MSc Universidad de Stavanger, Noruega Nachiket Jadhav MSc Universidad de Stavanger, Noruega Francisco Porturas MSc NTH, Noruega, Fundador de ScanViz Geo-Engineering, Noruega y Perú.

Figura 1. Prototipo de la Válvula Electromagnética Inteligente (EMIV).

Figura 2. Desempeño del pozo sin EMIV (izquierda) y con válvulas EMIV (derecha). 27


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La irrupción temprana de fluidos no-deseados afecta el perfil de influjo, lo cual resulta en presiones diferenciales a lo largo del pozo (efecto talón-punta). A mayor presión diferencial mayor es la entrada de fluidos de alta movilidad (agua o gas). La taza de producción de fluidos también tiene un gran impacto en el desempeño del pozo, por eso pozos de gran extensión lateral con bajas tazas de flujo requieren control de presión para obtener un perfil de producción estable y optimizar el factor de recobro. La válvula EMIV está diseñada para optimizar la taza de flujo, corregir problemas de presión diferencial e incrementar la producción de petróleo.

EMIV PRINCIPIOS OPERACIONALES

La válvula EMIV está construida y diseñada basada en el principio de inducción electromagnética descubierto por Michael Faraday (1831). El campo magnético, el cual es creado por el flujo de corriente eléctrica, es la fuerza motriz detrás del instrumento. Esto proporciona al émbolo un pulso de movimiento para cerrar o abrir las aperturas localizadas en el cuerpo de la válvula. Los sensores, instalados en el armazón, miden la conductividad eléctrica del fluido de entrada desde el reservorio con gran exactitud. También permiten reconocer el tipo de fluido

Figura 3. Simulación del Sistema de Adquisición de Datos (DAQ).

Figura 4. Manipulación de la posición del embolo de acuerdo con las mediciones del Sistema de Adquisición de Datos (DAQ). 28

que está siendo producido en un tiempo particular. (Figura 3).

VENTAJAS DE LA VÁLVULA EMIV

La válvula EMIV es pequeña y ligera, y su operación es completamente independiente de la densidad y viscosidad del fluido del reservorio. Eso significa que un diseño es suficiente para que sea aplicable en diferentes tipos de reservorios y de completaciones del pozo. Los datos obtenidos de las mediciones de conductividad pueden ser tratados como decimales, fracciones o enteros. Esto facilita la utilización de procesadores lógicos al manipular la posición del émbolo como completamente abierto, parcialmente abierto, o enteramente cerrado y actuar de acuerdo con el escenario de producción seleccionado para el reservorio. La válvula EMIV también incluye un convertidor análogo-digital al cual se puede aplicar una lógica predefinida del microcontrolador. Este atributo de la herramienta facilita un control remoto del reservorio (RCM), con los siguientes beneficios: a. Identificar con gran exactitud cada una de las fases de los fluidos del reservorio, por la fuerza de las lecturas de los datos de la conductividad de los fluidos. b. La facilidad de abrir completamente o tener una apertura parcial del émbolo, contribuye significativamente para el mantenimiento


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apropiado del perfil de influjo. c. El número de válvulas EMIV instaladas a lo largo de la tubería de producción o en la completación del pozo, regula autónomamente las tasas de flujo en diferentes zonas del reservorio.

RESUMEN

La tecnología de punta de las válvulas EMIV ofrecen un rango extenso de aplicaciones en la industria del petróleo y gas, además de ser una tecnología innovadora que optimiza costos y aumenta eficientemente la producción.

La válvula está en proceso de ser instalada en pozos de prueba y actualmente es la única válvula que permite al operador monitorear y controlar la contribución del reservorio a lo largo de toda la completación y así tomar decisiones sobre la producción a nivel de pozo, grupo o campo.

AGRADECIMIENTOS

Nuestro agradecimiento al Ing. Ramón Correa, AGIP Ecuador y al Departamento de Ingeniería de Petróleo de la Universidad de Stavanger por su gran apoyo.

Figura 5. Aplicaciones proporcionales aproximadas de las válvulas EMIV en la industria del petróleo.


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Aplicaciones de fluidos de control y estimulaciones ácido matriciales en los campos de Petroamazonas EP, Palo Azul y Sacha Autores: Rommel Castillo Chávez, Darío Cuenca Riofrío, Byron Delgado Ortega, Santiago Aguirre Quinteros. F

Aplicaciones de fluidos de control y estimulaciones ácido matriciales en los campos de Petroamazonas EP, Palo Azul y Sacha Palabras clave Daño, estimulación productividad, técnicas, EAM, caracterización, compatibilidad, fluidos de control Keywords Formation damage, Reservoir characterization, stimulations, productivity, techniques, MAE, fluid compatibility Artículo Petroamazonas Fecha recepción: 5 de marzo de 2018 Fecha aprobación: 7 de marzo de 2018 Artículo Original Darío Cuenca Riofrío. Ingeniero en Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional, Experiencia como Ingeniero de Reservorios y Supervisor de Producción para Petrobras Ecuador, Superintendente de Operaciones, Gerente de Campo y Gerente de Activo de Petroamazonas EP, actualmente desempeña el cargo de Gerente Coordinador de Operaciones de Petroamazonas EP. Rommel Castillo Chávez. Ingeniero en Petróleos de la Universidad Central del Ecuador, Maestría en Eficiencia Energética de la Escuela Politécnica Nacional, Experiencia de Ingeniero de Operaciones Bloques 7, 18 y 44, actualmente desempeña el cargo de Gerente de Activo Sacha de Petroamazonas EP. Santiago Aguirre Quinteros. Ingeniero de Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional. Experiencia seis años como Reservorista en las empresas Operaciones Rio Napo CEM y Petroamazonas EP y dos años en operaciones de reacondicionamiento en Andes Petroleum Ltd. Byron Delgado Ortega. Ingeniero en Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional, Experiencia de dos años y medio como Ingeniero de Extracción y Reservorista en Petrobras Ecuador y siete años como Ingeniero de Reservorios en Petroamazonas EP.

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Autores: Rommel Castillo Chávez, Darío Cuenca Riofrío, Byron Delgado Ortega, Santiago Aguirre Quinteros. RESUMEN

Durante la vida productiva de un campo petrolero, los pozos presentan varios comportamientos de flujo debido a la naturaleza propia de cada reservorio, mecanismo de producción y factores externos que disminuyen su productividad en el tiempo siendo necesario implementar técnicas que permitan recuperar y mantener por un mayor tiempo el aporte de los pozos durante los trabajos de reacondicionamiento. En los campos Palo Azul y Sacha, considerados campos maduros, se han implementado diferentes técnicas como EAM (Estimulaciones Acidas Matriciales) para remover el daño de formación presente en los pozos, así como la formulación de sistemas de fluidos de control amigables con el reservorio para evitar la generación de daño luego de una intervención y perdida de producción, tratamientos cuyas formulaciones han sido el producto de una correcta caracterización del daño de formación mediante el estudio en núcleos y compatibilidad de fluidos inyectados.

SUMMARY

During the production life of an oil field, the oil wells have several flow behaviors due to the nature of each reservoir, drive mechanisms and external factors that decrease its productivity over time, being necessary to implement techniques to recover and maintain for a longer period time the wells productivity, during workovers operations. In the Palo Azul and Sacha fields considered mature fields, different techniques have been implemented such as EAM (Matrix Acid Stimulations) to remove formation damage present in these wells with successful results, as well as the formulation of fluid systems friendly to these reservoirs to avoid damage formation after workovers and loss of oil production, these well treatments whose formulations have been the result of a correct characterization of the formation damage through the study in plugs and compatibility of injected fluids.

ANTECEDENTES

Sobre la columna estratigráfica de la cuenca oriente, en los campos Palo Azul y Sacha se tiene las arenas productoras del desarrollo Napo, Tena y Hollín, siendo estas la Basal Tena, U, T y Hollín. El campo Sacha inició su explotación en los años 80 por lo cual es considerado como un campo maduro. En el campo Palo Azul, su explotación inició en los años 2000. En el paso de los años productivos o de explotación del campo, cada arena ha tenido diversos comportamientos como depletación, pérdida natural de presión, taponamientos, etc; para lo cual se planifican intervenciones con o sin torre para recuperar la productividad de la arena productora. Una de las técnicas para recuperar la productividad de la arena de un pozo es la Estimulación Ácido Matricial (EAM); pero esta debe ser aplicada cuando se tenga caracterizado el daño de cada unidad productora; es decir, aplicar la receta adecuada para remover el daño de formación y recuperar la productividad. Es importante aclarar que cada arena productora tiene sus características litológicas propias, por tanto, la exposición a los fluidos de completación puede ocasionar daños de formación si estos no son correctamente formulados para cada arena productora.

CARACTERIZACIÓN DEL DAÑO

La estimulación de un pozo se puede definir como la inyección de fluidos de tratamiento (ácidos en su mayoría), a caudales y presiones por debajo de la presión de fractura de la formación, a fin de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y completación de pozos o por otros factores.Cuando se logra determinar el skin total del pozo, es posible trazar una curva IPR, mediante la cual se calculan los beneficios al disminuir el factor de daño (S). No se puede atribuir todo el skin a un daño dentro


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de la formación, ya que hay otras contribuciones no relacionadas al mismo, llamadas pseudoskins o caídas de presión adicionales, las mismas que deben ser extraídas del daño total para estimar el verdadero daño de formación. Los pseudoskins se pueden dar por el caudal y el ángulo de inclinación, la variación de flujos al producir un pozo a elevado caudal, flujo turbulento o al generar un menor draw down (a menor caudal, el flujo tiende a ser flujo laminar). Los daños de formación o tipos que se pueden tener son: emulsiones, bloqueo por agua, depósitos inorgánicos, depósitos mixtos, migración de finos, cambios de mojabilidad, hinchamiento de arcillas, por penetración parcial. Es importante indicar que durante el control, matado del pozo o durante un viaje de limpieza de pozo, los fluidos pueden invadir la formación y si los mismos no tienen los aditivos adecuados, pueden generar daño a la formación.

FLUIDOS DE CONTROL

Durante la vida productiva de un pozo, al realizar un trabajo de mantenimiento o un trabajo para incrementar el factor de recobro con taladros de reacondicionamiento, es necesario controlar el pozo (también llamado matado del pozo), a fin de que la columna hidrostática sea igual o mayor en términos de presión, para soportar la presión del yacimiento y que no se tenga un descontrol o arremetida de pozo durante la intervención.

Para el control del pozo se debe determinar previamente las presiones del yacimiento, las mismas que pueden llegar a más de 4300 psi y un empuje hidráulico activo o inferior a 1000 psi, algunas incluso bajo el punto de burbuja de un yacimiento depletado cuyo mecanismo de producción sea por expansión de roca fluido. Considerando lo expuesto, el fluido de control necesariamente va a estar en contacto directo con la arena productora y, dependiendo de las presiones, los fluidos invadirán la formación, si no cuentan con los aditivos adecuados para proteger la arena, ocasionando daños de formación importantes. En el año 2014, en el campo Palo Azul; con el afán de optimizar costos de producción y obtener un ahorro mensual de +/- 500K USD por conceptos de renta de facilidades tempranas de producción, se realizó la intervención con torre del pozo XX, cuyo objetivo fue cambiar la completación de fondo de bombeo hidráulico por completación de fondo con bombeo eléctrosumergible. El trabajo no duro más de 5 días en ejecución con torre, y no tuvo ninguna influencia operativa al yacimiento (Hollín); sin embargo, al controlar el pozo, el fluido de control no tenía los aditivos adecuados y se generó un daño que disminuyó su productividad del pozo en 1/5, es decir, el pozo aportaba alrededor de 2500 BPPD antes de la intervención y luego su producción se estabilizó aproximadamente en 500 BPPD. Gráfico 01.

Gráfico 01. Histórico de Producción pozo XX, daño de formación Fuente: Petroamazonas EP 31


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Para comprobar la hipótesis del daño generado, se realizaron pruebas en laboratorio en cores de la misma formación y con los fluidos de control utilizados durante el trabajo y la formulación correcta. Luego de generada la prueba de laboratorio con la formulación del fluido de control (que no tuvo la correcta concentración de aditivos), se demuestra que se tiene una pérdida de permeabilidad, con un daño de formación de 54.5%. Gráfico 02. Con estudios anteriores realizados por empresas privadas y analizando las propiedades litológicas de la arena productora, se llegó a obtener el

Gráfico 02. Prueba de Laboratorio, daño de formación Fuente: Informe CIQ-DF-04-V1-2015

Gráfico 03. Prueba de Laboratorio, daño de formación Fuente: Ensayo 02 CIQ

Gráfico 04. Histórico de Producción pozo XY, no daño de formación Fuente: Petroamazonas EP. 32

fluido de control adecuado (o el más acertado), para esta formación Hollín del campo Palo Azul. Luego de pruebas en laboratorio se demostró un incremento en el retorno de la permeabilidad de 20.45%. Gráfico 03: Al aplicar en la práctica, en trabajos de Pulling en donde el único contacto que tiene el yacimiento es con el fluido de control, se tuvieron excelentes resultados al no tener daño de formación y que la productividad del pozo no se vea afectada. En otros casos, hasta se estimuló con un mejor aporte de producción, incluso disminuyendo el BSW del pozo, para lo cual se exponen las siguientes aplicaciones. Gráfico 04 y Gráfico 05.


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Gráfico 05. Histórico de Producción pozo XZ, mejora en producción Fuente: Petroamazonas EP.

Las ventajas que se tienen en la producción del yacimiento al aplicar los procedimientos de formulación han sido expuestas; sin embargo, hay que considerar que la misma formulación de un fluido de control que protege un yacimiento no es aplicable a todos los yacimientos. En el campo Sacha, la arena Napo “T” tiene presiones bajas, por lo cual la presión

hidrostática tiende a ser mayor que la presión de fondo fluyente y por ende se genera invasión del fluido de control al reservorio durante una intervención con torre de reacondicionamiento. Al no tener una formulación adecuada se han generado daños de formación que derivaron en pérdidas en la productividad de los pozos de este reservorio.

Gráfico 06. Histórico de Producción pozo AA, daño de formación Fuente: Lowis Petroamazonas EP.

Gráfico 07. Histórico de Producción pozo AB, daño de formación Fuente: Lowis Petroamazonas EP. 33


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De similar forma se realizaron pruebas de laboratorio en cores, con diferentes formulaciones para encontrar la combinación adecuada, de acuerdo a la mineralogía que tiene la arena productora Napo “T”, la cual muestra intercalaciones arcillosas, por lo que aún no se ha logrado determinar la formulación con los aditivos adecuados que no generen daños de formación. El mejor resultado, con apenas un daño de +/- 7%, se muestra en el siguiente ensayo. Gráfico 08.

ESTIMULACIONES ÁCIDO MATRICIAL (EAM)

Es una técnica en la cual una solución ácida es inyectada dentro de la formación o yacimiento productor a fin de disolver algunos de los minerales presentes, sean estos producto de daños primarios o secundarios durante la vida productiva del pozo, y así recuperar e incrementar la permeabilidad alrededor del pozo y la productividad del mismo.

En el campo Palo Azul se realizaron pruebas a nivel de laboratorio con diferentes sistemas de EAM en función de las propiedades petrofísicas y mineralógicas de las muestras (cores) de la formación. Gráfica 09. En las pruebas realizadas se tuvieron diferentes resultados, siendo uno de los más eficientes el sistema que contiene una mezcla de ácidos orgánicos e inorgánicos, que incluyen HCL (ácido clorhídrico) + HF (ácido fluorhídrico) como se muestra en la Tabla 01. En los resultados se pueden observar que el retorno de permeabilidad es estimulado, para lo cual se presenta la Grafica 10. Se procedió a realizar trabajos de campo en el campo Palo Azul, aplicando EAM mediante trabajos de reacondicionamiento con torre y con cierre en fondo, de los cuales se obtuvieron resultados positivos con incremento del índice

Gráfico 08. Prueba de Laboratorio, daño de formación Fuente: Informe CIQSDF-SAC-300TI-122017-V0

Gráfico 09. Fotografía Microscópio Electrónico núcleo de formación Fuente: Informe T-0909-1012SCA_BJSSA

Tabla 01. Resultados de pruebas de Sistemas de EAM en núcleo de formación Fuente: Informe T-0909-1012SCA_BJSSA 34

Permeability to Air, md

Initial KoSwi

Final KoSwi

Regain

Test

870.

158

166

105%

6% Organic BJSSA

1726.

348

213

61%

8% Organic BJSSA

2010.

376

400

106%

6% Organic BJSSA

9988.4

1441.

268

216

81%

4.5% Organic BJSSA

59

9966.60

289.

46.0

172

374%

4.5% Organic BJSSA with HCI

1-19-19

10551.15

495.

162

274

169%

4.5% Organic BJSSA with HCI Repeating Cycles

Sample ID

Depth ft

67

9974.4

70

997.3

73

9980.4

81


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Gráfico 10. Prueba de Laboratorio, EAM Fuente: Informe T-09-091012SCA_BJSSA

de productividad e incluso en algunos pozos disminución del BSW, como se muestra en la Gráfica 11. Para el campo Sacha, se analizaron las curvas de los históricos de producción, además se revisaron los Master Log de la Arena Hollín y

observaron los comportamientos similares en migración de finos con respecto al campo Palo Azul, por lo cual se replicaron las formulaciones de EAM aplicadas para este tipo de daño, obteniendo resultados positivos en producción, como se muestra en las siguientes gráficas:

Gráfico 11. Histórico de Producción pozo EA, mejora Indice de Productividad Fuente: Petroamazonas EP. 35


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Aplicaciones de fluidos de control y estimulaciones ácido matriciales en los campos de Petroamazonas EP, Palo Azul y Sacha Autores: Rommel Castillo Chávez, Darío Cuenca Riofrío, Byron Delgado Ortega, Santiago Aguirre Quinteros. F

Gráfico 12. Histórico de Producción pozo EB, mejora Indice de Productividad Fuente: Lowis Petroamazonas EP.

Gráfico 13. Histórico de Producción pozo EC, mejora Indice de Productividad Fuente: Lowis Petroamazonas EP.

CONCLUSIONES

Cada campo petrolero de la cuenca Oriente tiene sus particularidades debido a su ubicación geográfica, desarrollo de arenas productoras, propiedades petrofísicas y litológicas, etc. En tal sentido, la arena productora de cada campo debería tener su propia formulación para el fluido de control adecuado. El fluido de control debe tener la formulación adecuada para minimizar los daños de formación por invasión de los fluidos durante el control del pozo. Al tener un fluido de control adecuado 36

hay la probabilidad adicional de mejorar, en un porcentaje mínimo, la productividad del pozo. Para la aplicación de los sistemas de Estimulación Ácida a los yacimientos, primeramente se debe caracterizar el daño que tiene el yacimiento productor, con el afán de aplicar el sistema de estimulación más adecuado. Los resultados de las Estimulaciones Ácidas Matriciales, cuando los sistemas son los adecuados para el tipo de daño, son altamente eficientes mejorando la productividad del yacimiento; sin embargo, cuando el sistema de


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Estimulación Ácida no es el adecuado para el tipo de daño y compatible con la composición litológica del yacimiento, se pueden producir reacciones secundarias y terciarias que generarán otros daños irreversibles.

RECOMENDACIONES

Realizar pruebas en laboratorio con diferentes empresas de servicios, a nivel de plugs, de los yacimientos de cada campo a cargo de Petroamazonas EP, a fin de obtener las formulaciones adecuadas comparativas para el desarrollo de los fluidos de control de pozos.

Realizar pruebas de laboratorio con diferentes empresas de servicios y diferentes sistemas ácidos, a nivel de plugs, de los yacimientos de cada campo a cargo de Petroamazonas EP que presenten daños de formación, y así obtener varios sistemas adecuados para realizar las estimulaciones y que las mismas sean eficaces en la recuperación de la producción de un pozo.

"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


PERFORACIÓN

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DESAFÍO: Maximizar la eficiencia de perforación a través de formaciones duras y abrasivas de la Cuenca Oriente Ecuador. Palabras Clave: StingBlade, Axeblade, Brocas PDC, Campo Inchi, Campo MDC, conglomerado, Optimizar rendimiento de la perforación, ahorros de tiempo de perforación. Keywords: StingBlade, Axeblade, PDC drill Bit, Inchi Field, MDC Field, conglomerate, optimize drilling performance, Saves drilling Time. Fecha recepción: 8 de enero de 2018 Fecha aprobación: 5 de marzo de 2018 Artículo Original Marco Loaiza Ingeniero de Petróleos Escuela Politécnica Nacional. Posee un MBA de la Universidad Francisco de Victoria de Madrid, un Master en Ciencias en Petróleo y Gas por la Swiss Business School, un Master en Política y Estrategia Empresarial por el Tecnológico de Monterrey, 14 años en la industria Nacional e Internacional en Argentina, Brasil & USA. Actualmente se desempeña como Líder Senior de Perforación en ENAP SIPEC, además es profesor de la Maestría en Gestión para la Exploración y Producción del Petróleo en la Escuela Politécnica Nacional y también es Docente en Maestría en Petróleos, Mención en Procesos de Producción e Industrialización de Hidrocarburos en la Universidad Tecnológica Equinoccial.

Angel Andrés Gavilanes. Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador, 4 años de experiencia en el área de perforación de pozos petroleros. Actualmente se desempeña como Líder de Ingeniería en el Área de Productos de Brocas y Herramientas de perforación en Schlumberger del Ecuador. Patricio Ulloa Ingeniero Geólogo de la Universidad Central del Ecuador, 33 años de experiencia en la industria nacional e internacional laborando en países como Perú, Bolivia, Colombia, Argentina, Brasil, México, Venezuela y USA. Posee un Master en Mecánica de Rocas en la Universidad de la Plata, Argentina. Actualmente desempeñándose 10 años como Gerente de Latinoamérica Norte del segmento Brocas y Herramientas de Perforación de Schlumberger.

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Innovadores elementos de Corte de única Geometría en Brocas PDC, abre nuevos caminos en la reducción de costo de perforación en los campos INCHI y MDC, Ecuador Autores: Marco Loaiza - Enap Sipec; Andrés Gavilanes y Patricio Ulloa - Schlumberger Ecuador Coautores: Félix Ramírez y Eduardo Tapia – Enap Sipec; Darwin Chamorro y Fernando Rosero - Schlumberger Ecuador

Innovadores elementos de Corte de única Geometría en Brocas PDC, abre nuevos caminos en la reducción de costo de perforación en los campos INCHI y MDC, Ecuador Autores: Marco Loaiza - Enap Sipec; Andrés Gavilanes y Patricio Ulloa - Schlumberger Ecuador Coautores: Félix Ramírez y Eduardo Tapia – Enap Sipec; Darwin Chamorro y Fernando Rosero - Schlumberger Ecuador to pass through Tiyuyacu Formation that repreRESUMEN

El desempeño de perforación en los campos Inchi y MDC en Ecuador implica un difícil desafío para Enap Sipec, atravesar la Formación Tiyuyacu que representa una secuencia intercalada de arcillas , areniscas y conglomerados, la Formación de Napo que representa la secuencia intercalada de lutitas, caliza y arenisca abrasiva y la formación de HollÍn que representa una arenisca dura y altamente abrasiva, estas formaciones generan fuerzas de alto impacto, causan daños a las estructuras de corte de las brocas PDC (Anillamiento), Conglomerado y Arenisca en condiciones altamente abrasivas y alta resistencia a la compresión no confinada (UCS) de 12,000 a 17,000 psi. Entonces, las brocas PDC podrían soportar el difícil entorno de fondo de pozo mediante mejoras con tecnología de cortadores y perforar toda la sección aplicando una guía de lineamientos y parámetros de perforación para reducir el daño en el corte de las estructuras. De la misma manera, hubo eventos en que las brocas fueron destruidas dentro de conglomerados sin terminar todos los niveles y agregando otra broca para pasar el nivel completo de conglomerado, junto con una baja ROP para mitigar la rotura / astillado del cortador. El daño en la estructura de corte requiere que el operador saque las brocas a superficie para el cambio de la misma, incrementando el tiempo de perforación de la sección. ENAP SIPEC necesita obtener una nueva broca tipo PDC que pueda asegurar perforar intervalos de conglomerados completos con ROP mejorado y mantener la estructura de corte en buenas condiciones perforando toda la sección con un menor número de brocas.

ABSTRACT

Drilling performance in Inchi & MDC fields in Ecuador involve difficult challenge for Enap Sipec

sents interbedded sequence of claystone , sandstone and conglomerate levels, Napo formation that represents interbedded sequence of shale with limestone and abrasive Sandstone and Hollin Formation that represents a hard , highly abrasive sandstone, these formations generate high impact forces causing damage to used cutting structures(Ring Out) of PDC bits. Conglomerate and Sandstone highly abrasive conditions and high unconfined compressive strength (UCS) of 12,000 to 17,000 psi .Then PDC Bits could endure the difficult downhole environment by improvements with Cutter technology and drill entire section getting last and applying guideline drilling parameters to reduce damage on cutting structures but in same way, there were events of destroyed bits within conglomerates without finish all Conglomerate levels and adding other bit to pass entire Conglomerate level, along with low ROP to mitigate cutter breakage/chipping. The damage on cutting structure require the operator to pull bits, requiring more time to drill the section. Enap Sipec require to get a new type PDC bit that could ensure drill entire conglomerate intervals with enhanced ROP and keep the cutting structure in good conditions drilling all the section reducing number of bits.

INTRODUCCIÓN

La industria petrolera se basa en implementación de nuevas tecnologías inteligentes para ayudar a reducir costos y mejorar la eficiencia en operaciones cada vez más desafiantes. Las brocas de perforación tienen una influencia importante en el rendimiento de la perforación de pozos petroleros. Un ejemplo: Si la broca tiene un excesivo desgaste en su estructura de corte, el avance diario (ROP) está limitado. En este punto, la broca

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Figura 1. Mapa de Ubicación

• Bajo rendimiento en el avance por día durante la perforación. • Daño severo en la estructura de corte en brocas de un compuesto Policristalino de diamante (PDC) convencionales. • Incremento del uso de número de brocas para terminar la sección. • Incremento de tiempo y costos para el Operador en la perforación de pozos petroleros. Enap Sipec necesita obtener un nuevo tipo de broca PDC que garantice perforar intervalos completos de conglomerado, mantener la estructura de corte en buenas condiciones y alcanzar la profundidad final del pozo con un menor número de brocas, con el objetivo de optimizar tiempo y costo en su campaña de perforación.

PERFORACIÓN

debe ser reemplazada, lo que añade tiempo y costos en la perforación de un pozo petrolero. Además, el diseño de la broca afecta al rendimiento en la perforación y el comportamiento de vibraciones en fondo, estas vibraciones pueden causar problemas de fiabilidad y fallas en otras herramientas de ensamblaje del fondo de pozo tales como el motor, el sistema giratorio orientable y las herramientas M/LWD. Hoy en día, las brocas de un compuesto Policristalino de diamante (PDC) representan más del 90% de intervalo perforado en pozos a nivel mundial y es necesario el desarrollo de tecnologías en el área. En la campaña de Perforación de Enap Sipec durante el periodo 2016-2017, incluye el desarrollo de los campos INCHI y MDC. La perforación de estos campos presenta una aplicación desafiante, ya que implica atravesar formaciones heterogéneas de un ambiente de alta abrasión e impacto llamadas Tiyuyacu, Napo y Hollín. Estas formaciones generan fuerzas de alto impacto causando daño a la estructura de corte en brocas de un compuesto Policristalino de diamante (PDC) convencionales. Durante los últimos años se han iniciado mejoras en los diseños de estructuras de corte basado en avances con tecnología de cortadores y la implementación de procedimientos de control de parámetros de perforación para atravesar niveles de conglomerados de la formación Tiyuyacu con ROP limitado (alrededor de 25 pies / hora) con el objetivo de disminuir choques y cargas de impacto que afectan la tabla de diamante en los cortadores. El rendimiento obtenido con las brocas PDC convencionales alcanzó satisfactorios indicadores para algunos campos debido a la baja dureza de los conglomerados (o ausencia de un porcentaje considerable) también relacionada a la distribución de Chert en todo el intervalo; pero para campos como Inchi y MDC la perforación de conglomerados continuó siendo el riesgo más evidente reportando los siguientes eventos:

SOLUCIÓN: Brocas PDC integradas con tecnología StingBlade y AxeBlade Basado en estos desafíos, Smith Bits una empresa de Schlumberger desarrolló nuevas tecnologías en elementos de Corte en forma Cónica y hacha para integrarlos en una Broca PDC llamada StingBlade y Axeblade (Figura 2).

Figura 2. Innovadores elementos de Corte de forma cónica (arriba) y Hacha (abajo) 39


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TECNOLOGÍA STINGBLADE

Innovadores elementos de Corte de única Geometría en Brocas PDC, abre nuevos caminos en la reducción de costo de perforación en los campos INCHI y MDC, Ecuador Autores: Marco Loaiza - Enap Sipec; Andrés Gavilanes y Patricio Ulloa - Schlumberger Ecuador Coautores: Félix Ramírez y Eduardo Tapia – Enap Sipec; Darwin Chamorro y Fernando Rosero - Schlumberger Ecuador

PERFORACIÓN

Son elementos de corte de forma cónica llamado Stinger que se han insertado estratégicamente en las aletas de un diseño de broca con cortadores Fijos. La forma cónica de los insertos aplica una alta carga puntual concentrada para fracturar las formaciones de alta compresibilidad más eficientemente que un cortador compacto de diamante policristalino estándar (PDC) (Figura 3.a). Además , el elemento stinger tiene una capa de diamante más gruesa que genera una mayor resistencia al impacto relacionando los resultados obtenidos en pruebas de laboratorio a una fuerza de Impacto de 18,000 lbf sobre una placa de acero para simular cargas de impacto instantáneas

típicamente vistas durante la perforación de un pozo. En la figura 3.b muestra que la tabla de Diamante del PDC falló en el primer impacto, pero el nuevo elemento cónico continuó para 100 impactos sin ningún daño.

TECNOLOGÍA AXEBLADE

Son cortadores de única geometría en forma de hacha que permite mejorar su eficiencia de corte durante la perforación de una roca a través de una combinación de acción de corte de un cortador convencional PDC con la acción de trituración de un inserto de carburo de tungsteno llamado cizallamiento y trituración, obteniendo un maximización del ROP durante la corrida (Figura 4).

a)

b)

Figura 3. Beneficios de los elementos Cónicos de diamante comparado a un Cortador PDC convencional 40

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PERFORACIÓN

F

Figura 4. Eficiencia de corte: combinación trituración+ cizallamiento

Para obtener resultados de durabilidad, el nuevo diseño del cortador en forma de hacha con un 70% más gruesa en su capa de diamante fue sometido a múltiples pruebas de impacto presentando una alta resistencia al impacto y durabilidad comparado a un cortador PDC convencional (Figura 5).

PROCESO DE EJECUCIÓN

El desarrollo de los Campos INCHI y MDC fueron con una configuración del estado

mecánico de dos secciones descritas de la siguiente manera: a. Sección de 16” revestida por un casing de 13 3/8” hasta entrada de la formación Tiyuyacu, posteriormente se perfora una sección de más de 4000 ft en un diámetro de 12 1/4” perforando las formaciones Tiyuyacu, Tena, Napo y Hollín que es revestido con casing de 9 5/8” hasta la profundidad final del pozo. b. Sección de 12 1/4 ” revestida por un casing de 9 5/8” hasta entrada de la formación

Figura 5. Resultados de Pruebas de Laboratorio simulando a un Impacto Frontal de 7,000 lbf 41


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Innovadores elementos de Corte de única Geometría en Brocas PDC, abre nuevos caminos en la reducción de costo de perforación en los campos INCHI y MDC, Ecuador Autores: Marco Loaiza - Enap Sipec; Andrés Gavilanes y Patricio Ulloa - Schlumberger Ecuador Coautores: Félix Ramírez y Eduardo Tapia – Enap Sipec; Darwin Chamorro y Fernando Rosero - Schlumberger Ecuador

PERFORACIÓN

Tiyuyacu, posteriormente se perfora una sección de más de 4000 ft en un diámetro de 8 1/2 ” perforando las formaciones Tiyuyacu, Tena, Napo y Hollín que es revestido con liner de 7” hasta la profundidad final del pozo. Las fases de mayor desafío implicaban perforar las formaciones Tiyuyacu (Conglomerado), Napo (Intercalaciones de Lutita , caliza y arenisca) y Hollín (Arenisca) manifestándose en la fase de 12 1/4 ” y 8 1/2” en los diferentes tipos de diseños de pozo, para ello los ingenieros de Schlumberger utilizaron el sistema de optimización de brocas de perforación DBOS* con el fin de analizar la dureza , abrasión e impacto de la formación (Figura 6), esta información fue utilizada para optimizar la selección de brocas de perforación y con un trabajo en equipo con ingeniería de ENAP SIPEC se optó por usar la tecnología StingBlade y AxeBlade debido a los beneficios de durabilidad y rendimiento que podría ofrecer durante la perforación en los campos Inchi y MDC.

de, como parte del plan de optimización para atravesar formaciones duras y abrasivas en los campos Inchi y MDC. Los innovadores diseños integraron elementos cónicos de diamante, fueron colocados detrás de estos cortadores PDC vulnerables para mitigar el daño de impacto inducido (Figura 8) y diseños que integraron elementos de corte en forma de hacha en su estructura primaria de corte (Figura 9). Además, estos diseños de estructuras de corte son más agresivos, con el objetivo de asegurar un mayor rendimiento en formaciones blandas y los elementos de corte de única geometría incrementarían la durabilidad perforando formaciones de ambiente abrasivo debido a

IMPLEMENTACIÓN DE ELEMENTOS DE CORTE DE ÚNICA GEOMÉTRICA

Con el fin de alcanzar los objetivos del proyecto, SMITH BITS propuso nuevos diseños de brocas de perforación desarrollado para la cuenca Oriente con tecnología StingBlade y AxeblaFigura 7. Software IDEAS

Figura 6. DBOS MDC-25 – Sección 12 1/4”, utilizado para analizar la dureza, abrasión e impacto de las formaciones 42

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perforación por formación Revoluciones en Superficie (SRPM), Peso Sobre la Broca (WOB), Caudal (GPM) con el objetivo de perforar en escenarios estables incrementando durabilidad y rendimiento de las brocas durante la corrida, estos resultados fueron obtenidos de la plataforma IDEAS software de Schlumberger (Figura 10).

PERFORACIÓN

su resistencia superior al daño de impacto y desgaste. Las nuevas estructuras de corte fueron modeladas utilizando el software IDEAS (Figura 7) y los análisis indicaron un mejoramiento de estabilidad, ROP y una reducción en las cargas de impacto generando una estructura de corte con mayor durabilidad. Dentro de la fase de planificación se obtuvo una optimización de parámetros de

Figura 8. Diseños de modelos de Brocas PDC integrando Elementos cónicos Diamante

Figura 9. Diseño de modelo de Broca PDC integrando Elementos de Corte en forma hacha

Figura 10. Resultados a diferentes revoluciones por minuto en Superficie (SRPM) con la broca StingBlade perforando conglomerado pozo MDC-25, mostrando el escenario más estable el caso (a). 43


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Innovadores elementos de Corte de única Geometría en Brocas PDC, abre nuevos caminos en la reducción de costo de perforación en los campos INCHI y MDC, Ecuador Autores: Marco Loaiza - Enap Sipec; Andrés Gavilanes y Patricio Ulloa - Schlumberger Ecuador Coautores: Félix Ramírez y Eduardo Tapia – Enap Sipec; Darwin Chamorro y Fernando Rosero - Schlumberger Ecuador

RESULTADOS TECNOLÓGICOS

PERFORACIÓN

El mejor rendimiento de las brocas comienza con mejores elementos de corte. Las tecnologías como los elementos de corte de única geometría por Smith Bits una empresa de Schlumberger, abren el camino hacia una nueva era de eficiencia en la campaña de perforación 2016 – 2017 de ENAP SIPEC, perforando 6 pozos los cuales dieron como resultado una reducción de 13.42 días de perforación acumulado, comparado con el tiempo planificado (AFE) (Ver Figura 12), aunado a lo descrito anteriormente, se logró reducir el número de brocas usadas vs plan y establecer un RECORD en Ecuador al perforar la corrida más larga con una sola broca en la sección de 12.25 in realizado en el pozo MDC25, la tecnología StingBlade permitió perforar hasta la profundidad final del pozo atravesando formaciones Tiyuyau ,Tena , Napo y Hollín con

Figura 11. Resultados de Optimización de uso de Brocas a través de formaciones duras y abrasivas en los Campos MDC y Inchi

Figura 12. Implementación de StingBlade & AxeBlade permite acumular un total de 13.42 días de Ahorro durante la campaña de perforación con Enap Sipec 44

un desgaste mínimo en su estructura de corte (Ver Figura 11). Esta optimización en tiempos coadyuvó a una reducción de costos total en la campaña de US 1,614 MM comparado contra el AFE planificado de los pozos perforados. Sin embargo, lo más importante y resaltante es que en esta campaña no se presentaron incidentes ni accidentes con afectaciones a las personas, medio ambiente, comunidad o áreas de operación, se pudo cumplir con la misión de regresar a casa, sanos!

AGRADECIMIENTOS

Los autores queremos expresar nuestro agradecimiento a ENAP SIPEC, a su Gerente General, a su Director de Proyectos y a su Gerente de Integridad Operacional por la autorización para la publicación de este artículo, y al ingeniero Marco Loaiza, por la invitación a publicar.

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Identificación y Análisis de Fracturas naturales y Elongación (“Breakouts”) de hoyo usando Imágenes resistivas del sensor LWD – AFR para determinar el Régimen de esfuerzos del Campo Inchi Autores: Félix Ramírez, Gino López y Marco Loaiza – ENAP SIPEC; Diana Ramírez, David López, Jaime Rocha, Alexis González y Carlos Santana- Halliburton

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Identificación y Análisis de Fracturas naturales y Elongación (“Breakouts”) de hoyo usando Imágenes resistivas del sensor LWD – AFR para determinar el Régimen de esfuerzos del Campo Inchi RESUMEN

La Cuenca Oriente ecuatoriana ha estado sometida a cambios de esfuerzos importantes a lo largo de su historia geológica. Para definir como estos cambios han afectado al Campo Inchi, ENAP-SIPEC adquirió imágenes resistivas de alta resolución con el sensor LWD - AFR™ (Azimuthal Focused Resistivity) con el objetivo de determinar el buzamiento estructural, identificar fracturas, y definir la dirección del régimen de esfuerzos. Se adquirieron imágenes resistivas desde la Formación Hollín hasta la Formación Tena (hasta el miembro Basal Tena). Dentro de este intervalo se definieron cuatro dominios estructurales con buzamientos entre 1 y 2 grados. La orientación de los niveles finogranulares presenta un rumbo preferencial de dirección noroeste desde la Formación Hollín hasta el miembro Caliza M-2 de la Formación Napo, y cambia a noreste a partir de la Caliza M-1. Se identificaron 23 fracturas abiertas, con orientación preferencial NE-SW y con ángulo de inclinación entre 30 y 60 grados, y 41 fracturas cerradas orientadas ENE-WSW, con ángulo de inclinación entre 15 y 85 grados. Los miembros Hollín Inferior y Superior presentan el mayor número de fracturas naturales. En base a la orientación de las fracturas inducidas y las elongaciones de hoyo, se ha determinado que la orientación del esfuerzo máximo in-situ es <120° - 300°> (ESE-WNW). Esto difiere del esfuerzo regional actual este-oeste presente en Ecuador.

ABSTRACT

The Ecuadorian Oriente Basin has undergone significant changes throughout geological history. To identify how those changes have impacted the Inchi Field, ENAP-SIPEC has acquired

high resolution resistivity images running LWD - AFR ™ sensor (Azimuthal Focused Resistivity) to measure structural dips, identify fractures, and define the actual in-situ stress field. Resistivity images were acquired in the interval from the Hollín Formation to the Tena Formation (up to the Basal Tena member). We have identified four structural domains dipping between 1 and 2 degrees throughout that interval. The dip orientation of the fine-grained sediments shows a preferred direction towards Northwest for the Hollin Formation up to the M-2 Limestone member of the Napo Formation, however from the M-1 Limestone upwards, that orientation changes to the Northeast. 23 open fractures oriented NE-SW have been identified, and dipping ranges from 30 to 60 degrees; and 41 closed fractures oriented ENEWSW, dipping between 15 and 85 degrees. The Lower and Upper Hollin members contain the highest number of natural fractures. Based on the orientation of induced fractures and borehole breakouts, the maximum in-situ stress orientation is <120 ° - 300 °> (ESEWNW). This orientation differs from the actual East – West stress regime in Ecuador.

PERFORACIÓN

Autores: Félix Ramírez, Gino López y Marco Loaiza – ENAP SIPEC; Diana Ramírez, David López, Jaime Rocha, Alexis González y Carlos Santana- Halliburton Fecha recepción: 23 de febrero de 2018 Fecha aprobación: 2 de marzo de 2018 Artículo Original

INTRODUCCIÓN

La Cuenca Oriente ecuatoriana es compleja, tanto desde el punto de vista estratigráfico como tectónico. Se encuentra situada en una zona estructuralmente complicada que ha estado sometida a cambios de esfuerzos importantes a lo largo de su historia geológica. Para comprender mejor la estructura del reservorio y aportar al conocimiento geológico dentro del Campo Inchi, el área técnica de la compañía ENAP-SIPEC adquirió imágenes resistivas de alta resolución con el sensor LWD - AFR™ (Azimuthal Focused Resistivity). Este sensor adquiere la información 45


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PERFORACIÓN

mientras se perfora el pozo. El sensor de Resistividad Enfocada Azimutal AFR™ de Sperry Drilling registra cuatro tipos de datos: • Datos de resistividad compensada omnidireccionales de tipo laterolog. • Datos de resistividad azimutal de tipo laterolog. • Imágenes resistivas de la formación, de alta resolución (hasta 0.4 pulgadas de resolución vertical). • Medición de resistividad a la broca (ABR). Las imágenes detalladas de alta resolución se utilizan principalmente para identificar características estructurales y estratigráficas, y de esta manera determinar de manera precisa la orientación de capas y fracturas. Durante la perforación de la sección de 8 ½’’ se adquirieron imágenes resistivas de alta resolución, obteniendo un intervalo efectivo para la interpretación de 1600 ft MD. Este intervalo abarcó desde la Formación Hollín hasta la Formación Tena (hasta el miembro Basal Tena). Los objetivos que persigue ENAP-SIPEC al correr este tipo de registros son, entre otros:

DOMINIO

#

DIRECCIÓN DE BUZAMIENTO

BUZAMIENTO ESTRUCTURAL:

El buzamiento estructural es la orientación promedio de niveles finogranulares que fueron depositados originalmente de forma horizontal en ambientes de baja energía, y que posteriormente debido a procesos de tectonismo, cambian su posición inicial. Los niveles finogranulares se identifican mediante el análisis del registro de imágenes resistivas en combinación con los registros convencionales de hueco abierto. Se identificaron depósitos fino-granulares dentro de la Formación Napo en las Lutitas Napo Inferior, Medio y Superior. En base a la orientación promedio de estas capas, se ha podido definir

FORMACIÓN / MIEMBRO

1

469

2.03º/294.31º

HOLLIN, T INFERIOR, , T SUPERIOR y CALIZA B

2

244

1.42º/331.52º

U INFERIOR, U SUPERIOR, CALIZAS A y M-2

3

516

1.3º/62.41º

CALIZA M-1

4

259

1.24º/80.61º

BASAL TENA

Tabla 1. Resumen de Dominios Estructurales

Figura 1. Vector buzamiento-azimut de las capas de sedimento finogranulares que muestran la dirección de buzamiento estructural. 46

• Determinación del buzamiento estructural • Identificación de posibles fallas y/o fracturas • Determinación de la dirección de elongación de hoyo • Determinación de orientación de paleocorrientes A partir de un estudio detallado de la imagen resistiva y de los registros convencionales LWD, se presentan a continuación los resultados obtenidos para cada objetivo.


Identificación y Análisis de Fracturas naturales y Elongación (“Breakouts”) de hoyo usando Imágenes resistivas del sensor LWD – AFR para determinar el Régimen de esfuerzos del Campo Inchi Autores: Félix Ramírez, Gino López y Marco Loaiza – ENAP SIPEC; Diana Ramírez, David López, Jaime Rocha, Alexis González y Carlos Santana- Halliburton

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IDENTIFICACIÓN DE FRACTURAS:

Gracias a la alta resolución de los datos obtenidos del registro de la herramienta AFRTM se puede identificar fracturas y clasificarlas entre conductivas y resistivas, dependiendo del contraste de resistividad que presentan. Las fracturas conductivas por lo general se consideran a aquellos rasgos de alto ángulo que cortan capas, y están marcados por un contraste de baja resistividad comparado con la litología circundante. Esto debido a que las fracturas abiertas se llenan de lodo conductivo durante la perforación, lo que implica colores oscuros en la imagen resistiva (fig. 2).

PERFORACIÓN

cuatro dominios estructurales, los cuales están resumidos en la tabla 1 y podemos apreciarlos de forma gráfica en la figura 1. Para la Formación Hollín y los miembros de la Formación Napo: T, U y M-2; los niveles finogranulares presentan una dirección preferencial hacia el noroeste. A partir del miembro Caliza M-1, la orientación de estas capas cambia de rumbo hacia el noreste. En cuanto al ángulo de inclinación de las capas que conforman el buzamiento estructural varía entre 1-2 grados, por lo tanto las capas no han sufrido una rotación posterior a su depositación y se encuentran en su posición original.

Figura 2. Fractura Abierta que se identifica como una traza oscura en la imagen estática debido a invasión de lodo

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Se identificaron 23 fracturas abiertas, con orientación dispersa, sin embargo se puede observar una tendencia preferencial aproximada

NE-SW (fig. 3a y 3b). El ángulo de inclinación de las fracturas abiertas identificadas esta entre 30 y 60 grados (fig. 3c).

Fracturas Conductivas

PERFORACIÓN

a.

N = 23 Dirección Dominante: NE-SW

b.

c.

Histograma de Azimut

Histograma de Ángulo

Figura 3. Diagrama de rosas de fracturas conductivas/abiertas interpretadas a lo largo de la sección de registro, mostrando rumbo preferencial y ángulo de inclinación.

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minerales más resistivos que rellenan la fractura. Por lo general se trata de fracturas mineralizadas, que no permiten el paso del fluido. En la figura 4 se presenta un ejemplo de fractura cerrada mineralizada. Estas son

PERFORACIÓN

Las fracturas resistivas están caracterizadas por un rasgo de alto ángulo que corta capas, y que se puede identificar por un contraste de resistividad alto con respecto a la roca circundante, esto debido a los constituyentes

Figura 4. Fractura resistiva que se identifica como una traza brillante en la imagen estática debido a que esta rellena de mineral resistivo.

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fácilmente identificables debido a la sinusoide brillante (colores claros) trazable alrededor de la circunferencia del pozo. Es aconsejable identificar este tipo de fracturas utilizando solamente la imagen estática. Se identificaron 41 fracturas mineralizadas/

cerradas, orientadas principalmente en el rumbo ~ENE-WSW (fig. 5a), con ángulo de inclinación variable entre 15 y 85 grados (fig. 5b y 5c). Son las fracturas más abundantes dentro del intervalo interpretado.

Fracturas Resistivas

PERFORACIÓN

a.

N = 41 Dirección Dominante: ENE-WSW

b.

c.

Histograma de Azimut

Histograma de Ángulo

Figura 5. Diagrama de rosas de fracturas resistivas/cerradas interpretadas a lo largo de la sección de registro, mostrando rumbo preferencial y ángulo de inclinación.

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Se observa el mayor número de fracturas naturales dentro de los intervalos de Hollín Superior y los primeros pies del tope de Hollín Inferior (fig. 6). Tanto las fracturas naturales conductivas como resistivas presentan una orientación preferencial aproximada NE-SW.

FRACTURAS INDUCIDAS Y ELONGACIONES DE HOYO

Durante la perforación de un pozo, el campo de esfuerzos se concentra alrededor de la pared del hoyo, esto debido a que el material que es removido ya no sostiene la roca circundante.

En pozos verticales perforados paralelos al esfuerzo principal (σv), el campo de esfuerzo horizontal actual in-situ, se puede definir directamente identificando la orientación de fracturas inducidas y elongaciones que se producen en la pared del hoyo. Las fracturas inducidas se generan cuando el esfuerzo concentrado alrededor del hueco excede el requerido para producir fallamiento tensional en la pared del hoyo (Aadnoy, 1990). Generalmente se las identifica por ser rasgos delgados y bien definidos que son sub-paralelos o ligeramente inclinados al eje del pozo, en pozos verticales (Fig.7).

PERFORACIÓN

DISTRIBUCIÓN DE LAS FRACTURAS

Figura 7. Identificación de fracturas inducidas durante la perforación como rasgos delgados conductivos, paralelos al eje del pozo y separados 180 grados.

Figura 6. Interpretación de fracturas naturales, abiertas y cerradas, de todo el intervalo registrado 51


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PERFORACIÓN

La concentración de esfuerzos alrededor de un pozo vertical es mínima en la dirección del esfuerzo horizontal máximo (σH), por ende las fracturas inducidas se desarrollan aproximadamente paralelas a la orientación del esfuerzo horizontal máximo (Aadnoy y Bell, 1998; fig.8). Se observaron fracturas inducidas a lo largo del intervalo, principalmente en rocas competentes como areniscas y calizas. El rumbo preferencial es <120° - 300°> (ESE-WNW, fig. 9). Las elongaciones de hoyo (“breakouts”) son ensanchamientos de la pared del hoyo, que se producen cuando el esfuerzo inducido alrededor del hoyo excede el esfuerzo requerido para generar fallamiento compresivo (Zoback et al., 1985; Bell, 1990). Las elongaciones se generan debido a que se desarrollan planos conjugados de cizalla que causan que las paredes del hoyo se resquebrajen. La concentración de esfuerzos alrededor

de un hoyo vertical es mayor en la dirección del esfuerzo mínimo horizontal (σh) por lo tanto el eje mayor de las elongaciones de hoyo está orientado aproximadamente perpendicular a la orientación del esfuerzo máximo horizontal – σH (Plumb and Hickman, 1985. Ver fig. 10). En imágenes resistivas, la elongación de hoyo aparece como un rasgo lineal en la pared del pozo junto con una distorsión debido al “standoff” de la herramienta y un cambio en la resistividad, ya que estas elongaciones se llenan de lodo conductivo (fig. 11). Se identificaron elongaciones en la pared del pozo (“borehole breakout”) dentro de los intervalos Lutita Napo Basal, Napo Medio y Superior, con una orientación <30° - 210°> (NNESSW, fig. 12). En base a la identificación de ambos rasgos y a partir de su orientación preferencial, se ha podido definir la orientación de esfuerzos in-situ del campo.

Figura 8. Diagrama esquemático de la generación de fracturas inducidas y su orientación con respecto al campo de esfuerzos.

Figura 9. Diagrama de rosas indicando orientación preferencial de las fracturas inducidas en el intervalo interpretado. 52

Figura 10. Diagrama esquemático de la generación de elongaciones de hoyo y su orientación con respecto al campo de esfuerzos.


Identificación y Análisis de Fracturas naturales y Elongación (“Breakouts”) de hoyo usando Imágenes resistivas del sensor LWD – AFR para determinar el Régimen de esfuerzos del Campo Inchi Autores: Félix Ramírez, Gino López y Marco Loaiza – ENAP SIPEC; Diana Ramírez, David López, Jaime Rocha, Alexis González y Carlos Santana- Halliburton

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CONCLUSIONES

El buzamiento estructural es nulo dentro del intervalo registrado, ya que las capas

identificadas como sedimentos horizontales a sub-horizontales presentan un ángulo de inclinación hasta de 2 grados. La Formación Hollín y los miembros de la Formación Napo: M-2, U y T; los niveles finogranulares presentan una dirección preferencial de buzamiento hacia el noroeste. A partir del miembro Caliza M-1, la orientación de estas capas cambia de rumbo hacia el noreste. Los rasgos artificiales causados durante la perforación del pozo fueron identificados gracias a las características específicas que presentan en la imagen resistiva. De esta interpretación se obtuvo que el esfuerzo máximo horizontal actual del campo tiene una orientación <120° 300°> ESE-WNW, en base a la orientación de las

PERFORACIÓN

La dirección del esfuerzo máximo horizontal es aproximadamente <120° - 300°> (ESEWNW), mientras que la dirección del esfuerzo mínimo horizontal de <30° - 210°> (NNE-SSW). El régimen de esfuerzos in-situ, difiere del régimen de esfuerzo regional E-W (Colmenares y Zoback, 2003). Por esta razón, es importante la identificación de la dirección del esfuerzo horizontal máximo y mínimo in-situ para el Campo Inchi, y de esta forma definir la orientación de pozos horizontales futuros para obtener la máxima estabilidad del hoyo.

Figura 11. Identificación de elongaciones de hoyo como rasgos lineales gruesos conductivos, paralelos al eje del pozo y separados 180 grados.

Figura 12. Diagrama de rosas indicando orientación preferencial de elongaciones de hoyo del pozo en el intervalo interpretado. 53


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fracturas inducidas que fueron identificadas. En base a la identificación de elongaciones de hoyo (“breakouts”), se pudo definir una orientación preferencial del esfuerzo horizontal mínimo de <30° - 210°> (NNE-SSW). La identificación de fracturas naturales resistivas y conductivas, en base al contraste de resistividad que presentan en la imagen de alta resolución adquirida con la herramienta AFR™, ayudó a calcular una tendencia de las fracturas naturales a una dirección preferencial aproximada NE-SW. El régimen de esfuerzos actual in-situ difiere del esfuerzo actual regional E-W, por lo que es importante hacer un estudio detallado de imágenes resistivas AFR™ para determinar la orientación de esfuerzos local.

BIBLIOGRAFÍA

• Aadnoy, B.S. (1990): Inversion technique to determine the in-situ stress field from fracturing data. - J. Petrol. Sci. Engin., 4, 127141. • Aadnoy, B.S. and J.S. Bell (1998): Classification of drill-induce fractures and

their relationship to insitu stress directions. - Log Analyst, 39, 27-42. • Bell, J.S. (1990): The stress regime of the Scotian Shelf offshore eastern Canada to 6 kilometres depth and implications for rock mechanics and hydrocarbon migration. - In: Maury, V. and D. Fourmaintraux, eds., Rock at Great Depth, Rotterdam, Balkema, 12431265. • Bell, J.S. and D.I. Gough (1979): Northeast-southwest compressive stress in Alberta: Evidence from oil wells. - Earth Planet. Sci. Lett., 45, 475-482. • Colmenares, L., and M. Zoback, 2003, Stress field and seismotectonics of northern South America: Geology, v. 31, p. 721–724. • Plumb, R.A. and S.H. Hickman (1985): Stress-induced borehole elongation: A comparison between the Four-Arm Dipmeter and the Borehole Televiewer in the Auburn Geothermal Well. - J. Geophys. Res., 90, 5513-5521. • Zoback, M.D., D. Moos, L.G. Mastin and R.N. Anderson (1985): Well bore breakouts and in situ stress. - J. Geophys. Res., 90, 5523-5530.


Optimizar la operación de maquinaria a diésel moderna Autor: Ing. Kepti Lenin Tinoco

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Optimizar la operación de maquinaria a diésel moderna Autor: Ing. Kepti Lenin Tinoco

SUMMARY Since the new diesel engine technology known as common rail entered the international market in 1990, developing countries have found it increasingly difficult to operate the new diesel engines. Untill that year we have worked with injector orifices of

50 microns and fuel injection pressure of 5000 psi, from that moment the diameter of the orifices of the injectors was reduced to 35 microns and the fuel injection pressure was doubled at 10,000 psi. In 1997, the diameter of the orifices was reduced to the range of 2 to 5 microns and the injection pressure doubled again to 20,000 psi. For year 2011 the orifices diameter was reduced to the range of 1 to 2 microns and the pressure was increased to 36,000 psi. The rapid development of technology has resulted in much more efficient and much less polluting engines, but has also complicated the operation of these, because the fuel they require is around 500 times cleaner than the one used with the 1990’s engines’ technology. Contrary to what many people think, this problem is not solved by refineries. However, the solution can be found in the hands of the service station where fuel is delivered to the end user. The explanation is that oil refineries usually do not have the high levels of cleanliness of the fuel required as part of its quality control, in addition dirt enters the fuel along the transport circuit and the final dispatch line. Solution? What is done in developed countries: micro-filter the diesel before placing it in the automotive. This operation at the service station level is necessary, since it has been technically demonstrated it is not possible that the fuel filter of the vehicle can reduce the number of particles greater than 4 microns from 20,000 to 40 per milliliter of fuel, as recommended by the manufacturers of injectors and injection pumps. Consequently, when fuel is filtered at the service station, its quality is greatly incremented, contamination is reduced, and the working life of the engine is increased. SE HAN DADO ESTOS CAMBIOS TAN BRUSCOS EN LA TECNOLOGÍA DE LOS MOTORES DIÉSEL POR DOS OBJETIVOS CLAVE: 1. Disminuir la contaminación atmosférica 2. Disminuir del consumo de combustible

PALABRAS CLAVE Micra.- Milésima parte de un milímetro Microfiltrado de diésel.- Filtrado de diésel a nivel microscópico Nivel de limpieza del diésel.Resultado del análisis de una muestra de diésel, según norma ISO 4406, versión 1.999 Common rail.- Tecnología actual con que se construyen motores diésel Fuel dilution.- El lubricante que trabaja en el motor se encuentra contaminado con combustible. KEYWORDS Micron.- One millimeter divided for one thousand Diesel Microfiltration.- Diesel filtration at micron level Diesel clean level.- Result of test one sample of diesel by ISO 4406, 1.999 version Common rail.- Actualized technology to make diesel engines Fuel dilution.- Mixture of lubricant plus diesel on operating diesel engine Fecha recepción: 31 de enero de 2018 Fecha aprobación: 2 de marzo de 2018 Artículo Original Ing. Kepti Lenin Tinoco Ingeniero Químico de la Universidad de Guayaquil Gerente de Astriven S.A. (Empresa especializada en Ingeniería en Lubricación y Micro-filtrado)

CONTAMINACIÓN ATMOSFÉRICA En el año 1992 entraron en vigencia las normas EURO que están orientadas a disminuir al mínimo posible la contaminación del aire. Desde entonces ya se han aprobado 7 versiones de las normas mencionadas. Para tomar solo un parámetro bajo control en estas normas veamos lo que ocurre con la emisión de partículas a la atmósfera. En la norma EURO 1 55

QHSE DOWNSTREAM

RESUMEN Desde que en el año 1990 entró al mercado internacional la nueva tecnología de motores diésel conocida como “common rail”, los países en vías de desarrollo nos enfrentamos cada vez a más dificultades para operar los nuevos motores diésel. Hasta ese año se había trabajado con orificios de inyectores de 50 micras y presión de inyección de combustible de 5000 psi, a partir de ese momento se redujo el diámetro de los orificios de los inyectores a 35 micras y se duplicó la presión de inyección del combustible a 10.000 psi. En el año 1997 se redujo el diámetro de los orificios al rango de 2 a 5 micras y la presión de inyección se duplicó a 20.000 psi. Para el año 2011 se redujo los orificios al rango de 1 a 2 micras y la presión se incrementó a 36.000 psi. El rápido desarrollo de la tecnología ha traído como consecuencia que se fabriquen motores mucho más eficientes y menos contaminantes, pero también se ha complicado enormemente la operación de los mismos, pues el combustible que requieren es nada menos que 500 veces más limpio al que podían utilizar los motores con tecnología anterior al año 1990. Contrario a lo que muchas personas piensan, este problema no lo pueden resolver las refinerías. La solución está en manos de la estación de servicio donde se entrega el combustible al usuario final. La explicación es que las refinerías no tienen un determinado nivel de limpieza del combustible como parte del control de calidad, además la suciedad ingresa al combustible a lo largo del circuito de transporte y despacho final. ¿Solución? Lo que se hace en los países desarrollados: micro-filtrar el diésel antes de colocarlo en el automotor. Esta operación a nivel de estación de servicio es necesaria, pues técnicamente está demostrado que no es posible que el filtro de combustible del vehículo pueda reducir la cantidad de partículas mayores a 4 micras desde 20.000 hasta 40 por cada mililitro de combustible, como recomiendan los fabricantes de inyectores y bombas de inyección. En consecuencia, cuando la filtración del combustible se hace a nivel de estación de servicio, su calidad mejora significativamente, disminuye la contaminación y aumenta la vida del motor.


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aprobada en 1992, el particulado máximo permitido en los camiones y buses era de 0,612 gramos/Kwhr; en la norma EURO 4 vigente desde el año 2005, el mismo parámetro de particulado se redujo a 0,02 gramos/Kwhr, y en la norma EURO 6 aprobada en 2013 se redujo a 0,01 gramos/Kwhr. Como es lógico para poder cumplir estas normas tienen que ir de la mano el diseño del motor con el nivel de limpieza del diésel, por tal motivo los fabricantes de inyectores y bombas de inyección de motores diésel desde que está vigente la norma EURO 5 recomiendan que el diésel debe tener un nivel de limpieza IS0 13/10/5 o mejor. Para comprender estos códigos ISO de limpieza ver la tabla adjunta en el gráfico 1 y las imágenes del gráfico 2. DOS EJEMPLOS DE NIVELES DE LIMPIEZA SEGÚN ISO 4406 Nivel de limpieza ISO 22/21/18 22: Significa que en 1 ml de fluido existen de 20.000 a 40.000 partículas de 4 micras o mayores a 4 micras. 21: En el mismo ml de fluido existen además, de 10.000 a 20.000 partículas de 6 micras o mayores a 6 micras. 18: Adicionalmente en el mismo ml de fluido existen de 1.300 a 2.500 partículas de 14 micras o mayores a 14 micras.

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Nivel de limpieza ISO 13/10/5 13: De 40 a 80 partículas de 4 micras o mayores a 4 micras por ml. 10: De 5 a 10 partículas de 6 micras o mayores a 6 micras por ml. 5: De 0,16 a 0,32 partículas de 14 micras o mayores a 14 micras por ml. Para dar cumplimiento al requerimiento de limpieza del diésel, la solución más viable es que la estación de servicio pública o privada instale un sistema de micro-filtrado del diésel como el que se indica en el gráfico 3, con el fin de que el diésel ingrese al motor del equipo con un nivel de limpieza mínimo de ISO 14/13/11, lo cual sí es posible utilizando filtros de alta eficiencia como son los de relación beta 2000. El filtro del motor deberá estar calculado para que lleve el nivel de limpieza a ISO 13/10/5 o mejor. En maquinaria de construcción y maquinaria agrícola desde hace algunos años existen fabricantes que instalan 2 filtros de diésel en serie en el equipo, con lo cual es posible trabajar con niveles de limpieza un poco menos exigentes a la salida del surtidor tal como ISO 16/14/12. Es muy importante tener presente que entre más limpio sea el combustible, la duración de inyectores y bombas de inyección será mayor y habrán menos posibilidades que se presente el problema de dilución del lubricante en combustible por defectuosa atomización del combustible originada por el combustible sucio. 56

DISMINUIR EL CONSUMO DE COMBUSTIBLE La única forma de disminuir el consumo de combustible es optimizando de manera significativa la combustión y esto a su vez se logra mejorando la atomización. Entre mejor atomizado está el combustible, éste se quemará mejor y se desperdiciará menos. Cuando la atomización no es correcta uno de los fenómenos más frecuentes que se presenta es la dilución del lubricante en combustible, porque un pequeño porcentaje del combustible gotea en forma líquida (sin atomizarse) y se mezcla con el lubricante. Este fenómeno se conoce en inglés como “fuel dilution” y es altamente negativo para la duración del motor por 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

Gráfico 1.- Significado de un código de limpieza, según norma ISO 4406, versión 1.999

ISO 22/21/18

ISO 14/13/11

Gráfico 2.- A la izquierda, diésel típico descargado por tanquero al depósito de combustible. A la derecha, diésel a la salida del surtidor como recomiendan los fabricantes de inyectores de la tecnología common rail.

cuanto conlleva la automática pérdida de viscosidad del lubricante y puede en corto tiempo requerir su cambio. Si el usuario no detecta el problema continuará trabajando con aceite fuera de especificación


Optimizar la operación de maquinaria a diésel moderna Autor: Ing. Kepti Lenin Tinoco

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EFECTOS EN LA MAQUINARIA POR PRESENCIA DE PARTÍCULAS EN EL COMBUSTIBLE La presencia de partículas en el combustible ocasionará efectos inmediatos a corto y mediano plazo, dependiendo del nivel de limpieza ISO con que se trabaje. Este tema ya ha sido investigado con pruebas de campo por compañías como Bosch, Caterpillar, etc. Por supuesto que la gran mayoría de motores diésel que se fabrican desde hace más de 20 años, corresponden a la tecnología common rail. Lo menos que puede hacer una empresa que quiere ahorrar dinero en operación y mantenimiento de maquinaria diésel, es monitorear el nivel de limpieza del combustible con el cual trabaja. Para el efecto debe utilizarse un contador de partículas óptico que reporte los resultados con ISO 4406, versión 1.999. Cuando no se posea el equipo

contador de partículas, se puede correr la prueba conocida como patch test que determina el nivel de limpieza aproximado comparando una imagen digital obtenida en campo con imágenes de muestras de combustible que han sido medidas con el equipo de laboratorio. REFERENCIAS 1. Norma ISO 4406, version 1999. 2. Procedure for determining the allowable Particle Contamination for Diesel Fuel Injection Equipment (FIE), Bosch Company, SAE International, 2009. 3. Worldwide Fuel Charter, ACEA, Auto Alliance, EMA , JAMA, September 2013, fifth edition. 4. ¿Por qué se deben filtrar los fluidos al granel?, Donaldson Company Inc., Minnesota, Estados Unidos. 5. Bulk Fuel Filtration for Off-Road Applications. Richard Douglas.Caterpillar.10th International Filtration Conference. 6. ASTM D7596. Standard Method for Automatic Particle Counting and Particle Shape Classification of Oils Using Direct Imaging Integrated Tester. 7. Equipo para prueba de campo patch test, Donaldson Company Inc., Estados Unidos Minnesota, Estados Unidos.

Gráfico 3.- Instalación de micro-filtrado de diésel al granel diseñada para obtener nivel de limpieza ISO 14/13/11. Se incluye 2 equipos de secado de la humedad del aire.

Gráfico 4.- Asiento de válvula erosionada por efecto de la presencia de partículas en diésel. 57

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y la vida útil del equipo comenzará a disminuir aceleradamente. La contraparte de la buena atomización es que ésta requiere altas presiones de inyección del combustible y orificios de los inyectores cada vez más pequeños. Esto por supuesto obliga a trabajar con diésel extremadamente limpio. Sin embargo, existen los equipos para poder conseguirlo. Si los países industrializados ya lo hacen, también podemos hacerlo en América Latina. El resultado: ahorro en mantenimiento y operación de maquinaria, aire que respiramos más limpio.


443 431

425

2014 USD/BEP

380

2017

360

WTI 50.9

340

3,500

25

3,000

20 15

29.28

2014

2,500

2016

1,000

2017

2014

70,000

2017

Renta petrolera +81% +1,828 MM USD

6,000

2017

1,024 600

30,000

2,255

0

2017

2017

-

400

23,021

10,314

393 252

32 28

25

20

10

11,039 350

30

15 14,983

523 371

36

35 29

22

24,273 678

10,000

42

40

40,000

20,000

4,083

2014

800 44,231

31,105

9,936

WTI: 50.9

50

60,000 49,171

WTI 50.9

2,000

60

67,165

50,000

WTI 50.9

Renta por barril

1,200

1,000

WTI 93.2

2017

2014

2014

2017

72,942 68,450

BPPD

MMUSD

0

8,000

4,000

1,500

Renta petrolera por bloque en 2017

2014

8,735

2,000

500

2014

80,000

10,000

1,607

2,500

1,000

2017

14,000

WTI 93.2

3,478

3,500

0

2015

2017

Inversiones (-53%)

4,000

500

2014

2014

2,672

1,500

Renta Petrolera

12,000

200

3,000

320

300

400

2,000

17.26

5 0

600

0

10

Acuerdos dentro de la OPEP implicaron la reducción del 4% de la producción petrolera en 2017

-2,063 MM USD

800

MM USD

MBPEPD

WTI 93.2

400

30

1,065

1,000

4,000

35

420

1,257

1,200

4,500

Costo total por barril – 41 %

441

4,735

US$/bbl

440

Costo operativo (-15%)

1,400

5,000

MMUSD

460

Presupuesto Ejecutado

Costo total por barril (US$/bep)

Producción petrolera (MBPEPD)

MMUSD

Precio del crudo (US$/bbl)

Eficiencia

MMUSD

Desempeño de Petroamazonas

200

306 88

131

-

114 0

16

30


Revista PGE PETRÓLEO&GAS Marzo 2018  

Revista especializada en la industria petrolera en el Ecuador que reúne artículos y estudios técnicos, reportes de torres de perforación, a...

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