Revista Petróleo y Gas Noviembre 2014

No. 003- NOVIEMBRE 2014

ISSN 1 390 - 8 81 2

2 000 ejemplares

PRODUCCIÓN

Generación de métodos de recuperación de crudos pesados Shale: La revolución de la década Migración de tecnología para producción de varias zonas de manera simultánea y controlada

ECUADOR :

PRODUCCIÓN PETROLERA SOSTENIDA

P

P

i

EDITORIAL

Ecuador un país atractivo para la inversión petrolera El Ministerio de Recursos Naturales No Renovables y Petroamazonas EP han realizado estudios que revelan las oportunidades para invertir participando en licitaciones o en el caso de las empresas estatales, mediante la asignación directa de campos.

También se pueden conformar empresas mixtas o de contratos de servicios específicos con financiamiento para la optimización y la recuperación de campos maduros (IOR-EOR) operados por Petroamazonas EP.

En este sentido, uno de los principales objetivos de la gestión de Petroamazonas EP (PAM EP) es la implementación de nuevas tecnologías para incrementar la producción.

En septiembre de 2013, más de 40 empresas, entre públicas y privadas, nacionales y extranjeras, operadoras y de servicios mostraron interés en aplicar tecnología de recuperación mejorada. Estos proyectos de implementación de tecnología son los suficientemente atractivos para los inversionistas.

Este y otros interesantes temas se analizan en detalle en la tercera edición de la revista PGE Petróleo & Gas. Agradecemos la excelente acogida que ha tenido en las empresas y organismos relacionados con la actividad hidrocarburífera. Su preferencia ratifica nuestro compromiso de ofrecerles un producto de excelente calidad que se convierta en una útil herramienta informativa y de consulta.

4

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Contenido

6

Configuración de una refinería

8

Ecuador: Producción petrolera sostenida

12

Petroamazonas EP impulsa proyectos de recuperación mejorada

16

34 Shale: la revolución de la década

42

48 El campo Pacoa es susceptible de

incrementar su producción y volver rentable su operación

Capacitación y eventos

18 Reportes: taladros de perforación y mantenimiento

22 Estadísticas 28 Generación de métodos de

recuperación de crudos pesados

Migración de tecnología para producción de varias zonas de manera simultánea y controlada

53

Reinyección de desechos de perforación

57

Tecnología de circulación continua Ready Rig en los equipos de perforación

62

Estandares y sistemas de certificación para la exploración y explotación de O&G

Revista PGE Petróleo & Gas

Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador; Ing. Ernesto Grijalva Haro, director ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE); e Ing. Juan Vera Alarcón, presidente de Latin American Drilling Safety (LADS) Capítulo Ecuador.

Coordinación General y supervisión: Editorial Taquina - Saraswati Rivadeneira Dirección: Verónica Aguayo Coordinación: Pamela Quilca - Mayra Revelo

Redacción y Edición: Nancy V.Jarrín - Verónica Aguayo Corrección de estilo: Nancy V.Jarrín Diseño: Cinthya Cisneros Fotografía: Fernando Arroba Cortesía Halliburton y Equitable Origin Shutterstock Images Colaboradores de esta edición: Ing. Ernesto Grijalva Haro, Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, Petroamazonas EP, Ing. Jorge Rosas, Dr. Jalal Abedi, Hugo Giampaoli, Ingenieros Iván Vela, Jorge Dután, Juan Carlos Arévalo, Luis Miguel Sandoval,

Gerardo Serrano, Ing. Hernán Poveda Zúñiga, Ing. Harold Ospina Florez, Ing. Luis Romero Carvajal, Ing. André Perales e Ing. Sebastián Valdivieso.

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

Imprenta: Don Bosco Tiraje: 2000 Número: 003 - noviembre 2014 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto e información: revistapetroleogas2014@gmail.com

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS O

OPINIÓN

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PUBLICITARIO

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INFORMATIVO

E

ENTRETENIMIENTO F

FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURAL

D

DEPORTIVO

Pr

propaganda

5

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CIFRAS

Configuración de una refinería Ing. Ernesto Grijalva Haro1

V 1 Ernesto Grijalva Haro, ingeniero de Petróleos por la Universidad Autónoma de México.

arias opciones de configuración, capacidad, localización, sensibilidad, estudios de mercado y de factibilidad se efectúan para determinar la viabilidad de instalar una refinería. Entre otras, se deben tomar las siguientes consideraciones. El producto a procesar es el concepto primario para definir las posibles configuraciones de una refinería. La dimensión obedece al mercado a abastecer y es aconsejable, que su diseño permita incrementos de capacidad. Para diseñar una refinería de alta conversión se debe considerar un crudo pesado con alto contenido de azufre, nitrógeno, metales y alta viscosidad. Lo recomendable es diseñar maximizando la producción de diésel y gasolina en línea, considerar los efectos ambientales y evitar configuraciones pobres por el alto costo de la operación. También hay que contemplar la capacidad de desulfurización, para satisfacer las exigencias en las especificaciones de gasolina y diésel.

Para la petroquímica obtener poliuretano, polipropileno y xilenos es muy recomendable debido al alto uso que tiene para las industrias en la paquetería, equipos de laboratorio, componentes automotrices, fabricación de plásticos, resinas, nylon, fibras sintéticas, gomas, lubricantes, detergentes, medicamentos, pesticidas, entre otros.

Para definir la capacidad es necesario realizar análisis de sensibilidad, estudios de mercado y factibilidad. Para analizar la ubicación de una refinería se consideran lugares que tengan acceso al mar, agua, infraestructura y otros elementos. También, en ocasiones, influyen situaciones de orden político. En las condiciones actuales una refinería de alta conversión, al menos, debe incluir estas unidades de proceso: • • • • • •

6

Unidad destilación atmosférica Unidad destilación al vacío Planta de gas saturado Hidrogenación de nafta y diésel Hidrocraqueo FCC

• • • • •

Unidades de reformado catalítico Complejo de aromáticos Unidades de endulzamiento de gases Unidad de recuperación de azufre Generación de hidrógeno, etc

Todas las configuraciones deben incluir sistemas de servicios necesarios para dar soporte a las unidades de proceso como son: abastecimiento de agua, puerto para manejo de sólidos, oleoducto submarino para la importación de crudo, tuberías de productos para exportarlos, almacenamiento de crudo y productos.

A estos se suman la generación de energía, generación de vapor, sistema de refrigeración de agua, sistema de aire, N2, sistema de agua para calderas, recuperación de condensado y otros.

Para optimizar las opciones y disponer de una refinería de alta conversión, se debe discutir la implementación de unidades de coquizado retardado (coquizadora) como la opción primaria, para procesar el fondo del barril o la implementación de una hidrocraqueadora de residuo de vacío, o el uso de una unidad de desasfaltado por solventes y otra de desulfurización de residuos. La refinería debería producir por lo menos los siguientes productos: • Diésel • Gasolinas • Jet fuel / keroseno • Gas licuado de petróleo (GLP) • Polipropileno • Aromáticos (benceno, tolueno, xilenos) • Azufre • Coque

Fracción punto de corte Nafta < 165 °C Keroseno 165 °C - 230 °C Diésel 230 °C - 360 °C LVGO 360 °C - 450 °C HVGO 450 °C - 565 °C Residuo > 565 °C P G E P E T R ó L E O & G AS - N O V I E M B R E 2 0 1 4

O

CIFRAS

20 oC

gas (butano & propano)

150 oC

gasolina ligera (nafta) 200 oC 300 oC

Petróleo bruto

370 oC

gasolina pesada (súper) keroseno gasoleo fuel doméstico

400 oC

horno de destilación fuel pesado

Descripción del proceso de productos • Procesamiento de crudo La unidad de destilación de crudo (CDU) y la unidad de destilación al vacío (VDU) separan o recuperan destilados como nafta, kerosén y diésel. El gas residual se envía a la planta de gas saturado para recuperar el LPG y retirar el H2S. • Procesamiento de nafta La nafta es producida, principalmente, por las unidades de destilación de crudo y destilación al vacío. Estas se envían a la hidrotratadora de nafta (NHT) para retirar el azufre y el nitrógeno antes de alimentar la reformadora catalítica (NCR) y la isomerizadora C5-C6 (ISO), para incrementar su número de octano como componente de mezcla de la gasolina.

• Procesamiento del kerosén y producción de jet fuel El jet fuel se produce con la flexibilidad operativa de la unidad hidrocraqueadora HCU de conformidad a la demanda del mercado y al precio. El kerosén de la destilación primaria es tratado en la hidrotratadora de diésel DHT,

para la producción del diésel con las más exigentes calificaciones.

• Producción de gasolina La producción de gasolina proviene, principalmente, de la nafta de la unidad de craqueo catalítico FCC reformada e isomerizada. La severidad de la reformadora puede ajustarse de acuerdo al balance del número de octano y al límite en contenido de aromáticos en las existencias de mezcla para gasolina.

• Producción y procesamiento de diésel La producción de diésel se mezclará en la hidrotratadora de diésel DHT y la hidrocraqeadora HCU. • Procesamiento del residuo de vacío (VR) Todo el residuo de vacío (VR) es mejorado en la unidad coquizadora produciendo: GLP, nafta de coquizadora y coque verde de petróleo (Green coke).

BALANCE ESTIMADO DE MATERIALES EN REFINERÍAS DE ALTA CONVERSIÓN N°

PRODUCTOS PRINCIPALES

PORCENTAJE APROXIMADO

1

Diésel

48

2

Gasolinas

20

3

GLP

5

4

Jet Fuel

4

5

XIleno

4

6

Polipropileno

1

7

Benceno

1

8

Azufre

2

9

Coque

15

Balance total

100

P G E P E T R ó L E O & G AS - N O V I E M B R E 2 0 1 4

7

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Ecuador: Producción petrolera sostenida Autor: Ministerio de Recursos Naturales No Renovables

PUNTO DE VISTA

Ingeniero Pedro Merizalde Pavón Ministro de Recursos Naturales No Renovables.

“Tenemos vigente un Plan Nacional de Hidrocarburos, una guía que dice qué hacer, cómo hacer, cuándo hacer y qué medios se van a utilizar.

En cuanto a la producción es fundamental descubrir nuevas reservas. Para conseguir este propósito, durante el primer semestre de 2015 se tendrán los resultados de la geología satelital en la que estamos trabajando.

Con la información obtenida de estos estudios estimamos invitar a una nueva ronda petrolera que permitirá desarrollar nuevos planes.

Paralelamente, estamos implementando técnicas de recuperación secundaria y terciaria en los campos maduros en producción con el fin de aprovechar la mayor cantidad de recursos existentes en el subsuelo.

Todos estos recursos serán desarrollados en forma sostenible y aplicando las mejores técnicas disponibles, amigables con el medio ambiente y las comunidades vecinas a nuestros proyectos, acordes a las políticas del Gobierno Nacional”.

La producción petrolera en el Ecuador se mantiene dentro de las estimaciones previstas para este año.

El país reporta una producción promedio diaria de 560 mil barriles de crudo, cifra que fue proyectada a inicios de 2014. La inversión del gobierno creció de $1 100 millones a $3 400 millones en los últimos cuatro años. La producción promedio de Petroamazonas EP representa el 65% del total nacional; sumada a la producción de la Empresa de Operaciones Río Napo llega al 78%.

PRODUCCIÓN PETROLERA 2010 - 2014

BPPD

500 000 450 000

432 355 396 637

400 000 350 000 300 000

PETROAMAZONAS

150 000

188 959 147 347 149 848

156 764 142 406

PETROECUADOR

216 877

E. PRIVADA

148 319 138 414

100 000

129 716

123 536

2014

200 000

201 161

2013

250 000

50 000

2012

2011

2010

-

Figura 1.Cuadro de producción petrolera 2010 - 2014 8

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

i

Desde 2010 las empresas privadas han mantenido un promedio de inversión de $460 millones por año, que ha permitido un promedio de 123 mil barriles por día. Esto a pesar que las compañías no han encontrado reservas adicionales considerables en las áreas de los bloques asignados.

INVERSIÓN 3 825,18

4 000

PÚBLICA

3 349,40

3 500

3 384,73

Millones de dólares

3 000 2 137,84

2 500

TOTAL

PRIVADA

2 924,20

1 918,99

2 000 1 587,79

1 753,64

1 500 1 000

1 357,32 1 097,82

500

561,68 489,96

384,20

0 2010

2011

2012

425,20

2013

440,45

2014 INVERSIÓN PROYECTADA

Figura 2. Actualmente operan en el país 14 empresas privadas

Aplicación de nuevas tecnologías y técnicas Para aumentar la producción petrolera en el país se han aplicado las siguientes acciones: • Una significativa inversión realizada por el Estado ecuatoriano, cuyo monto pasó de $1 100 millones en 2010, a $3 400 millones en 2014.

• A plicación de nuevas tecnologías tales como: completaciones duales, pozos direccionales, campañas de fracturas de pozos, cambios de zona, además de la perforación de pozos de desarrollo.

• Al esfuerzo de los trabajadores ecuatorianos que conforman las empresas públicas y privadas.

• Promover el uso de tecnologías nuevas para maximizar el factor de recobro y la producción en los campos existentes.

Adicionalmente, el trabajo de los consorcios privados, cuyos contratos se firmaron en enero de 2012, ayudó a incrementar la producción del campo Shushufindi.

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

En 2015 la inversión para el sector hidrocarburífero será de $4 200 millones

9

i

Integración regional El Ecuador ha marcado una agenda priorizando ampliar el horizonte de desarrollo hidrocarburífero. Para ello el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, conjuntamente con el Ministerio de Energía y Minas de Perú, acordó contratar un estudio para determinar el desarrollo del Bloque 86 de Ecuador y el Lote 192 ubicado en suelo peruano. Asimismo se analizará el potencial de reservas de los bloques ecuatorianos: 72, 73, 76, 77 y 78 que tienen relación con el lote 64, en el vecino país del sur.

El estudio también proporcionará: • Evaluación de las reservas de hidrocarburos

categorizadas en: probadas, desarrolladas, por desarrollar y los potenciales recursos.

• Opciones tecnológicas para la explotación incluyendo estrategias y aspectos logísticos.

• Transporte de crudos pesados de los campos fronterizos.

• Estimación de las inversiones y sus costos de operación de diferentes alternativas.

Es en este contexto nacional, regional e internacional que el Ecuador amplía las expectativas de desarrollo hidrocarburífero, para asegurar el bienestar y mejoramiento de la calidad de vida de los ecuatorianas y ecuatorianos.

Recuperación de campos maduros

Ilustración de las técnicas a aplicarse.

En octubre de este año, el Estado ecuatoriano a través de Petroamazonas EP suscribió contratos con los consorcios integrados por las empresas estatales y privadas: Schlumberger (Francia) y Tecpetrol (Argentina); Sinopec International (China) y Sinopec Services (Ecuador); Sertecpet (Ecuador), Montecz (Colombia) y Edinpetrol (Colombia); YPF (Argentina); y, Halliburton (EEUU), para ejecutar un proceso de recuperación mejorada en 17 campos maduros en producción.

La presencia de estas nueve empresas ratifica 10

el interés de la inversión privada en el Ecuador y también significa un aporte al empleo.

La producción actual en estos campos alcanza los 107 000 barriles diarios.

La inversión que realizarán las empresas participantes alcanza los $ 2 120 millones que se ejecutarán durante los próximos cinco años. Es importante precisar que el Estado, únicamente, pagará a las contratistas el valor acordado, en cada campo, por cada barril que se incremente a la curva declinatoria.

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

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Petroamazonas EP impulsa proyectos de recuperación mejorada Autor: Petroamazonas EP

Los campos de Petroamazonas EP tienen reservas probadas certificadas, por ello estos proyectos de implementación de tecnología son los suficientemente atractivos para los inversionistas.

U

no de los puntales de la actual gestión de Petroamazonas EP (PAM EP) ha sido la implementación de nuevas tecnologías para incrementar la producción.

Una de ellas es la ejecución de métodos de recuperación mejorada en los campos operados por la empresa.

Conforme los campos van envejeciendo se requiere una inversión tecnológica más fuerte, que otras compañías especializadas pueden implementar en el campo y sus yacimientos, de tal forma que PAM EP dirija sus recursos hacia otros proyectos.

Petroamazonas EP está analizando alternativas para alargar la vida de los campos. En un trabajo conjunto con otras empresas, el factor de recobro de hidrocarburos se puede incrementar en 4% o más, dependiendo de los campos.

EL PROCESO PASO A PASO El primer paso fue la selección de los campos con potencial para IOR/EOR ( recuperación mejorada) y contactar a las compañías con experiencia en este tipo de proyectos. A esto se sumó la elaboración de sesiones informativas (Data room) y visitas de campo con las compañías interesadas. Posteriormente, se elaboraron las bases del proceso y se firmaron los contratos.

En septiembre de 2013, más de 40 empresas, entre públicas y privadas, nacionales y extranjeras, operadoras y de servicios mostraron interés en aplicar esta tecnología en los campos operados por Petroamazonas EP. Entre las empresas participantes constan: Ecopetrol, ENAP- Sipec, Halliburton, Belorusneft, Petrominerales, Schulumberger, Tecpetrol, YPF, Sertecpet entre otras.

Todas las empresas recibieron información geológica, técnica, legal y económica sobre 17 campos operados por Petroamazonas EP, que fueron organizadas para el proceso en seis grupos distribuidos en las zonas de

12

operación. Asimismo conocieron la situación actual de producción, reservas y facilidades.

Los campos seleccionados para este proceso fueron: San Gabriel

Colombia

Grupo 2

Puerto Asis

Grupo 4 Grupo 3

Tena

PUTUMAYO

Grupo 1

Grupo 6

ECUADOR Grupo 5 Guayaquil

Golfo de Guayaquil

Machala

Perú

Grupo 1:

Edén Yuturi, Pañacocha y Tumali.

Grupo 2:

Lago Agrio, Palo Azul, Pata, Pucuna y Charapa.

Grupo 3:

Indillana, Limoncocha y Yanaquincha Este.

Grupo 4:

VHR, Tipishca Huaico, Arazá y Chanangue.

Grupo 5:

Pacoa.

Grupo 6:

Yuralpa.

La implementación de tecnología representa un nivel de inversión de aproximadamente $2 120 millones por los próximos cinco años.

Los campos de Petroamazonas EP tienen rePGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

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servas probadas certificadas, por ello estos proyectos de implementación de tecnología son los suficientemente atractivos para los inversionistas.

El proceso en sí es otra evidencia de la consolidación de Petroamazonas EP, como la empresa petrolera estatal ecuatoriana, responsable con el país, con su gente y el medioambiente.

Una vez que el directorio de PETROAMAZONAS EP aprobó los pasos a seguir para la ejecución de los proyectos de optimización, recuperación mejorada y exploración se realizó un data room o cuarto de información donde se expusieron los datos relativos a estos campos a las compañías interesadas. Posteriormente, las compañías visitaron los 17 campos divididos en seis grupos.

En enero de 2014 se receptaron las ofertas y durante el primer semestre del año se negociaron y adjudicaron los contratos a las compañías seleccionadas.

incremental de producción sobre una línea referencial de producción definida.

TECNOLOGÍA DE RECUPERACIÓN MEJORADA Las contratistas, son compañías especializadas en técnicas de recuperación mejorada. Existen varias tecnologías, por lo cual las empresas están analizando cuáles son las que aplicarán en cada uno de los campos de Petroamazonas EP. Existen varias opciones que pueden incluir métodos secundarios y terciarios como: inyección de agua, inyección de polímetros, uso de CO2 y uso de bacterias.

La implementación de los Proyectos Piloto de Recuperación Mejorada puede tardar entre uno y dos años. Una vez que los proyectos pilotos hayan sido exitosos, iniciará su masificación en todos los campos. El riesgo del éxito o no de estos proyectos los asumen las contratistas.

CIERRE DEL PROCESO DE NEGOCIACIÓN Para asegurar el éxito del proceso la estatal Petroamazonas EP contó con el asesoramiento de tres firmas.

(I) Arthur D Little se encargó de la metodología para evaluar las ofertas y de la definición del modelo económico; (II) Ryder Scott fue responsable de la certificación de reservas y del cálculo de línea referencial de producción en los diferentes campos y (III) Mayer Brown fue la asesora legal en la elaboración de bases del proceso, para la redacción del contrato.

MODELO DE CONTRATO Petroamazonas EP planteó a estas compañías la firma de un contrato de servicios específicos integrados con financiamiento para la ejecución de actividades de optimización, recuperación mejorada y explotación enfocadas a incrementar la producción de petróleo y el nivel de reservas existentes en estos campos, divididos en seis grupos. La empresa estatal seguirá operando y administrando sus campos y las compañías contratistas recibirán una tarifa por cada barril Santa Rosa de Sucumbios

GRUPO 2: - Halliburton Latin America INVERSIONES: $ 579,3 MILLONES

B51

B50 B11

B57 Napo

B18

Sucumbios

B44 B15

GRUPO 6: - YPF S.A. INVERSIONES: $ 191,8 MILLONES Tena

B07

B59

B58

B56

GRUPO 3: - Consorcio Pañaturi INVERSIONES: $ 401,9 MILLONES

B31 Tambo

B55 Salinas

B01

Golfo de Guayaquil

GRUPO 1: - Consorcio Schulmberger y Tecpetrol INVERSIONES: $ 701,7 MILLONES

B12

B61

B21

GRUPO 4: - Halliburton Latin America INVERSIONES: $ 240 MILLONES

Guayaquil

B05 B06

GRUPO 5: - Consorcio Centipetrol INVERSIONES: $ 6 MILLONES

Bolivar

ECUADOR

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

13

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PROCESO DE NEGOCIACIÓN: RESULTADO GLOBAL (1/2) INVERSIONES TOTALES GRUPOS

OPTIMIZACIÓN

RECUPERACIÓN MEJORADA

Grupo 1

$ 397 380 000

$ 304 395 000

$ 701 775 000

Grupo 2

$ 474 477 000

$ 104 865 000

$ 579 342 000

Grupo 3

$ 315 700 000

$ 86 240 000

$ 401 940 000

Grupo 4

$ 186 279 000

$ 53 765 000

$ 240 044 000

Grupo 5

$ 6 000 000

-

$ 6 000 000

Grupo 6

$ 158 412 000

$ 33 451 000

$ 191 863 000

$1 538 248 000

$ 582 716 000

$ 2 120 964 000

TOTAL

BENEFICIOS PARA EL ESTADO Y LA ECONOMÍA NACIONAL Entre los beneficios que genera para el Estado ecuatoriano este tipo de contratos se destacan los ingresos sin necesidad de inversión. El Estado se queda con los excedentes generados por la producción incremental y con el impuesto a la renta pagado por las contratistas.

El incremento de reservas en campos maduros es otro de los beneficios. La implementación de técnicas de recuperación mejorada permitirá incrementar el factor de recobro y, por ende, las reservas en los campos considerados en los contratos.

Según las autoridades, el Government Take del Estado será igual o mayor a 95%, sin haber realizado inversiones durante el periodo del contrato.

También se descarta algún tipo de riesgo eco-

14

TOTAL

nómico porque el Estado solo paga por el volumen de producción incremental entregado sobre una línea referencial de producción definida, mientras que el riesgo geológico-técnico es asumido por la contratista.

Dado que Petroamazonas EP mantiene la operación del campo, una parte de la tecnología know how se trasmitirá a técnicos ecuatorianos y se la podrá reproducir en otros campos de la empresa estatal. Respecto a la generación de empleos especializados, las contratistas generarán un estimado de 300 puestos de trabajo directos.

Y, finalmente, se fortalece la confianza de invertir en el Ecuador.

Hay varias empresas de diversos países que participaron en el proceso y en la actualidad, ya están firmando los contratos.

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

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LACPEC 15 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference 18–20 November 2015 ▲ Quito, Ecuador ▲ www.spe.org/events/lacpec/2015

P

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CAPACITACIÓN Y EVENTOS

Reunión mensual LADS No 91

Organiza: LADS Capítulo Ecuador Auspiciante: Schlumberger Lugar y fecha: Quito, 30 de octubre de 2014 Información: administrador@ladsecuador.org

III Workshop LADS Coca: La seguridad y la salud en el uso de productos químicos en el trabajo

Organiza: LADS Capítulo Ecuador Auspiciante: NOV Varco Lugar y fecha: Coca, 18 de noviembre de 2014 Información: administrador@ladsecuador.org

Taller: Sistemas de validación de equipos de protección

Organiza: LADS Capítulo Ecuador Auspiciante: 3M Ecuador Lugar y fecha: Quito, 21 de noviembre de 2014 Expositor: Robert López y Alexandra Ríos Información: administrador@ladsecuador.org

Respuesta a eventos de derrame

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Auspiciante: OCP Ecuador Lugar y fecha: Quito, 21 de noviembre de 2014 Expositor: Santiago Sarasti y Hernán Hinojosa Información: aihe@aihe.org.ec

Cóctel de Navidad LADS

Organiza: LADS Capítulo Ecuador Auspiciante: LADS Capítulo Ecuador Lugar y fecha: Quito, 18 de diciembre de 2014 Información: administrador@ladsecuador.org

Reunión mensual LADS No 93 Elecciones de la directiva 2015-2016

Organiza: LADS Capítulo Ecuador Auspiciante: Helmerich & Payne Lugar y fecha: Quito, 22 de enero de 2015 Información: administrador@ladsecuador.org

A holistic approach to understanding the impact and cause of fines production

Organiza: SPE Capítulo Ecuador Lugar y fecha: Quito, 12 de marzo de 2015 Expositor: David Undergrown Información: Ana.Ortiz@halliburton.com

LACPEC SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference

Organiza: SPE Capítulo Ecuador Lugar y fecha: Quito, 18 - 20 noviembre de 2015 Información: Ana.Ortiz@halliburton.com

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

17

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REPORTES

Taladros en Ecuador Taladros de perforaci贸n Noviembre 4, 2014 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

ALICE WEST 4H

CCDC

CCDC25

2 000 HP

DRILLING 6 1/8" HOLE

ANDES PETROLEUM

HORMIGUERO 41

CCDC

CCDC37

ZJ70DB (2 000 HP)

POOH 8 1/2" @8000 FT.

ANDES PETROLEUM

MARIANN 45

HILONG

7

ZJ70D 2 000 HP

DRILLING

ANDES PETROLEUM

CEIBO 01

SINOPEC

185

2 000 HP

STARTING RIG DOWN AND DEMOB

ENAP SIPEC

PARAISO 24

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1 220

MOBILIZING RIG TO LOCATION

EP PETROAMAZONAS

APAIKA 03H

PETREX

5824

NATIONAL 1 320 (HELI RIG)

DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS

COCK 044

SINOPEC

119

2 000 HP

DRILLING

EP PETROAMAZONAS

OSO A150

SINOPEC

129

70B

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

LIMONCOHCA 060H

CCDC

CCDC036

BAOJI 2000 HP

DRILLING

EP PETROAMAZONAS

COCA A054

CCDC

CCDC066

2 000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

AUCA K180

CCDC

CCDC068

2 000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

PLAN 052

HELMERICH & PAYNE

121

IDECO E1 700

FISHING

EP PETROAMAZONAS

JIVINO E20

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2 000HP

CEMENTING CASING 9 5/8" CSG.

EP PETROAMAZONAS

CHONTA 002

NABORS DRILLING SERVICES

609

2 000 HP

DRILLING SECTION ST 8 1/2"

EP PETROAMAZONAS

OSO H120

SINOPEC

127

2 000 HP

DRILLING 16" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

OSO G099

SINOPEC

168

ZJ70DB (2 000 HP)

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

OSO I003

SINOPEC

191

2 000 HP

DRILLING 16" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

AUCA 0069

CCDC

CCDC69

2 000 HP

DRILLING

EP PETROAMAZONAS

DRRA 042

SINOPEC

169

ZJ70DB (2 000 HP)

PRESSURE LOGGING

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 233D

HILONG

15

2000 HP

MOBILIZING RIG FROM SHS-192D (47%)

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

AGUARICO 33D

HELMERICH & PAYNE

176

1500HP / LEE C. MOORE

DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR)

SECOYA 48

PETREX

3

2 000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS

ACAP 175

SINOPEC

156

ZJ70/4 500D 2 000 HP

DRILLING

EP PETROAMAZONAS

ACAQ 118D ST1

SINOPEC

128

OILWELL 840

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

ARAZA A007

CCDC

CCDC38

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS

CUYABENO C060

CCDC

CCDC39

1 600 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS

LAGO AGRIO J052

PDVSA

PDV-80

ZJ70DB 2 000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS

LAGO AGRIO H060

PDVSA

PDV-81

ZJ70DB 2 000 HP

DRILLING

EP PETROAMAZONAS

CNOI 040

SINOPEC

248

2 000 HP

COMPLETION

EP PETROAMAZONAS (OFFSHORE OPERATION)

AMISTAD 023

PETREX

OCEAN SPUR

2 000 HP (JACK UP RIG)

HELD THE PRELOAD IN THE TANKS AROUND THE PORT LEG

GENTE OIL

SINGUE B9

SINOPEC

188

3H-1 500

SPUD

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 483V

PDVSA

CPV-16

CONTINENTAL EMSCO 2000 HP

COMPLETION

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 454D

PDVSA

CPV-23

CONTINENTAL EMSCO 1500 HP

COMPLETION

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 474D

PDVSA

PDV-79

ZJ70DB 2 000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 427 H

HILONG

16

ZJ70DB VFD 2 000 HP

POOH PRIOR TO RUN 7" LINER

TECPECUADOR

BERMEJO BX 02

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1 000 HP

DRILLING

Fuente: Ing. Jorge Rosas

18

PGE PETR贸LEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

i

REPORTES

Taladros en Ecuador Taladros de mantenimiento Noviembre 4, 2014 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

MARIANN 44 ADD1

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

W.O.

ANDES PETROLEUM

HORMIGUERO 8

SINOPEC

904

750 HP

W.O.

ANDES PETROLEUM

ARMADILLO 01

CCDC

52

650 HP

W.O.

ANDES PETROLEUM

MARIANN 5-8

HILONG

HL-3

XJ 650

W.O.

ENAP SIPEC

PARAISO 18

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

W.O.

80 091

MUSTANG, 250 HP VARILLERO

W.O. W.O.

EP PETROAMAZONAS (THROUGH WEATHERFORD)

PICHINCHA 14

KEY ENERGY

EP PETROAMAZONAS

FRONTERA 06

CCDC

42

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

EP PETROAMAZONAS

EDYK 107

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PKNA 010

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

LAGO AGRIO 12

GEOPETSA

1

COOPER LTO 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CULEBRA 15D

GEOPETSA

5

LTO-550-VIN-26606

W.O.

EP PETROAMAZONAS

LAGO AGRIO 24

GEOPETSA

6

ZPEC 650

W.O.

EP PETROAMAZONAS

OSO A077

SAXON ENERGY SERVICES

32

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDYJ 071

NABORS DRILLING SERVICES

813

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS

PLAA 30

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS

YURALPA NE 102

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS

YNNA A09

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS

TUMALI A

PETROTECH

4

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

DRAGO NORTE CD 21

TRIBOILGAS

8

COOPER 550DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS

TIPISHCA 01

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AUCA 70D

TRIBOILGAS

102

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

ANACONDA 007

TRIBOILGAS

103

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

YULEBRA 014

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

W.O.

EP PETROAMAZONAS

GUANTA 01

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O. W.O.

LAGO AGRIO 33

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 145D

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POR DYGOIL)

SSFD01

KING SERVICES 750HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 202D

DYGOIL

30

CAMERON 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 44

KEY ENERGY

80 051

LOADCRAFT 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

AGUARICO 54D

KEY ENERGY

80 055

LOAD 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

SHUSHUFINDI 250D

KEY ENERGY

80 057

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

AGUARICO 38D

SAXON ENERGY SERVICES

53

WILSON 4B

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI)

AGUARICO 38D

SAXON ENERGY SERVICES

56

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR)

SECOYA 14

SAXON ENERGY SERVICES

34

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR)

SHUARA 20

SAXON ENERGY SERVICES

55

WILSON MOGUL 42B-DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR)

SHUSHUQUI 21

SAXON ENERGY SERVICES

47

WILSON 42B

W.O. W.O.

EP PETROAMAZONAS

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR)

ATACAPI D30

TUSCANY DRILLING

108

650 HP HELI PORTABLE RIG

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 250D

DYGOIL

20

FRANKS 600

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 373H

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

REPSOL

IRO A6

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

Fuente: Ing. Jorge Rosas

PGE PETR贸LEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

19

i

REPORTES

Taladros de perforaci贸n disponibles CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

CCDC

28

2 000 HP

MAINTENANCE (SACHA)

HELMERICH & PAYNE

117

MID CONTINENTAL U1220EB

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

132

OILWELL 840

MOBILIZING FROM PAM TO COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

190

2 000 HP

MOBILIZING FROM CONSORCIO PALANDA YUCA SUR TO COCA BASE

HILONG

17

2 000 HP

SHUSHUFINDI

PETREX

20

HELI NATIONAL 1 320 UE 2 000 HP

MAINTENANCE IN OGLAN LOCATION (AGIP OIL) PREVIOUS TO START OPERATIONS IN VILLANO FIELD

PETREX

26

HH 300 (1 500 HP)

MOBILIZING TO PERU

SINOPEC

219

ZJ70DB (2 000 HP)

COCA BASE

SINOPEC

220

2 000 HP

SHUSHUFINDI

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 2 00O HP

Taladros de mantenimiento disponibles CONTRATISTA

TALADRO

TIPO DE EQUIPO

STACKED

AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

OIME 750SL

STBY. VILLANO "A"

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO "B"

CCDC

40

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

CCDC

41

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

CCDC

51

650 HP

LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

ESPINEL & ASOCIADOS

EA 12

XJ 650

COCA BASE

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

COCA BASE

GEOPETSA

2

WILSON 42B 500

COCA BASE

GEOPETSA

3

WILSON 42B 500

COCA BASE

GEOPETSA

4

UPET 550 HP

COCA BASE

SAXON ENERGY SERVICES

7

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

905

750 HP

COCA BASE

SINOPEC

907

XJ 550

COCA BASE

SINOPEC

932

XJ 650

LAGO AGRIO BASE

TRIBOILGAS

5

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

6

COOPER 550

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

7

WILSON 42 B

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

105

550 DD

COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

205

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

COCA BASE

EP PETROAMAZONAS (BLOQUE 1)

1

WILSON 42 B DD

PENINSULA STA. ELENA

Fuente: Ing. Jorge Rosas

20

PGE PETR贸LEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

PUBLIRREPORTAJE

i

ESTADÍSTICAS

Precios del petróleo Ecuador 1972 – 2013 En 41 años, el precio del barril de crudo ha tenido significativas variantes en el tema numérico al iniciar con un valor de $2,50 en 1972, alcanzar los $99,49 en 2012 y cerrar con $97,36 en 2013.

Sin embargo, varios son los factores que determinan el precio real, pues de acuerdo a cada época habrá que considerar algunas variables como el tipo de cambio, la inflación, costos de producción, además de los temas sociopolíticos, crisis internas y población.

Crudo ORIENTE

Precio de petróleo 1972 - 2013 (dólares por barril) 120 100 80 60 40 20

1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

0

CRUDO ORIENTE

CRUDO NAPO Fuente: EP Petroecuador

Fuente: EP Petroecuador / Adaptado por: Diana Carvajal - AIHE

22

API Promedio

Crudo Napo

AÑOS

Valor unitario dólares/barril

Valor unitario dólares/barril

API Promedio

1972

2,50

29,10

-

-

1973

4,20

29,90

-

-

1974

13,70

30,10

-

-

1975

11,50

30,40

-

-

1976

11,50

30,30

-

-

1977

13,00

29,10

-

-

1978

12,50

30,00

-

-

1979

23,50

29,80

-

-

1980

35,26

29,80

-

-

1981

34,48

29,40

-

-

1982

32,84

29,40

-

-

1983

28,08

29,40

-

-

1984

27,46

29,20

-

-

1985

25,90

29,60

-

-

1986

12,70

29,80

-

-

1987

16,35

29,50

-

-

1988

12,50

29,10

-

-

1989

16,22

28,90

-

-

1990

20,32

28,80

-

-

1991

16,16

28,70

-

-

1992

16,89

28,70

-

-

1993

14,42

28,40

-

-

1994

13,68

27,80

-

-

1995

14,83

27,00

-

1996

18,04

26,10

-

-

1997

15,51

25,20

-

-

1998

9,15

25,20

-

-

1999

15,12

24,60

-

-

2000

24,92

24,20

-

-

2001

18,99

23,90

-

-

2002

22,06

23,90

-

-

2003

26,26

24,20

-

-

2004

32,17

24,10

-

-

2005

42,84

23,80

-

-

2006

51,84

23,50

48,56

-

2007

62,27

24,30

56,34

19,00

2008

83,96

24,30

82,04

18,20

2009

54,34

23,40

50,87

18,70

2010

72,97

23,70

69,56

19,30

2011 (3)

98,92

23,90

95,11

19,30

2012

99,49

24,00

96,44

19,50

2013

97,36

24,80

92,91

19,70

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

i

ESTADÍSTICAS

Volúmenes de exportación Con una cifra récord de 140,2 millones de barriles culminó 2013 con las exportaciones petrolíferas.

El índice más alto de barriles de petróleo vendidos al exterior se registró en 2006 con 137,4 millones de barriles.

El último periodo anual dejó en evidencia una mejoría de la industria petrolera, pues en 2012 estuvo en el orden de 129,5 millones de barriles y un año antes (2011) en 121,7 millones de barriles.

Exportaciones 1972-2013 (millones de barriles) AÑOS

Empresas del Estado

Compañías Privadas

SHE

Total 25,0

1972

25,0

-

-

1973

71,1

-

-

71,1

1974

59,2

-

-

59,2

1975

52,3

-

-

52,3

1976

61,3

-

-

61,3

1977

50,5

-

-

50,5

1978

44,5

0,3

-

44,8

1979

44,4

0,3

-

44,8

1980

39,2

0,4

-

39,6

1981

45,1

0,4

-

45,4

1982

41,7

0,4

-

42,1

1983

58,8

0,5

-

59,3

1984

60,6

0,7

-

61,3

1985

68,5

0,5

-

68,9

1986

70,6

0,8

-

71,4

1987

45,2

0,2

-

45,4

1988

68,5

0,5

-

69,0

1989

63,2

0,5

-

63,7

1990

61,8

0,5

-

62,3

1991

64,8

0,5

-

65,3

1992

73,5

0,8

-

74,4

1993

79,1

0,6

-

79,7 86,8

1994

86,2

0,6

-

1995

91,4

2,7

-

94,1

1996

80,7

3,7

-

84,4

1997

76,8

14,6

-

91,4

1998

69,0

16,4

-

85,4

1999

56,5

28,5

-

85,0

2000

43,1

43,5

-

86,6

2001

47,4

42,5

-

89,9

2002

43,7

33,0

-

76,7

2003

43,0

49,4

-

92,4

2004

50,4

79,0

-

129,4

2005

53,7

77,9

-

131,6

2006

72,0

65,4

-

137,4

2007

66,6

57,5

-

124,1

2008

77,5

49,9

-

127,4

2009

83,5

36,1

-

119,6

2010

93,2

31,2

-

124,5

2011

105,6

0,4

15,7

121,7

2012

112,3

-

17,2

129,5

2013

124,1

-

16,1

140,2

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

Fuente: BCE

23

i

ESTADÍSTICAS

Comportamiento del precio de WTI (West Texas Intermediate) Desde septiembre de 2010, cuando marcó un valor de $78,92 por barril, el petróleo WTI (West Texas Intermediate o Texas Light Sweet), ha mantenido un precio con tendencia al alza, por sobre los $80 y siempre rozando los $100 por barril.

$98,5 y $90,9; en octubre y noviembre pasados, respectivamente.

Esta favorable variación incluso le permitió llegar a la cifra récord de $114,12 por barril, en marzo de 2012.

Según una encuesta de la agencia económica de noticias Reuters, las proyecciones de esta variedad catalogada liviana en relación a su densidad (39,6º de gravedad API), la fijan en un rango que fluctuará en los $90 en 2014 y recién a finales de 2015 marcaría un descenso hacia los $80.

El WTI -denominado petróleo dulce debido a su bajo contenido de azufre (0,24%)- cerró 2013 a $101,96, lo cual lució como una muestra de recuperación tras caer de $104,12 en septiembre a

El WTI es un petróleo de alta calidad, ideal para la producción de naftas y su precio es utilizado como referencia en el mercado norteamericano (de Nueva York).

Capacidad de predicción

140 Precio nominal

Precio real (Feb 2014 $)

120

100

80

60

40

20

0 Enero 1975

Enero 1979

Enero 1983

Enero 1987

Enero 1991

Enero 1995

Enero 1999

Enero 2003

Enero 2007

Enero 2011

Enero 2015

Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA) - Team Energy Outlook, febrero 2014

24

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

i

ESTADÍSTICAS

Inversión en exploración y producción petrolera Periodo 2007 - 2013 (millones de dólares) Empresa

Inversión pública

Inversión privada

Total Inversión

2007

342,43

439,77

782,19

2008

991,35

187,86

1 179,20

2009

1 185,52

284,22

1 469,73

2010

1 097,82

489,96

1 587,79

2011

1 357,32

561,68

1 918,99

2012

1 753,64

384,20

2 137,84

2013

2 924,20

425,20

3 349,40

Fuente: Rendición de Cuentas del MRNNR

Inversión en exploración y producción petrolera período 2007 - 2013 (millones de dólares)

Inversión pública

Inversión privada

Total Inversión 3 349,40 2 924,20 2 137,84

1 918,99 1 179,20

782,19 439,77 342,43

2007

991,35 187,86

2008

1 469,73

1 587,79 1 753,64

1 185,52

1 097,82

1 357,32 384,20

284,22

2009

489,96

561,68

2010

2011

2012

425,20

2013

Fuente: Rendición de cuentas del MRNNR

La recuperación en los niveles de producción y la constante necesidad de seguirla incrementando, han obligado a ampliar las inversiones en el sector petrolero nacional; por tal razón, en 2013 se alcanzó la cifra de $3 349,40 millones, con un aporte estatal de $2 924,20 millones, mientras que el sector privado destinó los restantes $425,20 millones.

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Área Técnica

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PRODUCCIÓN

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Generación de métodos de recuperación de crudos pesados, energéticamente eficientes y de bajo consumo de agua Dr. Jalal Abedi1 Abstracto de la presentación SPE-Distinguished Lecturer realizada por el Dr. Jalal Abedi, de la Universidad de Calgary, el 10 de septiembre 2014 en Quito y del SPE-160316MS. Editor: Ing. Ricardo Jorquera SPE-Ecuador Chapter

1 Dr. Jalal Abedi profesor de Ingeniería Química y Petróleo en la Universidad de Calgary.

Dirige el consorcio de investigación SHARP (recuperación asistida solvente/vapor) y dicta la cátedra de Investigación Industrial NSERC en procesos de recuperación mejorada con solventes. Autor y co-autor de más de 100 artículos.

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a recuperación de petróleo pesado in situ de arenas petrolíferas se ha convertido en un éxito económico en las últimas dos décadas. Inventos y desarrollos de los procesos de recuperación que utilizan inyección de vapor como la estimulación cíclica y el drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD) han contribuido a este éxito. Sin embargo, actualmente los principales puntos débiles de los procesos de vapor son su alto consumo de energía, la elevada emisión de gases de efecto invernadero y el consumo de agua fresca. Se ha encontrado que los efectos combinados de los disolventes y el calor en la viscosidad del crudo pesado pueden proporcionar velocidades de producción, que podrían ser equivalentes o superiores a los de la inyección de vapor solo. Además, los procesos asistidos con solventes también pueden contribuir al mejoramiento in situ del crudo, debido a la formación de dos fases líquidas, con el fin de producir un crudo de mayor calidad que el crudo pesado original. Por lo tanto, es esencial determinar las condiciones que, potencialmente, podrían conducir a la mejora in situ.

Numerosos esquemas de utilización de disolventes y calor se han inventado y patentado.

Cada proceso que utiliza solventes ha mostrado resultados prometedores a escala de laboratorio y en pruebas piloto. Sin embargo, hay una clara falta de datos básicos de comportamiento de fases y el conocimiento relacionado con los me-

canismos de recuperación asistida de solvente/ calor. Los efectos cuantitativos del disolvente sobre la viscosidad del bitumen, los comportamientos de fase y los mecanismos de transporte tampoco se comprenden bien.

El objetivo de esta charla es proporcionar conocimientos mecánicos cuantitativos pertinentes a los procesos de recuperación asistida de solvente/calor. Este conocimiento es un requisito previo para optimizar su composición en los procesos de inyección.

Procesos térmicos y evolución a procesos híbridos El método más común usado para la recuperación de crudos pesados y bitumen es la estimulación por inyección cíclica de vapor (Cyclic Steam Stimulation-CSS) y el drenaje gravitacional asistido con vapor (Steam Assisted Gravity Drainage-SAGD) donde la viscosidad del crudo pesado o bitumen es reducida, significativamente, por el calentamiento del reservorio a causa del vapor. En estos procesos es necesario calentar toda la roca reservorio. Las pérdidas de calor hacia las zonas supra y subyacentes se incrementan considerablemente, a medida que el proceso madura.

Por lo tanto, estos procesos térmicos pueden no ser energéticamente eficientes para permitir la producción económica de reservorios de calidad marginal como son aquellos de poco P G E P E T R ó L E O & G AS - N O V I E M B R E 2 0 1 4

PRODUCCIÓN

F

Figura 1. Reducción de viscosidad vs temperatura & dilución con solvente

espesor, alto contenido de arcilla y alta saturación de agua. Es de preocupación los requerimientos de altos volúmenes de agua dulce para la generación de vapor, así como las emisiones de gases que contienen dióxido de carbono resultante de los procesos para generar vapor. Un método alternativo para reducir la viscosidad del crudo pesado y bitumen es la dilución con solventes de hidrocarburos livianos.

La figura 1 muestra la reducción de la viscosidad de varios bitúmenes en función del incremento de temperatura en un proceso térmico versus la reducción en viscosidad, por efecto de dilución con etano en función de la concentración en peso de etano (C2).

La figura 2 corresponde al proceso de drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD). Brevemente, el proceso SAGD consiste en la inyección de vapor utilizando un arreglo de pozos horizontales paralelos ubicados en el mismo plano vertical. Los pozos se encuentran distanciados de 5 a 6 metros. El pozo superior es el pozo inyector y el inferior es usado para la producción. El vapor inyectado asciende por efecto de baja densidad y forma una cámara de vapor a lo largo del pozo horizontal. En los bordes y/o paredes de la cámara se produce una decantación del crudo menos viscoso y móvil y el agua condensada del vapor. Estos fluidos son recolectados por el pozo productor en el extremo inferior de la cámara de vapor.

Figura 2 Proceso SAGD PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

Se ha encontrado que los efectos combinados de los disolventes y el calor en la viscosidad del crudo pesado pueden proporcionar velocidades de producción.

Estas podrían ser equivalentes o superiores a los de la inyección de vapor solo.

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PRODUCCIÓN

F

Figura 3. Proceso VAPEX: Bases y desventajas

Los procesos asistidos con solventes pueden contribuir al mejoramiento in situ del crudo. Esto debido a la formación de dos fases líquidas, con el fin de producir un crudo de mayor calidad que el crudo pesado original.

30

Los procesos de recuperación basados en solventes se propusieron en 1970. El proceso de extracción por vapor (VAPEX) ha sido estudiado extensivamente desde 1989.

En la figura 3 se resalta las bases del proceso VAPEX y sus desventajas. El proceso consiste en inyectar un solvente (HC de bajo peso molecular) el que por dilución en el crudo pesado disminuye la viscosidad como se mostró en la figura 1.

El arreglo de pozos es idéntico al proceso SAGD y no se produce agua condensada desde que no

se utiliza vapor para disminuir la viscosidad. En caso de ser necesario se puede arrancar el pozo inyectando vapor, el que luego es reemplazado por el solvente.

VAPEX: operación y ventajas La principal ventaja de VAPEX es la importante disminución de emisiones de gases efecto invernadero, sobre todo, cuando se necesita la generación de vapor de agua. Como desventajas de este método, se señalan las pérdidas de PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

PRODUCCIÓN

F

SAP

Gupta Small Amount of Light Hydrocarbon Solvent + Steam Field Test EnCana

ES-SAGD

SA-SAGD

Nasr Solvent with Close Saturation Temperature to Steam + Steam

Imperial Oil Hydrocarbon Solvents + Steam

SAS

Zhao Mainly Propane + Steam

SAGD

En términos de operación el VAPEX es muy similar al SAGD. Sin embargo, en el proceso VAPEX están involucradas otro tipo de complejidades, especialmente la difusión molecular la que es en escala de tiempo mucho mayor a la difusión térmica.

Butler

SAGD Pilot Test

Late 1980s UTF (Underground Test Facility) at Fort McMurray AOSTRA (Alberta Oil Sands Technology and SAGD Research Authority)

SAS SAP ES-SAGD

Steam

VAPEX Solvent

SA-SAGD

Figura 4.

Proceso ES-SAGD PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

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PRODUCCIÓN

F

El mejoramiento de la producción de crudo en los procesos híbridos vapor-solvente es comparable con los métodos de recuperación, basados solamente en inyección de vapor.

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solvente hacia zonas ladronas producto de las heterogeneidades del reservorio, daño de formación debido a la precipitación de asfáltenos y la presencia de dos fases líquidas: el solvente y el crudo mejorado.

En términos de operación el VAPEX es muy similar al SAGD. Sin embargo, en VAPEX están involucradas más complejidades especialmente la difusión molecular la que es, en escala de tiempo, mucho mayor a la difusión térmica. Por esta razón los procesos basados solamente en solventes son más lentos que los procesos térmicos.

Una solución es la combinación de solvente y vapor para cosechar los beneficios de ambos procesos, el calentamiento y la dilución con solventes actúan simultáneamente bajando la viscosidad del crudo.

El proceso Expanding-Solvent SAGD (ESSAGD) propuesto en 2001 por Nasr and Isaacs es una mejora al SAGD, donde una pequeña cantidad de solvente de HC se adiciona al vapor inyectado. El solvente óptimo debería tener una temperatura de evaporación cercana a la del vapor en las condiciones de presión de operación, el cual condensa en las cercanías de la cámara de vapor, diluye el crudo y junto con el calor, generado por el vapor, reduce su viscosidad.

El alto costo de los solventes hace necesario seleccionar el mejor solvente para un reservorio en particular y asegurar que la concentración óptima de solvente sea usada. La coinyección de vapor y solvente se probó en el campo exitosamente resultando en un mejoramiento de la tasa de petróleo, eficiencia térmica y en la reducción de requerimientos de agua comparado con el método de inyección solo de vapor.

En un proyecto piloto Solvent-Aided Process (SAP) conducido por Encana se inyectó butano junto al vapor durante algunos meses, lo que generó un incremento de la tasa de petróleo de más de 50% comparado al SAGD. En otro proyecto, se coinyectó pequeñas cantidades de condensado de gas con vapor el cual dobló la producción de petróleo comparado con pozos donde se inyectaba solamente vapor.

Las figuras 4 (a, b y c) muestran conceptos del sistema híbrido (vapor + solvente), los nombres de procesos patentados y sus acrónimos y la evolución en el tiempo cubriendo un gran rango de combinaciones desde la adición de algún componente de vapor al VAPEX hasta la adición de pequeñas cantidades de solvente en el SAGD.

Solventes El desempeño de estas técnicas depende de la cantidad de solvente disuelto en el bitumen y de su interacción. Por lo tanto, el entendimiento de los efectos cuantitativos del solvente sobre la viscosidad del crudo y el comportamiento de las fases es fundamental para los estudios de factibilidad, diseño y predicción de los procesos a escala de campo.

El propano y el butano pueden ser considerados como buenos candidatos para los procesos asistidos con solventes. Estudios de VAPEX reportan buenos resultados cuando se usó propano, butano o la mezcla de ellos. La solubilidad del butano en crudos pesados y bitumen es relativamente alta logrando una significativa reducción de viscosidad del crudo haciendo la producción económicamente viable. Adicionalmente, el butano contribuye al mejoramiento del crudo in situ a través de procesos de desasfaltanización y menores costos.

El pentano es otro solvente potencial como aditivo a los procesos basados en vapor. Tiene una presión de saturación cercana a la del vapor a las condiciones in situ. Se realizaron experimentos en un amplio rango de temperatura (23 ºC - 200 ºC) y presión (1-10 MPa) las cuales cubren las condiciones de equilibrio líquido simple, líquido-líquido y vapor-líquido.

Los resultados mostraron que la solubilidad del pentano en bitumen fue relativamente alta aún a altas temperaturas con significativa reducción en viscosidad y densidad. El asfalteno fue separado como una segunda fase líquida en lugar de fase sólida como con otros solventes.

Conclusiones El mejoramiento de la producción de crudo en los procesos híbridos vapor-solvente es comparable con los métodos de recuperación basados solamente en inyección de vapor. Se observa que la relación de la tasa es constante con el tiempo.

Usando solventes más pesados mejora la tasa de petróleo más que los solventes livianos. El drenaje se incrementa linealmente con la fracción molar del solvente en la fase vapor. Incrementando la presión de operación se mejora la eficiencia de drenaje y los resultados muestran mejoramiento para el proceso ES-SAGD sobre el SAGD a altas presiones.

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PRODUCCIÓN

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Shale: la revolución de la década

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1 Hugo Giampaoli, socio de GiGa Consulting, una compañía que ofrece consultoría en ingeniería de reservorios a través de estudios integrales de yacimientos, estimación y auditoría de reservas, evaluación de activos, capacitación y servicios asociados.

a primera década del siglo trajo consigo una revolución en la industria del petróleo provocada por un sinúmero de avances tecnológicos, acompañados por cuestiones de mercado, que hicieron posible lo que creíamos imposible: producir gas y petróleo directamente desde las rocas generadoras.

Desde mediados de la década pasada en los Estados Unidos se perfeccionaron técnicas de perforación y completación de pozos, que permiten obtener caudales rentables tanto de gas como de petróleo. El impacto ha sido tan importante que ese país logró detener la declinación, incrementar su producción y reducir fuertemente las importaciones haciendo incluso bajar los precios, en particular del gas.

El advenimiento del Shale Gas-Shale Oil generará un cambio en el mapa petrolero mundial, debido a que la existencia de este tipo de recursos no convencionales está más ampliamente distribuida en el mundo que los recursos convencionales. En este artículo se abordan algunos conceptos y aspectos de definición de Shale, diferencias entre convencional y no convencional, conceptos de fracturamiento hidráulico y el impacto que tendría el desarrollo de Shale en un país, mencionando los casos de los Estados Unidos y más incipientemente Argentina.

El origen del petróleo El origen del petróleo está asociado a la acumulación de materia orgánica en los fondos oceánicos, que se depositan a lo largo de millones de años generando una gran cantidad de material orgánico que puede acumularse en el fondo, producto del metabolismo de los organismos vivos y de sus propios restos.

El material acumulado es soterrado como producto de los procesos naturales del movimiento de las placas continentales. Luego de cierto tiempo, millones de años, la roca formada por partículas finas (arcillas y limos) mezcladas con material calcáreo y con un alto contenido orgánico, es sometida a presión y temperatura que transforma la materia orgánica en hidrocarburos.

34

Hugo Giampaoli1 Allí se transforma en la roca madre o generadora. Mediante un proceso llamado migración, pequeñas partículas de hidrocarburos son expulsadas de la roca madre, eventualmente, hasta una roca con mayor permeabilidad que le permite circular en un medio poroso saturado de agua hasta encontrar una trampa natural. En ella se comienza a acumular para formar un yacimiento conocido como convencional. ¿De qué se trata el Shale?

Este proceso intenta producir los hidrocarburos que se formaron en la roca generadora y todavía continúan allí.

La novedad es que, mediante avances tecnólogicos y ante un panorama favorable de precios, ahora podemos extraer el hidrocarburo que todavía permanece en la roca madre.

Conventional Oil

250 km

Source rock Conventional reservoir

Reservoir rock

Oil Reservoir rock Tight

Shale

Oil Reservoir rock

Clasificación: convencionales y no convencionales Convencionales vs no convencionales: el término es sin duda relativo y cambia con el tiempo, a medida de que lo que hasta ayer considerábamos no convencional hoy se nos hace familiar. Convencional se podría definir como la extracción, desde una roca reservorio, de hidrocarburos que migraron desde la roca madre. No convencional implica producirlos, directamente, desde el ambiente en que se generaron.

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Ventana de petróleo

PRODUCCIÓN

Metano biogénico

Biomarcadores

Zona inmadura

F

atractivos porque combina la mayor movilidad del fluido con una proporción de líquidos (o licuables) que mejora la ecuación económica por su mayor precio relativo.

Black Oil Volatile Oil Gas

Petróleo

Ventana de gas

Gas húmedo

Gas seco

Hidrocarburos generados SHALE - zonas de gas y petróleo La generación de gas y/o petróleo tiene relación con la temperatura y profundidad. Además del tipo de material fuente de los hidrocarburos (tipo de kerógeno) es muy importante la temperatura que, salvo excepciones, está directamente relacionada con la profundidad a la que una roca generadora está (o estuvo) expuesta.

A bajas temperaturas se dice que está inmaduro y, por lo tanto, no hay generación alguna. A mayores temperaturas se encuentra la ventana de petróleo y más profundo, la zona de generación de gas.

Esta situación se ve reflejada realmente en varias de las cuencas en las que se explota Shale como Eagle Ford (EEUU) y Vaca Muerta (Argentina). En ambos casos es posible diferenciar con bastante precisión las zonas en las que se espera producir petróleo negro (más someras) o gas (más profundas), con una zona intermedia de petróleo volátil o gas húmedo. Casualmente esta última es la zona que presenta los mayores PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

Características de un Shale La palabra Shale nos refiere a conceptos bien arraigados en la industria tales como Vshale, que podría decirse es el contenido de arcillas de una roca y es representativa de su imposibilidad relativa de permitir el paso de los fluidos. A mayor Vshale, menor calidad como roca productora.

Sin embargo, los Shale productivos tienen que tener un bajo contenido de arcillas (clay) usualmente menos de 40%. Son rocas de materiales finos en las que prevalecen materiales carbonáticos (Eagle Ford - Vaca Muerta) o cuarcíticos de grano fino (Bakken - Barnett).

El alto contenido de arcillas limita la permeabilidad natural y, lo que es aún más importante, debido a su plasticidad impide la posibilidad de fracturar hidráulicamente la roca (realizar procesos de fracking).

Otros elementos importantes que deben observarse en un play de shale son: • El contenido orgánico total (TOC), que se espera sea mayor de 2% y llegue a más de 10% en algunos de los famosos Bakken.

• La profundidad, por lo antedicho respecto de las ventanas de generación de hidrocarburos.

• También son muy importantes la sobrepresión, el espesor y la extensión areal. El tamaño 35

PRODUCCIÓN

F

importa, ya que se espera que la rentabilidad venga de la mano de procesos de gran volumen con bajo margen.

El concepto de desarrollo de un Shale En Shale no se trata de tener un buen pozo. Se trata de perforar cientos o miles y de hacerlo con el concepto de una fábrica, en la que la optimización de costos por uso continuo de los equipos, las economías de escala en compras, contrataciones y la minimización de tiempos ociosos de equipamientos sumados a la optimización de la técnica de perforación y completación, son claves para lograr la economicidad de los proyectos y hacen viable desarrollarlos económicamente.

Las principales tecnologías que han hecho posible el desarrollo del Shale son el fracturamiento hidráulico y los pozos horizontales.

Fracturamiento hidráulico El desarrollo de Shale está íntimamente relacionado con la fractura hidráulica de la formación, en lo que se ha popularizado con el nombre de fracking. La técnica consiste en bombear al pozo a alta presión un gel a base de agua conteniendo un agente de sostén (usualmente arena).

La presión hace que la roca se rompa por tracción y se genere una fisura vertical por donde penetra la mezcla bombeada. Una vez detenido el bombeo y liberada la presión desde superficie, el gel se rompe químicamente transformándose en agua. Las paredes de la roca se cierran sobre

A partir de información generalmente acumulada durante décadas de desarrollo convencional, se generan mapas de TOC y madurez.

Se mapean profundidades y espesores, los que a su vez permitirán detectar las ventanas de generación de gas y petróleo.

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la fractura que permanece parcialmente abierta por la arena bombeada. En el caso de los Shale, la fractura como una gran fisura vertical es solo la iniciadora del proceso, que sigue con un craquelamiento total de la roca. Es decir, que se generan fisuras de distinto tamaño y dirección, se reactivan y conectan fisuras preexistentes generando una red de canales de alta permeabilidad.

En pozos horizontales En pozos horizontales, que existen desde la década de 1980, la industria demoró casi tres décadas en encontrar las tecnologías y herramientas adecuadas para realizar fracturas múltiples controladas. Lo primero que se tuvo que solucionar fue determinar la orientación de las fracturas, para luego perforar los pozos en dirección perpendicular y así evitar la generación de una fractura única, en el mismo sentido de la dirección del pozo (figura 2).

Luego fue necesario desarrollar herramientas que permitieran hacer el proceso de fracturamiento repetitivo y controlado en distintos sectores de la trayectoria del pozo horizontal. En 2007 se empiezan a desarrollar las técnicas que permitieron ir aumentando progresivamente el número de etapas de fractura, con resultados que generaron la verdadera revolución del Shale.

Así, en 2010 - 2011 se alcanzaron entre 20 y 32 etapas de fractura en pozos con 10,000 ft de tramo horizontal aumentando cinco veces la productividad de los pozos horizontales simples.

Hydraulic Fracture H, max

Radial converging flow in frac

H, max

H, min

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PRODUCCIÓN

Caudal Inicial [Bbl/d]

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Etapas de fractura vs Qoi y EUR Tanto la productividad inicial (Qoi) como la recuperación final esperada (EUR) tienen correlación con la cantidad de etapas de fractura.

Esto resulta intuitivo y es reforzado por el hecho de que la permeabilidad del Shale es tan baja, que los hidrocarburos prácticamente no pueden circular por la roca, sino que solo llegan hasta el pozo, al quedar conectados a alguna fisura de las reactivadas o generadas durante el proceso de fracturación.

Etapas del desarrollo de un Shale (1) La etapa exploratoria suele ser a nivel de la cuenca. Se trata de determinar la distribución geográfica y estratigráfica de la roca madre. A partir de información, generalmente, acumulada durante décadas de desarrollo convencional, se generan mapas de TOC y madurez, se mapean profundidades y espesores, los que a su vez permitirán detectar las ventanas de generación de gas y petróleo. Se busca entender los mecanismos de deposición y las variaciones en composición mineralógica, tanto areal como vertical.

Cuando se pasa a una etapa de desarrollo, se masifica la perforación. Algunos pozos serán PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

verticales para tener una buena descripción de toda la secuencia, en base a lo cual se seleccionará la posición más adecuada para perforar uno o más pozos horizontales a distintos niveles de interés o, eventualmente, con distintas direcciones. En todos los casos se harán completaciones y fracturas que serán luego monitoreadas para evaluar comportamientos.

Etapas del desarrollo de un Shale (2) En una segunda etapa se utiliza el concepto de Zipper Frac. Al generar una fractura se genera una tensión en los alrededores del pozo que de-

37

PRODUCCIÓN

F

moran un cierto tiempo en disiparse.

Si durante ese lapso se genera una fractura en un pozo cercano, se logra un aumento en la cantidad de fisuras generadas, que es proporcional al caudal y a la recuperación final esperada. Por este motivo se suelen tener dos torres trabajando en paralelo en cada locación (well pad).

Doble objetivo En las zonas maduras, el proceso que se está siguiendo es el de pozos in fill. Aunque en este caso no necesariamente es una disminución del espaciamiento areal, sino que puede ser una intensificación vertical. Es decir, que se están haciendo pozos horizontales a otros niveles de interés, pero a una distancia a la que se estima que no llegaron las fracturas iniciales. Sin duda, hay que estar preparados para desarrollos intensivos, con locaciones múltiples de gran tamaño que permitan la ubicación de los equipos de fractura y, posteriormente, den lugar a la ubicación de los sistemas de bombeo reduciendo el área en superficie y minimizando el impacto ambiental.

La infraestructura de la operación La gran diferencia entre las fracturas que se vienen realizando desde hace décadas y el fracking del Shale es el tamaño de los tratamientos.

Mientras que históricamente una fractura podía ser de 200, 300 o hasta 1 000 bolsas (sacos) de arena, las actuales implican 30 mil a 50 mil sacos por pozo. Los volúmenes de agua requeridos pueden ser de 10 mil a 20 mil m3 (63 mil a 126 mil bbl) el equivalente al consumo diario de 50 mil personas, lo que puede generar un problema 38

en zonas con restricciones de suministro.

Aunque naturalmente, el desarrollo de la tecnología ha avanzado con respecto al procesamiento y reutilización del agua, la cuestión logística es clave en la factibilidad para llevar adelante un proyecto de Shale.

En algunos plays trabajan simultáneamente 100 rigs o más y se perforan decenas y cientos de pozos al mes. Es difícil imaginar el esfuerzo de logística en transporte de equipos, materiales (arena y agua en particular), personal, entre otros. Esto requiere de medios adecuados de transporte, incluyendo la logística de importación de insumos e infraestructura.

Potencia de fracturamiento por país y equipos de perforación Los Estados Unidos concentra 66% de la potencia de fractura en el mundo. Aquellos países en los que la fractura hidráulica es algo frecuente y existe cultura al respecto tendrán ventajas comparativas, respecto de aquellos lugares en que por las características de sus yacimientos no lo necesitaron hasta ahora.

La existencia de equipamiento y de personal adiestrado, para llevar adelante exitosamente tratamientos de fractura, derivará en un mejor posicionamiento para la oportunidad de desarrollar un Shale.

El boom del Shale en los Estados Unidos fue acompañado por un rápido crecimiento en la cantidad de equipos de perforación.

Cuencas como Eagle Ford ó Bakken quintuplicaron su número de 50 equipos a un total de entre 200 y 250.

Aspectos ambientales Un aspecto bastante controvertido respecto del Shale es el impacto de las fracturas en los acuíferos de consumo humano. El fracturamiento a gran escala podría ocasionar problemas si el Shale estuviera cerca de los acuíferos. La profundidad necesaria para la existencia de roca madre con hidrocarburos extraíbles comercialmente, suele ser tal que se las encuentra muy alejada de los acuíferos superficiales de agua dulce.

Las fracturas se realizan a profundidades generalmente entre 5 000 - 10 mil pies, muy lejanos a los 100 - 500 pies en que se encuentran los acuíferos más usuales.

Optimizar los costos y la curva de aprendizaje Los costos de perforar y completar un pozo PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

PRODUCCIÓN

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Figura 1a.

Shale Somero Figura 1b.

Shale Profundo

horizontal son considerablemente más altos que los de un pozo convencional equivalente. El proceso de aprendizaje puede llevar de decenas a cientos de pozos hasta que se optimizan costos y se mejora la productividad.

El costo de las fracturas hidráulicas puede representar un valor similar al de la perforación misma. Por ello es crucial llevar adelante procesos de optimización de costos para lograr una rentabilidad aceptable. La curva de aprendizaje de Bakken indica que se necesitaron más de 2 000 pozos y cuatro años de desarrollo hasta alcanzar caudales promedio mayores a los 350 barriles por día, con una rentabilidad aceptable.

Distribución mundial de los recursos Shale Luego de que se produjera el boom en los Estados Unidos, la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) comenzó con un relevamiento mundial del potencial de Shale, que tuvo su primer reporte parcial en 2011 y del que fue emitiendo actualizaciones hasta 2014.

De acuerdo a estos informes, el potencial de Shale está más uniformemente distribuido en el mundo que los reservorios convencionales. Los mayores potenciales en gas estarían en China, Argentina, Argelia, los Estados Unidos y Canadá, mientras que en Shale Oil destacan Rusia, los EEUU, China y Argentina, en ese orden.

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Impacto en la producción de los EEUU En la gráfica se puede observar el enorme impacto que ha tenido el desarrollo de Shale en la producción global de petróleo de los Estados Unidos. Desde 2006 se detuvo la declinación y un par de años más tarde comenzó a crecer rápidamente colocándolo en un pie de igualdad con quienes han sido por años los grandes productores mundiales: Arabia Saudí y Rusia.

Respecto a la producción de gas, actualmente, 50% de la producción proviene de reservorios no convencionales, 30% de Shale y 20% de Tight. El precio de importación bajó de $9 a $4 por MCF. Se estima que en cuatro años, los EEUU pasaría de ser importador de gas a exportador de gas y LNG. Barrels per day (1,000s)

9,000

Weekly US Crude Oil Production January 1989 to August 2013

8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000

Source: Department of Energy

1990

1995

2000

Carpe Diem Blog

2005

2010

39

PRODUCCIÓN

F

Enormes inversiones En cuencas como Bakken ya se superó la producción de 1 millón de barriles de petróleo por día en 2014, casi el doble de la producción de países como Ecuador o Argentina y equivalente a la producción de Colombia. Se estima que se perforarían un total de 42 mil pozos para completar el desarrollo inicial, aunque seguramente luego de avances tecnológicos esta cifra crecerá. En el caso de Eagle Ford se estiman 22 500 pozos, 10 mil ya perforados a mediados de 2014 con una producción de 1,5 millones de bopd.

Impacto en los recursos de un país El impacto de los recursos de Shale puede cambiar radicalmente la posición de un país respecto de su disponibilidad de hidrocarburos. En el caso de Argentina, los recursos de Shale-Oil son seis veces los convencionales, mientras que los de Shale-Gas podrían ser hasta 27 veces.

Plays incipientes en Latinoamérica - Vaca Muerta Vaca Muerta es uno de los mayores plays de América Latina. Se comenzó a explotar en Argentina a fines de 2010 y cuenta con recursos estimados de petróleo de 16,2 billones de barriles (similar a Eagle Ford) y 308 Tcf de Gas (tres veces Eagle Ford).

Al 14 de junio del año en curso existen 242 pozos en producción con una extracción media de casi 15 mil barriles diarios de crudo y unos 43 millones de pies cúbicos diarios de gas.

Gran parte del desarrollo ha sido impulsado por la Estatal YPF, que se ha concentrado en la reducción de costos más que en los aumentos de productividad. Prueba de ello es que 90% de los

HIPÓTESIS DE DESARROLLO 2,000 1,800 1,600 1,400

Horizontales Verticales

1,200 1,000 800 600 400 200 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036

40

pozos son verticales, en lugar de horizontales como se usa en otros plays exitosos.

GiGa Consulting ha ideado un modelo de desarrollo de Vaca Muerta en Argentina estimando que la cantidad de pozos a perforar crecería hasta los 1 800 pozos por año dentro de una década alcanzando los 24 mil pozos, para el desarrollo global. La producción de gas alcanzaría un pico de 5,6 Bcf/d (más que duplicando la producción actual del país).

En el caso del petróleo, se alcanzaría un valor cercano a los 880 mil bpd que se sumarían a los 600 mil bpd que se producen actualmente.

Costo de desarrollo y productividad La productividad de los pozos es muy diversa aún dentro de un mismo play de Shale. Todavía en los sectores más conocidos y con suficiente historia, se estima que 40% de los pozos no son rentables. Por otra parte, la economía de los proyectos requiere de marcos legales que permitan una alta apropiación de la renta por parte del inversor (sea público o privado). Los costos de desarrollos son muy elevados y pueden consumir gran parte del ingreso por ventas.

En los Estados Unidos dependiendo del play, el costo de desarrollo oscila entre $45 y $60/bbl para el petróleo y entre $3 y $4,5/kcf para el gas.

Conclusiones Estamos ante una verdadera revolución de la industria, por el momento sólo hecha realidad en los EEUU e incipientemente en Argentina.

• El desarrollo del Shale puede generar un verdadero impacto económico en un país.

• El nivel de infraestructura y logística requerida es mucho mayor que un desarrollo convencional.

• El impacto en el medioambiente debe ser analizado aunque no debería representar un reto, significativamente, mayor al de un desarrollo convencional.

• Respecto a un convencional, los costos son mayores y la rentabilidad de los proyectos tiende a ser menor. La diferencia es que el volumen es grande y los desarrollos son de largo plazo.

• El conocimiento adquirido en una cuenca no es fácilmente trasladable a otra. En general se requiere perforar una cantidad importante de pozos transitando la curva de aprendizaje, hasta encontrar el desarrollo óptimo del play bajo un modelo de fábrica.

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SISTEMAS DE EXPANDIBLES SÓLIDOS P

RESULTADO REAL

MetalSkin recupera integridad de pozo e incrementa producción de inmediato ®

La primera instalación en Ecuador de liners expandibles MetalSkin logró reparar un pozo productor en el Distrito Amazónico. Dicho pozo permanecía cerrado debido al aumento de la producción de agua, resultado de la falta de hermeticidad del scab liner que cubría una zona corroída de alta presión.

Para aislar las zonas productoras de agua y recuperar la integridad del pozo, Weatherford expandió dos liners MetalSkin de 5 ½ x 7 pulg. Luego de establecer las condiciones mecánicas ideales, fue posible bajar una bomba ESP y poner en producción una formación que aún no había sido explotada.

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El sistema de liners MetalSkin para pozos revestidos aísla secciones dañadas y sella perforaciones y fluidos no deseados, en un solo viaje y sin necesidad de drillout.

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Evaluación de Formaciones

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Construcción de Pozos

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Terminación

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Producción

PRODUCCIÓN

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Migración de tecnología para producción de varias zonas de manera simultánea y controlada Iván Vela / Jorge Dután / Juan Carlos Arévalo Luis Miguel Sandoval /Gerardo Serrano.

La optimización de la producción es un reto que enfrentan a diario todos los campos a nivel mundial.

Se la puede alcanzar de varias maneras y llegar a ser óptima para cada caso específico.

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E

cuador tiene la fortuna de contar con varias zonas económicamente explotables en sus campos petroleros. Está comprobado que producir estos cuerpos con un pozo independiente es ineficiente, costoso y tiene un impacto mucho más significativo en el medio ambiente.

Se han intentado varias metodologías para la extracción de hidrocarburos en campos con estas características. La más reciente, aplicada relativamente con éxito, ha sido la instalación de completamientos duales. Esta ofrece la posibilidad de producir cada zona con regímenes específicos por tubulares independientes.

Desafortunadamente, así como hay beneficios también hay otros inconvenientes con este tipo de completamientos. En este punto es necesario contemplar la posibilidad de un cambio en las metodologías sin perder el enfoque en la optimización de la producción.

Esta es un reto que enfrentan a diario todos los campos a nivel mundial. Se la puede alcanzar de varias maneras y llega a ser óptima para cada caso específico. Sin embargo, la implementación de soluciones debe tener sentido económico, ser técnicamente viable y ofrecer ciertos beneficios definidos por el usuario final, así como por las entidades reguladoras.

Muchas opciones se han evaluado minuciosamente tomando en cuenta costos, ventajas y desventajas. El estudio demostró que lo óptimo es la implementación de completamientos inteligentes compactos, siempre y cuando sean compatibles con las condiciones actuales de producción en términos de sistema de levantamiento artificial y exigencias de las agencias reguladoras.

Con esto en mente, se propuso un proyecto piloto que demuestre, que las bondades expresadas teóricamente sean beneficios reales de la aplicación. En el Ecuador este proyecto piloto fue

aprobado siguiendo estrictas exigencias, tanto de la compañía operadora como de las agencias reguladoras y es, actualmente, implementado.

Ya se cuenta con los resultados de la prueba de tecnología en los pozos y a continuación se presenta lo que se ha observado y comprobado durante su implementación y ejecución.

Sistema de completamiento actual para dos zonas Desde hace algún tiempo se han instalado sistemas de completación duales concéntricos (CDC) en diferentes campos del Ecuador. Su descripción gráfica se puede apreciar en la figura 1 en la que se hace la diferenciación del recorrido del flujo de cada zona identificado por dos colores. En su momento, el sistema CDC fue la mejor opción para producir dos zonas cuando éstas eran atravesadas por un solo pozo. El sistema permite producir las zonas por sartas o tuberías diferentes. Esto significa que cada zona necesita su propia bomba electro sumergible (BES) con un diseño exclusivo. Y, adicionalmente, las dos zonas se pueden probar periódicamente de manera simultánea, en caso de que así se requiera.

Figura 1. Sistema de completación dual concéntrico (CDC) PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

PRODUCCIÓN

F

Los sistemas de completación duales concéntricos tienen un alto grado de complejidad debido a la cantidad de elementos que los conforman. La instalación así como las operaciones de servicio al pozo, se hacen tediosas y en ocasiones prolongadas representando altos costos de intervención. Esto debido al nivel de detalle requerido, por el riesgo que cada elemento agrega al sistema.

A pesar de la alta eficiencia de las bombas electro sumergibles (BES) como sistema de levantamiento artificial estas necesitan ser reemplazadas con cierta periodicidad. En pocas ocasiones las dos bombas de un mismo pozo requieren ser reemplazadas a la vez. Por lo general, una zona continúa en producción mientras la otra espera por servicio.

La decisión de producción recae en los administradores del activo donde las opciones son: • Esperar a que la segunda bomba necesite servicio, mientras se difiere la producción en la otra zona del pozo cuya bomba no opera.

• Reemplazar todo el sistema dual de completación del pozo apagando la zona de mayor producción que sigue operativa, para que luego las dos zonas produzcan conjuntamente.

Evaluación de alternativas Con esos antecedentes hay casos en los que una zona estuvo aislada sin producir por un periodo superior a cinco meses difiriendo una producción importante, hasta que el pozo fuera intervenido y las dos bombas BES funcionen nuevamente. Este tipo de situaciones lleva a la búsqueda de nuevas alternativas para que se produzca de las zonas simultáneamente, de manera segura y controlada mientras se protege a los yacimientos. Los principales factores que se tomaron en cuenta para la selección del nuevo sistema fueron: • Compatibilidad de fluidos producidos.

• Producción simultánea de dos o más zonas.

• Monitoreo de parámetros en tiempo real que permitan ajustes inmediatos en las condiciones de producción del pozo.

• Presiones de formación con diferencias entre zonas, incluso superiores a los 1 000 psi.

• Levantamiento artificial requerido. Levantamiento BES como el más probable a utilizar.

• Profundidades, presiones y temperaturas a manejar en los yacimientos.

• Capacidad de medición de la producción de cada zona de manera independiente.

• Costo en el rango de inversión comparado con el sistema actual.

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

La mejor opción que cumplió con esos requisitos fue el sistema IntelliZone Compact*. Un sistema inteligente compacto diagramado en la figura 2, que integra en una sola herramienta las siguientes partes principales: • Un empaque que aísla cada una de las zonas.

• Una válvula controladora de caudal provista de cuatro posiciones.

• Sistema de sensores para: presión, temperatura en tubería y anular. Además de un sensor de posición que identifica la posición de la válvula en tiempo real.

32 ft

Empaque Doble sensor de presión/Temperatura Sensor de posición Válvula controladora de caudal

Figura 2. Diagrama del sistema IntelliZone Compact*

Adicionalmente, el sistema permite el monitoreo en tiempo real de presión y temperatura para cada una de las zonas productivas, con la posibilidad de operar las válvulas desde la superficie, sin necesidad de equipo adicional: rigless. Este sistema inteligente compacto puede ser configurado para ser instalado en un pozo de hasta 15 zonas productoras.

Limitaciones del sistema inteligente compacto: El sistema tiene ciertas limitaciones operativas que son: • Puede ser corrido en ambientes con temperaturas inferiores a los 250 °F. • Las presiones de los yacimientos tienen que ser menores a 5 000 psi.

• El tamaño del revestimiento para alojarlo debe ser de 7 o 5 ½ pulgadas OD. • Las válvulas pueden ser operadas si el diferencial de presión es inferior a 1 000 psi (anular versus tubería de producción).

Propuesta del completamiento inteligente compacto El sistema propuesto para el proyecto piloto incluye, adicionalmente, al completamiento inteligente compacto, un sensor adicional por zona productora por ser piloto para garantizar 43

PRODUCCIÓN

F

la captura de información. La arquitectura del sistema se muestra en la figura 3. Allí se observa la ubicación de los elementos inteligentes, así como el sistema de encapsulación que permite reemplazar la única BES usada en caso que sea necesario, sin tener que recuperar toda la completación del pozo.

El sistema está configurado de manera que: • Permite evaluar formaciones de manera independiente sin intervenciones.

• Puede detectar anomalías en la producción de cada zona permitiendo ajustes inmediatos.

• Permite el acceso al pozo reduciendo los tiempos de operación y el costo asociado durante el completamiento y operaciones remediales.

• Minimiza el daño en la formación durante las intervenciones.

• Controla el corte de agua y evita el flujo cruza-

Bomba electro-sumergible

do entre yacimientos.

• Permite, de manera independiente, la medición de los flujos.

• Permite la operación simultánea en fondo realizando pruebas de presión (pressure build up PBU) mientras se fluye o estimula otra zona.

En el Ecuador, como parte del proyecto piloto, se han corrido completaciones inteligentes ya en dos ocasiones. Esto ha permitido evaluar las características y ventajas de este tipo de completamiento según los objetivos mencionados.

Las lecturas de los sensores también dio paso a evaluar el pozo en tiempo real y así evitar el flujo cruzado. Adicionalmente, se han realizado mediciones independientes de producción según lo ofrecido. Con el monitoreo en tiempo real se detectaron anomalías en el pozo e implementaron las acciones correctivas necesarias.

Revestimiento de produción de 9 5/8 in

Sistema de encapsulación de 7 in

IntelliZone zona superior (Empacador + Sensores + Válvula) Sensor DPGTA zona superior

liner de producción de 7 in Arena superior 1 200 psi

IntelliZone zona inferior (Empacador + Sensores + Válvula) Sensor DPGTA zona inferior

Arena inferior 2 600 psi

Figura 3. Sistema de completamiento con elementos inteligentes

Figura 4. Gráfica Log – Log: evaluación de daño de formación, arena inferior 44

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

PRODUCCIÓN

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5 500 5 000

Annulus Pressure Zone 1 (psi)

4 500 4 000 3 500 3 000 2 500

Primera estimulación ácida en arena inferior

2 000 1 500

Figura 5. Secuencia de operaciones con apoyo de completamiento inteligente compacto

1 000

Primer periodo de flujo de arena inferior

500 0 4 -04

4 -04 201

-05

4 -04 201

-06

4 -04 201

-07

4 -04 201

-08

4 -04 201

-09

4 -04 201

-10

4 -04 201

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4 -04 201

-12

Operación simultánea n.º1: Producción de la arena superior y PBU en arena inferior.

Operación simultánea n.º2: Estimulación ácida + prueba de producción en arena inferior y PBU en arena superor.

Operación simultánea n.º 3: Estimulación ácida + prueba de producción en arena superior y PBU en arena inferior.

Resultados de la implementación Como se muestra en la figura 4, en el primer pozo se realizó un estudio de presión de formación (PBU) y se determinó un daño de formación S igual a 14, que estaba impactando notablemente en la producción de la arena inferior.

Con base en esta información del PBU de la arena inferior, se programó un trabajo remedial (estimulación ácida), para remover el daño de formación de la arena inferior y comprobar las bondades del sistema que se había instalado en el pozo. El alcance original del trabajo era: retirar la BES, estimular con el ácido la arena inferior, fluir y evaluar la producción del pozo. Se estimuló la arena inferior como estaba previsto, se fluyó y se re-evaluó el resultado con un nuevo PBU en la arena inferior mientras, simultáneaPGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

mente, la arena superior producía.

Los resultados mostraron que el trabajo de estimulación en la arena inferior disminuyó el daño a la formación, pero no lo eliminó por completo. Esto permitió a los administradores del yacimiento decidir, en tiempo real, acidificar nuevamente la arena inferior contando con los equipos ya posicionados.

Se realizó un segundo trabajo de acidificación en la misma arena inferior y se la fluyó. A la par se desarrolló una prueba de presión PBU a la arena superior. Esta prueba indicó que en la arena superior también había daño en la formación, aunque reducido, era suficiente para afectar su producción. Entonces se decidió acidificar la arena superior.

En la siguiente operación se efectuó la esti45

PRODUCCIÓN

F

Figura 6. Evaluación de daño en la formación de la arena inferior

Figura 7. Evaluación de daño en la formación de la arena superior

mulación ácida a la arena superior, mientras en operaciones simultáneas se realizó la prueba de presión (PBU) en la arena inferior. Esta última prueba mostró que el daño en la formación de la arena inferior se eliminó.

Posteriormente, se procedió a fluir y evaluar la arena superior. En este caso una sola estimulación matricial fue necesaria para remover el daño a la formación en esta arena. La secuencia de eventos representada en presiones anulares contra el tiempo se observa en la figura 5.

Los análisis de las pruebas de presión en tiempo real se aprecian en la figura 6, para la arena inferior y en la figura 7, para la arena superior.

La diferencia en la inversión monetaria realizada inicialmente al instalar la completación inteligente compacta fue 7% mayor, comparada con la instalación de una completación dual concéntrica.

Pero cuando se comparan los costos de la intervención se produce un importantísimo ahorro monetario superior a 40%.

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Conclusiones Se ha confirmado lo que se estableció en la propuesta de completamiento original. Se han producido los yacimientos de manera simultánea y controlada, protegiéndolos del flujo cruzado y con un monitoreo en tiempo real que ha permitido actuar oportunamente a favor de la producción del pozo.

Durante los trabajos de estimulación se tomaron decisiones en tiempo real que repercutieron, positivamente, en la economía del pozo, ahorrando tiempo considerable y minimizando la producción diferida, que la operación pudiera generar.

La aplicación de este sistema requiere de un proceso minucioso en la selección de candidatos con ayuda y soporte de un grupo multidisciplinario (geólogos, ingenieros de yacimientos, ingenieros de producción e ingenieros de completamiento) para asegurar un resultado técnico-económico óptimo y, por ende, un beneficio inmediato con impacto a mediano y largo plazo.

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PRODUCCIÓN

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El campo Pacoa es suceptible de incrementar su producción y volver rentable su operación Ing. Hernán Poveda Zuñiga1

E 1 Hernán Poveda Zúñiga: ingeniero en Geología de la Universidad Central del Ecuador -Especialización Alta Gerencia Ejecutiva (Incae). Egresado de la Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos y Gas Natural - Universidad Nacional de Piura.

Tiene 36 años de experiencia profesional.

l campo Pacoa ubicado en el cantón Santa Elena, en la provincia del mismo nombre, en el Litoral ecuatoriano es un campo petrolero que inició sus operaciones en septiembre de 1991 con la perforación del pozo Pacoa 01. Su producción inicial era de 348 BPPD. En la actualidad fluctúa en los 60 BPPD. Las operaciones actuales son precarias debido a la falta de inversión y a la vetustez de los equipos y tubería que demandan de atención para reparación y cambio.

Los mecanismos de levantamiento reflejan pérdidas de energía por el uso de materiales de diferente naturaleza y tamaño (por ejemplo, diámetros variados) que motivan caídas de presión considerables, lo que genera la pérdida del caudal en la superficie.

El talento humano requiere capacitación e involucramiento en los frecuentes cambios en los que ha incursionado EP Petroecuador y ahora Petroamazonas EP (operadora del campo) para familiarizarse con nuevos métodos, procedimientos reglas de control, entre otros.

Finalmente para dotarle de la infraestructura, mobiliario apropiado y tecnología, particularmente, para la instrumentación y control de los fluidos.

Breve reseña histórica: • Entre 1988 y 1999, la compañía inglesa Anglo Ecuadorian Oil Fields perforó los primeros pozos en este bloque, que fueron: Aragón -1, Aragón 2, América y Aragón 3; ninguna de estas cuatro perforaciones dio resultados positivos.

• Entre 1988 y 1989, Belco perforó cuatro pozos exploratorios costa afuera: Dorado XI, Montaña X1 y Salinas, sin manifestaciones de hidrocarburos. No así en el pozo San Pablo On shore, que si mostró indicios de hidrocarburos

48

en la formación Socorro.

• En 1989, la empresa Tripetrol adquiere la concesión del bloque y perfora un total de cinco pozos que entre otras cosas define la estructura del campo Pacoa y la Mata Chivato. Hasta 1995 desarrolla el campo con 45 pozos someros cuya profundidad media es de 2 500 pies.

• En diciembre de 1998 Canadá Grande Limited adquiere 50% de las participaciones de Tripetrol y empieza a operar el campo.

• Debido a problemas legales vinculados con el feriado bancario, las participaciones de Tripetrol pasan a ser administradas por la Agencia de Garantías de Depósitos (AGD). Actualmente, la operadora es EP Petroamazonas.

Características del campo Producción: 55 - 60 BPPD BSW de 65% aproximadamente Niveles productores: B, C, D y E de la formación Socorro.

Los mecanismos de levantamiento del petróleo son dos: 1.- Bombeo mecánico: 29 pozos, de ellos cuatro con balancín accionado con motores eléctricos y 25 con motores accionados por gas.

2.- Levantamiento por pistoneo y achique en un total de 14 pozos.

El único pozo que produce por flujo natural es el Mata Chivato.

Existe un pozo reinyector para inyectar el agua de formación y evitar la contaminación ambiental.

El crudo de este campo tiene una gravedad API promedio de 31°.

Geológicamente se encuentra al norte del levantamiento de Santa Elena, al sur oeste de la falla que separa la Cordillera Chongón - Colonche.

Estratigráficamente está constituido por una PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

PRODUCCIÓN

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columna estratigráfica que contiene rocas desde Piñón en el basamento oceánico del Cretácico Superior - Paleoceno, depósitos turbidíticos del grupo Ancón CPB, Socorro, Seca, Punta Blanca y Ancón. La formación productora es el miembro superior de la formación Socorro del Eoceno medio - Superior es un flysh con un espesor promedio de 450 pies (1 480 pies), en el que se encuentran los cuatro niveles de sedimentos constituidos por delgadas capas de arenisca, con secuencias turbidíticas alternadas con capas de lutitas de color verde de origen productores B, C, D y E. Esta formación se caracteriza por tener una influencia tectónica muy alta que ha causado deslizamientos, levantamientos y otras deformaciones en los sedimentos.

El nivel D tiene una distribución continua en el campo, se caracteriza por tener salinidad de 46 200 ppm de ClNa, resistencia del agua de formación 0,15 hom–m , porosidades del orden de 20% y un espesor neto saturado de 40 pies.

El C es un nivel de areniscas considerado como el yacimiento principal tanto por la géne-

sis de su formación, cuanto por ser el de mayor contenido de hidrocarburos. Presenta resistividades del agua de formación de alrededor de 10 – 20 ohm-m, rayos gamma 24 a 32 unidades. La porosidad en este nivel es secundaria desarrollada por el tectonismo actuante.

El nivel B presenta espesores netos de 20 – 25 pies y porosidades de 25%.

El nivel E es distinto a los tres anteriores. Está constituido por una facie detrítica con aporte continental de fragmentos líticos feldespáticos con poca porosidad.

Reservas El POES se estableció en 4,8 MMBls. Actualmente, se estiman una reservas remanentes de 3 126 MMBls. La variación de la curva de la producción histórica muestra la inestabilidad administrativa y la falta de inversión para mantener las tasas de producción. Si se coteja, por ejemplo, con la historia de la perforación de pozos o con la historia de trabajos de mantenimiento se pueden explicar las causas de la caída de la producción.

Historial de producción campo Pacoa Acumulado Petróleo: 1632.94 Mbbl 100

900

Axis 1 Campo Pacoa Olicaiday (bbl/d)

800

Axis 2

90

Watercalday (bbl/d)

80

BSW (%) Campo: Pacoa

700

70

600

60

500

50

400

40

300

30

200

20

100

10

0

1992 93

94

95

96 97

98

99 2000 01

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

0

BSW (%)

Producción diaria (bls)

1000

Figura 1. Fuente: Activos del campo Pacoa “Plan de Desarrollo del Campo Pacoa 2011” 49

PRODUCCIÓN

F

Figura 1. Balancín para bombeo mecánico

Presiones del yacimiento Poca es la información al respecto, pero, se conoce que Halliburton utilizó algunos modelos para realizar un análisis de presiones, el mismo que estableció las iniciales para cada nivel productivo y las presiones de burbuja, los caudales totales y acumulados.

Producción La producción por flujo multifásico, el comportamiento intermitente de la energía del yacimiento y la baja producción de los yacimientos permiten la recuperación del petróleo mediante dos o tres mecanismos de levantamiento: • Bombeo mecánico: 29 pozos • Swab o pistoneo: 14 pozos • Flujo natural: 1 La producción se recoge en cisternas y de allí se envía a los tanques de almacenamiento por tubería de líneas de flujo de diferente material (acero al carbono y manguera flexible de PVC) y varios diámetros 2 3/8” 2 7/82, generalmente en muy mal estado de mantenimiento, lo cual produce fugas, liqueo y otros problemas de pérdida de fluido y contaminación ambiental.

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Las completaciones son sencillas tanto para el levantamiento por bombeo mecánico cuanto para el levantamiento por Swab como se ilustra en estas figuras 3 y 4.

Facilidades El campo cuenta con tres estaciones de producción: Norte, Central y Sur con capacidad de almacenamiento de 6 500 Bls. Estas estaciones disponen de cisternas de recepción, tanques de lavado, tanques de surgencia y tanques de carga, maniflods. Aunque hay pozos en los que se evacúa el crudo recolectado en tanques ambulatorios mediante vacums.

Alternativas para elevar el factor de recobro Hay varias alternativas que por sí solas o combinadas pueden elevar el factor de recobro y aumentar la producción a niveles atractivos a la inversión en este campo, entre estas se citan: 1. Perforar nuevos pozos: La subgerencia de Exploración y Desarrollo de la entonces Petroproducción, en 2011, ya sugirió la perforación de 20 pozos nuevos a base de un estudio de sísmica 2D y 3D que debía realizarse como actividad previa.

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

PRODUCCIÓN

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Unidad de bombeo Guaya Elevador Prensa estopa

Leva pulida

Línea de flujo Cabezal

Conexión revestidor línea de flujo

Sarta de varrillas Revestidor

LUBRICADOR HIDRÁULICO UNIÓN DE ALIVIO TUBO DE 27/8+ 03 1/2+ UNIÓN DE GOLPE VÁLVULA FLOW CONTROL DE 3+

Eductor Gas

TEE DE 3 1/2 + LP CON SALIDA DE 2+ STD

Tubería de producción Tubing Casing

REDUCCIÓN DE 3 1/2+ A 23/8+ 03 1/2 + A 27/8+ CASING DE 5 1/2+ 04 1/2 +

Pomp

Pistón Válvula viajera

TUBING 23/8+ 027/8+ Oil + Gas

GUARDACABO SWIVEL TUBULAR JAR

Oil

Válvula fija

Bomba de subsuelo

MANDRIL Y COPA

PETROLEO

2. Un análisis Nodal actual reflejaría las pérdidas de energía en cada punto del sistema de producción revelando las acciones que deben tomarse en cada nodo, para elevar el factor de recobro y bajar los costos de operación aumentando la eficiencia 3. Un rediseño del sistema de bombeo mecánico redefiniendo la capacidad de las bombas, diámetro de varillas y, recorrido de las mismas, uso de motores a gas en los balancines, entre otros, igualmente contribuiría al aumento de la producción.

4. Analizar la posibilidad de cambiar el sistema a un Plunger Lift es otra alternativa válida a considerar.

5. Aplicar planes de mantenimiento y recambio de partes y piezas del sistema con elementos nuevos y más eficientes.

6. Implementar sistemas automáticos de control de flujo y pérdidas de presión.

7. Recapacitación al personal de técnicos, operadores administrativos, dotándoles de nuevos métodos y procedimientos, contribuiría enormemente al incremento de la eficiencia de este campo.

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

Figura 3 (izquierda).

Completación para bombeo mecánico Figura 4 (derecha).

Completación para levantamiento por Swab

8. Aplicar políticas de talento humano apropiadas al medio.

9. Aplicar y supervigilar procedimientos eficaces de control ambiental, de salud y seguridad laboral para evitar reclamos de la comunidad y pagos de indemnizaciones.

Obviamente, para determinar el monto de las inversiones que haga rentable este campo deben realizarse varios estudios como pueden ser: • Definir el modelo geológico del campo para determinar la sedimentología y estratigrafía detalladas, que orienten el desarrollo del campo.

• Definir el modelo dinámico para conocer el potencial real del petróleo recuperable.

• Realizar un levantamiento sísmico 2D y 3D para afinar las zonas geográficas de mejor desarrollo y potencial.

• Simulaciones numéricas a fin de determinar el número ideal de pozos que deben perforarse y la asignación de las tasas de producción más eficientes. En definitiva, es un campo relativamente joven, con un potencial interesante, que requiere de un tratamiento gerencial integral para volverse atractivo a la inversión.

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PUBLIRREPORTAJE

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Reinyección de desechos de perforación Los campos petrolíferos localizados en la selva tropical del Ecuador presentan desafíos únicos desde que estas áreas son ambientalmente sensibles. Sus selvas amazónicas también son hogar de muchas tribus indígenas.

Cada etapa de las operaciones de perforación impacta este entorno. Por ello, los operadores deben identificar las estrategias más eficientes de gestión de residuos de perforación para minimizar el impacto ambiental, un requisito especialmente crítico por la biodiversidad de la selva.

Cuando se perfora en este ambiente, las dos principales áreas de preocupación son la contaminación y la deforestación. Los contaminantes químicos relacionados con las operaciones de perforación incluyen petróleo crudo y sus componentes, químicos utilizados en estas actividades, así como recortes que contienen fluido de perforación residual.

El equipo de Baroid en Ecuador identificó una oportunidad con la compañía petrolera nacional buscando una solución ambiental relacionada con las piletas de perforación que almacenan recortes y desechos de pozos anteriores. Después de revisar las tecnologías disponibles, se determinó que la tecnología de re-inyección de cortes (CRI) era la más adecuada para lograr los objetivos de la operadora minimizando el impacto ambiental.

Las principales ventajas que proporcionan la tecnología CRI son: • Reduce el impacto medioambiental negativo por el desecho en superficie de residuos de perforación, lavado de equipos, aguas servidas y agua de lluvia acumulada en las piletas de desechos.

• Elimina la capacidad de almacenamiento en la superficie.

• Reduce los riesgos de transporte de los desechos fuera de la locación sensible.

Desde el inicio hubo muchos desafíos porque este tipo de tecnología nunca había sido aplicada en el Ecuador. El grupo de consultoría de Halliburton realizó estudios de factibilidad y de ingeniería de diseño, que determinen un escenario favorable para la inyección de recortes.

Se usaron datos de geología, petrofísicos, modePGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

lo geomecánico y estado mecánico de los pozos candidatos, que junto con otras herramientas y ecuaciones, determinaron la respuesta de las zonas a la inyección de la lechada de recortes. Este flujo de trabajo logró predicciones precisas de la respuesta de presión y proporcionó parámetros optimizados para el diseño final.

La etapa de ejecución del proyecto se realizó siguiendo los procesos técnicos de Baroid. El trabajo fue identificado como Critical First Well Execution. Antes de la operación, el equipo de Baroid Surface Solution (BSS) compiló todos los documentos disponibles y se cargaron en el HMS local.

No sólo fue la primera vez que este tipo de tecnología se desplegó en el Ecuador, sino también se perforó un pozo en una de las zonas más sensibles del país. Los recortes de perforación y residuos producidos por el pozo se inyectaron diariamente en la formación siguiendo todos los procedimientos operativos de CRI. La preparación diaria de la mezcla reunía todas las propiedades físicas, tamaño de partícula, densidad y parámetros geológicos dados en el estudio de factibilidad. Los parámetros de inyección tales como la presión y el caudal suministrado por la simulación fueron muy similares a los obtenidos durante la ejecución del trabajo.

Descripción de la operación El volumen total de cortes y residuos generados durante las operaciones de perforación es considerable (24 000 bls) y es necesario disponerlo en la locación. La reinyección de cortes de perforación (Cuttings Re-Injection-CRI) aparece como una alternativa económicamente práctica y adecuada para el manejo de desechos reduciendo el impacto ambiental.

El proceso involucra el traslado y recolección de los sólidos y líquidos mediante diversos equipos que degradan, mezclan y acondicionan los residuos convirtiéndolos en una lechada estable con propiedades definidas. Luego será bombeada a través de una fractura hidráulica en la formación receptora, en la que permanecerá totalmente aislada de forma definitiva.

La reinyección de cortes (CRI) se compone de

PERFORACIÓN

Harold Ospina Florez1, Luis Romero Carvajal2

1 Harold Ospina Florez: ingeniero de Petróleos de la Universidad América de Bogotá - Colombia.

20 años de experiencia, principalmente en el área de fluidos de perforación y completamiento en Colombia, Argentina y Dubai.

2 Luis Romero Carvajal: químico analítico de la Pontificia Universidad Católica del Ecuador.

Tiene experiencia en el manejo de desechos de perforación y control de sólidos en países como Colombia, Perú, Brasil y Ecuador.

53

PERFORACIÓN

F

Figura 1. Bombas centrífugas y tanques para la preparación de la lechada - Hammer Mill

dos etapas: molienda e inyección. La primera es el conjunto de sistemas combinados de degradación y control granulométrico de los desechos de perforación para formar una lechada de inyección. La figura 1 muestra el equipo usado para la molienda, el Hammer Mill, las bombas y los tanques para la preparación de la lechada.

La segunda es referente a la disposición de la lechada de inyección en el subsuelo mediante la aplicación de fracturamiento hidráulico.

Un total de 21 121 BBL de lechada fue reinyectada con éxito en un pozo de desecho. Para su preparación se reutilizaron los fluidos descartados incorporando los sólidos y ripios de perforación. Con ello se maximizó el aprovechamiento 54

de recursos y se minimizó el consumo de agua como base de la lechada.

La figura 2 muestra el flujo de trabajo de toda la operación La tasa de inyección aplicada fue de 4 a 4,2 BPM y los resultados indicaron que, para el volumen promedio de lechada no se obtienen variaciones significativas en el comportamiento de presiones durante su bombeo.

La máxima presión alcanzada fue 1 806 psi durante el bombeo del postflujo. Esto garantiza que los revestidores en el pozo y el equipo preventor en superficie no fallaran al estallido con estas presiones.

La variación en la presión final de inyección PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

F

CAPTACIÓN DE FLUIDOS TANQUE DE CORTES (200 BBL)

DESECHOS DE PERFORACIÓN

SELECCIÓN DE TAMAÑO DE PARTÍCULA (SHAKER)

ALMACENAMIENTO EN TANQUE DE AGUA (500 BBL)

ALMACENAMIENTO EN TANQUE DE CORTES (500 BBL)

TRANSFERENCIA A TANQUE DE LECHADA (200 BBL) MEDICIÓN DE PARÁMETROS FÍSICO-QUÍMICOS

CONTROL GRANULOMÉTRICO (HAMMER MILL)

PERFORACIÓN

AGUA FRESCA

ADICIÓN DE AGENTES QUÍMICOS DE CONTROL

ALMACENAMIENTO EN TANQUES VERTICALES (500 BBL) INYECCIÓN DE LECHADA A LA FORMACIÓN REPORTE

respecto a los valores estimados se asocia a la fricción en la tubería.

La primera etapa o preflujo es utilizada como indicador de una correcta comunicación entre los equipos de transferencia de fluido, la unidad de bombeo y el pozo inyector. La tasa de inyección en esta fase obedece a un incremento progresivo desde 1 a 4 BPM de agua fresca. Una vez que se comprueba la admisión del pozo se pasa a la fase del bombeo de la lechada.

La segunda etapa corresponde a la inyección de la lechada de ripios de perforación. La tasa de bombeo es progresiva incrementándose desde 1 hasta 4,2 BPM, valor que se mantiene a lo largo del bombeo.

Las presiones en superficie registradas en esta etapa fueron entre 1 028 a 1 935 PSI, valores contemplados en el estudio de factibilidad. La fluctuación de presión es característica del proceso de fracturamiento de la formación, en la que el fluido inyectado alcanza picos de presión.

Este valor decrece el resultado de la conexión con otra sección porosa de la formación, lo que se evidencia en una disminución de presión.

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

Figura 2. Flujo de trabajo de toda la operación de CRI

Finalmente, la tercera etapa o postflujo corresponde a la fase de limpieza de la línea de bombeo y tubing y, posteriormente, el desplazamiento de la lechada en la formación receptora.

Se registró un valor máximo correspondiente a 2 150 PS. La presión en superficie presenta valores más altos con respecto a la etapa de bombeo de la lechada. Esto debido a que la tasa de bombeo alcanza picos de hasta 6 BPM con un fluido de menor densidad (8,34 PPG).

Conclusiones El equipo BSS fue capaz de reinyectar con éxito todos los cortes y residuos de perforación: un total de 21 121 BBL de acuerdo con las políticas de Halliburton de HSE y SQ. Para referencia futura no se necesitará más espacio para construir piletas de desechos en zonas sensibles y esta buena práctica se extenderá a todas las locaciones de perforación, en el lugar en el cual estén ubicadas. Además, todos los desechos almacenados en piletas y fosas existentes pueden ser reinyectados en el futuro eliminando pasivos ambientales.

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PUBLIRREPORTAJE

F

Tecnología de circulación continua Ready Rig en los equipos de perforación

L

a innovación tecnológica significa brindar a los proyectos de perforación de pozos de gas, aceite y geotérmicos una mayor capacidad en lograr alcanzar sus objetivos. Existe el compromiso de proporcionar tecnología en una metodología Ready Rig disponible en el equipo de perforación para cuando el cliente la requiera.

En la perforación rotatoria convencional, la circulación del fluido se detiene cada vez que se realiza una conexión en la sarta de perforación.

La tecnología de circulación continua llamada Non Stop Driller (NSD), permite mantener la circulación interrumpida del fluido de perforación, en el fondo del pozo, mientras se realizan las conexiones necesarias en la sarta, dando la continuidad a la perforación y también durante los viajes de tubería en agujero descubierto.

La técnica de circulación continua es considerada una variante de la perforación con flujo controlado (MPD), una forma de mantener la

presión en el fondo de pozo constante (CBHP) en todo el perfil del espacio anular. Básicamente se optimiza en el manejo de la presión de bombeo, lo que es fundamental para evitar las comunes problemáticas, debido a que de manera directa se controla la presión en fondo del pozo. En la figura 1 se muestra el ensamble de válvulas hidráulicas con sistema de automatización PLC en donde se realizan las derivaciones de flujo en superficie en el equipo de perforación de manera remota.

La aplicación de la tecnología minimiza las variaciones de los parámetros de perforación, lo que se refleja en un régimen de flujo con un estado estable. Se mantienen las propiedades del fluido de perforación en condiciones, logrando una óptima hidráulica y el incremento en la tasa de penetración.

Objetivos: • Minimizar la inestabilidad del agujero • Optimizar la limpieza del pozo

PERFORACIÓN

Ing. André Perales 1

1 André Perales ingeniero mecánico administrador de la Universidad Autónoma De Nuevo León - México.

Experto en aplicaciones de tecnologías para incrementar el performance, reducción de problemáticas durante la perforación y en control de pozo. Ha desempeñado varios cargos en México, Estados Unidos y Canadá.

HPU

BLEED LINE OUTLET MUD PUMP INLET

NITROGEN INLET

OUTLET TO RISER

OUTLET TO STAND PIPE

Figura 1. Instalación típica del sistema y sentido de flujo para la perforación PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

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F

PERFORACIÓN

• Mantener la integridad de la formación • Minimizar la pérdida de circulación hacia la formación.

El método de circulación continua evita la interrupción del flujo del pozo durante las conexiones de tubería, elimina el tiempo posible de condición estática y proporciona precisión manejo en el control constante de la Densidad Equivalente de Circulación (DEC). Cuando la circulación se interrumpe, la presión hidrostática permanece por debajo de la presión de poro de la formación y se producen influjos no deseados.

La limpieza del pozo es importante para evitar pegaduras por empaquetamiento de tubería, el beneficio de que el fluido de perforación tendrá la capacidad de transportar en manera continua los ripios de formación suspendidos en el mismo, ya sea por el corte de la barrena o por derrumbes de las paredes del agujero. La tecnología de circulación continua es realizada de manera segura y eficaz, para mantener el pozo en circulación constante (estado dinámico) durante todas las fases de la perforación.

Con la tecnología de circulación continua se

APLICACIONES Pozo tipo

Exploratorio

Horizontal alcance extendido

HP/HT

UBD/MPD

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Justificación •Incertidumbre en cuanto al gradiente de presión de poro y fractura •Minimizar posibles TNP’s

Beneficios

•Mantener DEC constante en todo el perfil del agujero •Incremento en la seguridad de la operación • Minimiza la probabilidad de influjo

•Exposición estática en agujero descubierto horizontal •Pobre limpieza del agujero debido a alto ángulo de inclinación

•Minimiza exposición a atrapamientos •Mantiene el agujero en calibre •Mantiene constante el perfil del flujo y la velocidad de flujo anular para el óptimo acarreo de recortes •Evita la activación de gel en fluidos durante conexiones y/o viajes

•Minimizar la exposición estática del fluido de perforación en todo el perfil del agujero •Mantiene integridad de la formación

•Evitar fluctuaciones sobre la temperatura en el fondo del pozo •Minimizar degradación de propiedades del fluido de perforación •Minimizar riesgo de influjos •Minimizar la temperatura de fondo del pozo debido a circulación continua •Extender la vida útil de las herramientas direccionales y motores

•Optimizar proceso de perforación no convencional •Proporcionar mayor seguridad a las operaciones •Minimizar pérdidas de circulación •Minimizar fluctuaciones de presión y temperatura en fondo del pozo •Permite alcanzar mayores profundidades durante un solo intervalo.

•Minimizar tiempos de conformar agujero debido a torque y arrastre •Eliminar el tiempo excesivo dedicado a circular para limpieza de pozo •Elimina las presiones de cabeza del pozo durante las conexiones •Proporciona circulación continua de fluidos bifásicos (líquido y gas) durante las conexiones •Elimina los tiempos excesivos de conexión (desplazar fase líquida a NRV válvula de contrapresión) y despresuriza el volumen de nitrógeno en el interior de TP a la superficie •Elimina el tiempo dedicado a restablecer la circulación y la estabilización del sistema bifásico posterior a las conexiones

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Componentes del sistema El ensamble de válvulas derivados de flujo sistema de activación remota PLC automatizado con válvulas hidráulicas 4-1/16” para una presión de trabajo de 5 000 psi. Se cuenta con un sistema de alivio de presión integrado (PRV) y

dos sensores de presión y manómetros para lectura de bombeo en Stand pipe y de la derivación durante conexión.

El sistema de conexión rápida está compuesto de una tubería flexible de alta presión con presión de trabajo de 5 000 psi y 600 gpm de flujo durante la derivación.

Además, diseño único y patentado del sustituto de circulación con válvula de bola y puerto lateral de inyección, con una longitud de 83 cm, diseños disponibles para tuberías de perforación de 5” NC50 y 4-1/2” NC46.

PERFORACIÓN

mantiene un régimen de presión y temperatura con mínimas variaciones en el fondo del pozo.

Esto evita golpes de arietes (presión) hacia la formación y, en consecuencia, elimina potenciales escenarios de colapso/fractura.

Figura 2. Ensamble derivador de flujo

Figura 3. Conexión rápida

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

Figura 4. Corte transversal del sub de circulación continua 59

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PERFORACIÓN

ROP (m/hr)

10 5

Deslizando

3 958

3 957

3 956

3 956

3 956

3 956

3 956

3 956

3 956

Mete barrena 8-1/2” con circulación continua NSD a fondo perforado

Homogenizando fluido bifásico

Bombeo de N2

Rotación

3 956

3 956

3 956

3 956

3 956

3 956

3 956

15

3 956

Caso REAL

Perfora

Profundidad del agujero

0 15:30

16:30

17:30

18:30

19:30

20:30

21:30

60 50

300

40 30

200

20

100

Tasa de bombeo

Inyección de N2

10 0

0 14:30

15:30

16:30

17:30

18:30

19:30

20:30

21:30

125

1 600

Posición de gancho, ft / ROP int, m/hr

115

Posición del gancho

105

1 400

Presión de bombeo Presión NSD

95

1 200

Nivel de presas

85

1 000

75 65

800

55 600

45 35

SPP (psi) / Nivel en presas (Bbl)

Tasa de bombeo (gpm)

400

Inyección de N2 (m3/min) & Retorno de flujo %

14:30

400

25 200

15 14:30

15:15

16:00

16:45

17:30

18:15

19:01

19:46

20:31

21:16

Figura 5. Comportamiento de los parámetros de perforación durante conexiones NSD

El objetivo principal del caso, en conjunto con aplicación bajo-balance, es minimizar la pérdida de circulación y evitar severos daños al reservorio a 3 956 m de profundidad vertical.

Operación: Se realizó un viaje previo para cambiar el motor y se colocó nitrógeno en el sistema con una inyección de N2 de 55 m3/minuto, para, posteriormente, homogenizar el fluido bifásico con un bombeo líquido de 260 gpm y alcanzar una ECD de ~ 0.46 gr/cc.

Reto: Debido al bajo gradiente de presión, por ser una zona naturalmente depresionada y con fracturas (estrecha ventana operativa Pp-Gf), los registros de fluidos perdidos hacia la forma60

ción en pozos circunvecinos alcanzan > 1 000 m3 de fluido base aceite.

Solución: Con la aplicación de la tecnología se observan cuatro conexiones de tubería mientras se introduce la barrena con bombeo ininterrumpido, optimizando los tiempos dedicados al proceso de conexión, evitando tiempos de desestabilización/ estabilización del sistema y manteniendo un nivel estable en presas, minimizando la pérdida de circulación < 200 metros cúbicos durante la perforación.

Resultado: Reducción de costos relacionados con la implementación de la tecnología $1 millón por agujero descubierto en zona productora.

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

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Estándares y sistemas de certificación para la exploración y explotación de O&G Ing. Sebastián Valdivieso1

E

AMBIENTAL

1 Sebastián Valdivieso, ingeniero Ambiental de la Universidad Internacional SEK, Ecuador. Por más de 17 años ha trabajado en las áreas de salud ocupacional, seguridad industrial, ambiente y relaciones comunitarias en operaciones up-stream tanto en Ecuador como en Siria.

Ha sido consultor en Ecuador, Libia, Colombia, Perú y Bolivia.

62

n los últimos 40 años y, especialmente, durante la última década el desarrollo de sistemas de certificación y estándares sociales y ambientales ha sido fundamental en el avance de la industria del petróleo y gas (O&G).

En parte, por la necesidad de ejecutar algunos proyectos de interés nacional que salvaguarden las operaciones, los activos y las inversiones. Pero también por la creciente presión de la sociedad nacional para implementar los conceptos y las herramientas necesarias, que promuevan la sostenibilidad en la ejecución de todo tipo de actividad industrial, incluida la provisión de recursos energéticos.

La industria de O&G tiene una larga historia de desarrollo e implementación de buenas prácticas sociales y ambientales que se han ido transformando en estándares, guías y referencias, para las empresas que se dedican a las actividades de exploración y producción.

Sin embargo, debemos reconocer que solo hace pocas décadas se ha impulsado su aplicación de una manera sistemática, especialmente, cuando las operaciones se desarrollan en áreas de alta sensibilidad ambiental y social.

Desgraciadamente, a pesar de que la misma industria de O&G fomenta el desarrollo de sistemas de certificación, estándares y guías sociales y ambientales existen aún muchas empresas, ejecutivos y empleados que ignoran la existencia de recursos de altísima calidad desarrollados por la industria, para la industria. Esto en lo que respecta a temas ambientales, sociales, de salud y seguridad ocupacional y que sirven para procurar la ejecución de proyectos de manera responsable con un enfoque claro hacia la sostenibilidad.

¿Qué recursos existen?

En 1974 la industria de O&G organizó el E&P Forum para que la represente en foros internacionales preocupados por la regulación de la exploración y producción de petróleo. Uno de los foros más importantes fue en 1975 organizado por las Naciones Unidas (ONU) para promover un desarrollo industrial respetuoso del ambiente. Este foro originalmente se llamó UNEP IE y es, en la actualidad, la División de Tecnología, Industria y Economía (DTIE, por sus siglas en inglés) del Programa de la Naciones Unidas para el Medio Ambiente (Puma). De esta interacción entre el E&P Forum y la entonces UNEP IE, conjuntamente con otros sectores industriales, nacieron una gran cantidad de iniciativas y programas tales como el Apell, para la prevención de accidentes industriales; OzonAction, para mitigar la destrucción de la capa de ozono; Energy, para la promoción de energías renovables y la eficiencia energética, entre otros que todavía se mantienen vigentes.

Posteriormente, el E&P Forum se transformó en la Asociación Internacional de Productores de Petróleo y Gas (OGP) y ha sido un puntal en el desarrollo de la industria de O&G a nivel global.

Probablemente, OGP es una de la principales fuentes de generación de estándares y guías sobre temas de ambiente, salud y seguridad ocupacional, además de temas propiamente operacionales.

En la actualidad forman parte de OGP las principales empresas de O&G del mundo y trabajan de manera colaborativa en el desarrollo de herramientas de gestión y estándares técnicos, tanto para exploración, producción y para actividades on-shore como offshore. La página de OGP es de libre acceso y existe una librería donde se puede tener acceso a la base de información

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Trabajo coordinado Todas estas instituciones trabajan de manera coordinada buscando el beneficio de la industria. Por ejemplo, para la generación de estándares sobre exploración en áreas sensibles, además de las empresas miembros de OGP participó la IAGC. O en el caso de las guías para operaciones aéreas, se utilizó como principal insumo las normas de la Organización Internacional de Aviación Civil (ICAO, por sus siglas en inglés).

Es decir, existe una estrecha cooperación y colaboración a nivel global que reúne a lo mejor de cada una de las áreas relacionadas a la industria de O&G. A nivel regional se debe mencionar en Latinoamérica a Arpel, la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe. Esta es una organización que ha promovido, con gran voluntad aunque con cierta irregularidad, el programa Energía, Ambiente y Población (EAP) para promover el diálogo tripartito entre la sociedad, los gobiernos y la industria de O&G y PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

generar un nuevo paradigma, que permita la ejecución de proyectos en un marco de respeto a la sociedad y la naturaleza. Su página es www. arpel.org Cuenta con recursos muy importantes entre los que destacan los sistemas de gestión social que debe ser uno de los únicos a nivel global desarrollado, específicamente, para O&G. Existen muchas otras organizaciones, de igual importancia, pero en este artículo se mencionan las más relevantes, especialmente para el entorno regional. ¿Qué opina la industria sobre los estándares?

En 2010, OGP hizo pública una declaración sectorial sobre el desarrollo de estándares para la industria (OGP, reporte n.º 381). A través de ella, las empresas manifiestan su total alineamiento con el desarrollo de nuevas iniciativas y estándares, pero se recalcan tres condiciones fundamentales.

En primer lugar que el desarrollo de estándares debe ser realizado con un enfoque global para evitar que su aplicación sea muy específica y, por lo tanto, auto-restrictiva en cuanto a su efecto en otra operación. En segundo lugar se debe evitar duplicar esfuerzos, que es cuando ya existe la misma o similares iniciativas que se están ejecutando. Por último, los nuevos desarrollos deben ser costo - efectivos para que las soluciones no sean inviables por razones económicas.

Adicionalmente a estos tres elementos, OGP también manifiesta un total respaldo, coordinación y cooperación con otros organismos técnicos de O&G como API, ASTM, ASME, UL, entre otros.

En ese mismo año, OGP publicó otro reporte (OGP, reporte n.º 426), sobre el uso de estándares por parte de los entes reguladores. En este se analizan los casos de 13 países para entender cómo los reguladores utilizan los estándares dentro de sus propias regulaciones.

El principal hallazgo fue que los reguladores consideran que las normas y estándares internacionales, en este caso de la industria de O&G, son importantes ya sea para desarrollar nueva legislación o para incorporarlos en la existente.

Sin embargo, la industria también hace clara su posición sobre las dificultades que representa la gran diversidad de normas, en algunos casos contradictorias o en otros confusa y del reto de adaptación que supone operar en esas condiciones.

AMBIENTAL

sobre estándares de la industria. La dirección de la página es www.ogp.org.uk Cuando se habla de responsabilidad empresarial y sostenibilidad los temas van más allá de la salud y seguridad ocupacional y el ambiente, para ello se debe revisar otro recurso importante de la industria: la Asociación de la Industria de Petróleo y Gas para Asuntos Ambientales y Sociales (Ipieca, por sus siglas en inglés). Esta organización se fundó en 1974, con sede en Londres, a raíz de la creación del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (Pnuma) y es al igual que OGP, una iniciativa de la misma industria en respuesta a las necesidades de desarrollar proyectos bajo un marco de sostenibilidad global. En la actualidad representa la mejor fuente de consulta sobre temas ambientales y sociales para la industria. La mayoría de los contenidos de Ipieca son públicos, salvo algunos documentos que, por su naturaleza, están disponibles solamente para sus miembros. Se puede visitar su página en www. ipieca.org Al hablar de estas organizaciones es importante recalcar que si bien pueden ser las más relevantes, no son las únicas. Existen muchas otras como la Asociación de Contratistas de Perforación (IADC, por sus siglas en inglés) o la Asociación de Contratistas de Geofísica (IAGC, por sus siglas en inglés).

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La industria considera que con el tiempo las legislaciones nacionales estarán mucho más alineadas con los estándares internacionales favoreciendo un desarrollo de proyectos más coherente y consistente a nivel global.

AMBIENTAL

Sistemas tradicionales de certificación La industria de O&G no ha estado ajena a la implementación de estándares certificables como los sistemas de gestión ISO, ya sea 14 001 para ambiente o 9 001 para calidad. Desde finales de 1990 estos sistemas de gestión certificable han ido ganando, progresivamente, mucho espacio en la industria.

Desde hace aproximadamente una década, a estos sistemas se suma la implementación del sistema de gestión de salud y seguridad ocupacional OHSAS 18000. Estos tres sistemas se transformaron en la columna vertebral de la gestión administrativa que se enfoca en la mejora continua, a través del círculo de Deming para planificar, hacer, verificar y actualizar (PDCA por sus siglas en inglés).

Si bien estos sistemas cambiaron radicalmente la gestión administrativa en sus respectivas áreas, también crearon exigencias burocráticas muy importantes para atender la carga de manejo documental, actualización de procesos, auditorías, entre otras actividades.

Esto a su vez ha significado que los supervisores de calidad, salud, seguridad y ambiente dediquen mayor tiempo en trámites propios de los sistemas de gestión, en lugar de enfocarse más en el trabajo de campo, donde se ve el desempeño real de las operaciones.

La industria está trabajando para evitar estos problemas y lo hace, principalmente, a través de la integración de sistemas para centralizar procesos, unificarlos y reducir cargas administrativas y reenfocar a los profesionales al trabajo preventivo de campo.

Sin embargo, a pesar de los inconvenientes que se generan y que son propios del desarrollo de mejores herramientas de trabajo, es indudable el valioso aporte de los sistemas de gestión certificables, para el mejoramiento del desempeño de las operaciones de O&G. Sistema EO: una nueva iniciativa para la industria Si bien se han mencionado las herramientas 64

tradicionales para la gestión responsable de un campo, aún hay mucho camino por recorrer.

Lo que antes eran temas sociales y ambientales relativamente simples en su concepción ahora incorporan nuevos elementos, prácticas, necesidades y, por lo tanto, exigen nuevamente a la industria subir algunos escalones en cuanto a los compromisos empresariales frente a la sociedad.

Un tema muy claro es la incorporación de compromisos sobre derechos humanos en las operaciones y, sobre todo, un mejoramiento de sus prácticas, con el fin de promover el respeto a estos derechos a todo nivel en la organización y, especialmente, en la ejecución de proyectos en el campo. Los principios voluntarios en seguridad y derechos humanos reflejan el momento en el que estamos entrando y hacia donde se dirigirá la industria en las próximas décadas.

Otros elementos tienen que ver con la necesidad de implementar acciones a nivel de la industria para mitigación y adaptación al cambio climático. Para ello se necesita que las empresas desarrollen elementos nuevos dentro de sus sistemas de gestión o que adapten los existentes.

Dentro de los estándares a ser implementados están las guías para el reporte de emisión de gases de efecto invernadero publicado por OGP el 31 de mayo de 2011. Todo esto de la mano de investigación y desarrollo enfocado específicamente a estas áreas.

Por otro lado, también se han desarrollado estándares que se enfocan en mejorar la calidad del relacionamiento entre las comunidades y los operadores de O&G. Un ejemplo es la serie de estándares AA1 000 (AccountAbility) que busca construir una nueva calidad de relación con los grupos de interés, desde su apropiada identificación hasta su involucramiento efectivo en ciertos aspectos de la operación que los pudieran afectar. Como una respuesta a estos nuevos requerimientos, Equitable Origin (EO) promovió desde 2009 una iniciativa que se fundamenta en una nueva forma de entender el desarrollo de los estándares de responsabilidad empresarial, mediante de la construcción colectiva y acordada entre los distintos grupos de interés. Esta iniciativa es el sistema EO™ (figura 1).

Las herramientas del sistema EO™ El sistema EO™ cuenta con tres pilares. Primero, un estándar desarrollado con los grupos de interés de la industria en el que participaron PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

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Un mecanismo de mercado que vincula la producción responsable con el consumo ético de derivados

PGE PETRóLEO & GAS - NOVIEMBRE 2014

se articulan alrededor de algo que para EO es su valor principal: la credibilidad. Tanto la forma en la que fue concebido el estándar EO100™, así como el aseguramiento de la calidad de los procesos de verificación generan el valor agregado hacia la sociedad y proveen de valor real a los certificados EO™. ¿Qué contiene el estándar EO100?

El estándar EO100™ está compuesto de seis principios que son su columna vertebral (figura 2) y que representan las áreas en las que se desarrollan las actividades de responsabilidad empresarial.

PRINCIPIOS DEL ESTÁNDAR EO100™ Existen seis principios del estándar EO100TM que abarcan asuntos gubernamentales, sociales y ambientales relacionados con la producción de petróleo y gas.

1. Gestión corporativa, rendición de cuentas y ética.

AMBIENTAL

organizaciones indígenas, instituciones del Estado, empresas petroleras (la colaboración de Petroamazonas fue fundamental en esta iniciativa), de servicios, universidades, consultores y organizaciones no gubernamentales.

Estos grupos trabajaron durante dos años generando el estándar EO100™ en el que se recopilan, en seis principios, 62 disposiciones y 211 cotas de desempeño (requisitos), los compromisos adquiridos entre los distintos grupos de interés con el objetivo de garantizar una operación de O&G en armonía con su entorno. Disminuyendo así los riesgos operacionales relacionados a temas sociales.

Un segundo elemento es un proceso de verificación independiente que revisa la conformidad de la implementación del estándar EO100™ en las operaciones. No se trata solamente de una auditoría de la conformidad, sino que es todo un proceso a través del cual EO procura garantizar que el mejor recurso humano, apropiadamente evaluado y calificado, aplique las más altas normas internacionales de auditoría. Una vez que la auditoría se ha realizado, un grupo externo e independiente revisa los resultados y las recomendaciones, previo a la toma de una decisión sobre la certificación. El tercer elemento y, probablemente, lo más innovador del sistema es la emisión de certificados EO™, que pueden ser comercializados para generar un reconocimiento económico a aquellas empresas que se han comprometido e implementado, efectivamente, los más altos estándares de responsabilidad empresarial en sus operaciones. Es un mecanismo que une al productor responsable de O&G con el consumidor responsable de derivados de hidrocarburos generando un círculo virtuoso alrededor de esta iniciativa.Estos tres elementos

Figura 1.

El sistema EO™ es un conjunto de herramientas que se articulan para buscar un diálogo entre los grupos de interés sensibles.

Esto con el fin de viabilizar los proyectos de O&G bajo un marco de diálogo permanente con las comunidades, transparencia en la gestión y rendición de cuentas.

2. Derechos humanos, impactos sociales y desarrollo comunitario.

3. Condiciones justas de trabajo y laborales.

4. Derechos de los pueblos indígenas 5. Cambio climático, biodiversidad y ambiente.

6. Gestión del ciclo de vida del proyecto.

Figura 2. Los principios del estándar EO100™

Cada una de estas áreas contiene disposiciones que son los temas principales de cada principio. En la tabla 1 se pueden ver aspectos como derechos humanos, códigos de conducta, políticas ambientales, sociales, entre otras.

65

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Contenido del estándar EO100 PRINCIPIO 1

PRINCIPIO 2

PRINCIPIO 3

PRINCIPIO 4

PRINCIPIO 5

PRINCIPIO 6

GESTIÓN CORPORATIVA, RENDICIÓN DE CUENTAS Y ÉTICA

DERECHOS HUMANOS, IMPACTOS SOCIALES Y DESARROLLO COMUNITARIO

CONDICIONES JUSTAS DE TRABAJO Y LABORALES

DERECHOS DE LOS PUEBLOS INDÍGENAS

CAMBIO CLÍMATICO, BIODIVERSIDAD Y AMBIENTE

GESTIÓN DEL CICLO DE VIDA DEL PROYECTO

1.1 CUMPLIMIENTO LEGAL

2.1 COMPROMISO CON LOS DERECHOS HUMANOS

3.1 POLÍTICA LABORAL Y DE CONDICIONES DE TRABAJO

4.1 CONSENTIMIENTO PREVIO, LIBRE E INFORMADO (CPLI)

5.1 POLÍTICA AMBIENTAL

6.1 ESTÁNDARES INTERNACIONALES DE LA INDUSTRIA

1.2 GOBERNANZA, POLÍTICAS Y CÓDIGOS DE CONDUCTA

2.2 RENDICIÓN DE CUENTAS EN DERECHOS HUMANOS

3.2 TRABAJO INFANTIL

4.2 RELACIONAMIENTO Y PARTICIPACIÓN

5.2 JERARQUÍA DE MITIGACIÓN

6.2 SISTEMAS DE GESTIÓN RECONOCIDOS

1.3 CUMPLIMIENTO FIDUCIARIO Y RENDICIÓN DE CUENTAS

2.3 VIOLACIONES A LOS DERECHOS HUMANOS

3.3 TRABAJO FORZADO

4.3 IMPACTOS CULTURALES

5.3 CAMBIO CLIMÁTICO

6.3 ALCANCE DEL SISTEMA

1.4 SOBORNO Y CORRUPCIÓN

2.4 POLÍTICA DE CONSULTA Y RELACIONAMIENTO

3.4 LIBERTAD DE ASOCIACIÓN Y NEGOCIACIÓN COLECTIVA

4.4 AISLAMIENTO VOLUNTARIO

5.4 BIODIVERSIDAD Y ECOLOGÍA

6.4 ELEMENTOS INCLUIDOS

1.5 LAVADO DE DINERO / TERRORISMO

2.5 RELACIONAMIENTO JUSTO E INCLUYENTE Y CONSULTA

3.5 DISCRIMINACIÓN

4.5 USO TRADICIONAL DE LOS RECURSOS NATURALES

5.5 SUELO

6.5 ESTUDIOS DE IMPACTO ECONÓMICO, AMBIENTAL Y SOCIAL

1.6 TRANSPARENCIA Y RENDICIÓN DE CUENTAS

2.6 MANEJO Y MITIGACIÓN DE RIESGOS

3.6 SALUD Y SEGURIDAD OCUPACIONAL

4.6 CONOCIMIENTOS TRADICIONALES

5.6 AGUA

6.6 IMPACTOS SECUNDARIOS Y ACUMULATIVOS

2.7 DERECHOS HUMANOS Y PERSONAL DE SEGURIDAD FÍSICA

3.7 PLANIFICACIÓN DE RESPUESTA Y PREPARACIÓN PARA EMERGENCIAS

4.7 TRANSPARENCIA Y RENDICIÓN DE CUENTAS

5.7 AIRE

2.8 PARTICIPACIÓN Y REPRESENTACIÓN JUSTAS

3.8 DISCIPLINA Y QUEJAS

5.8 RUIDO, LUZ Y CALOR

2.9 REASENTAMIENTO

3.9 HORAS DE TRABAJO Y VACACIONES

5.9 IMPACTOS VISUALES

2.10 ASENTAMIENTOS NO CONTROLADOS

3.10 PAGOS, SALARIOS, DOCUMENTACIÓN Y TASAS

5.10 DESTRUCCIÓN DE LA CAPA DE OZONO

AMBIENTAL

DISPOSICIONES

2.11 MECANISMO DE RESOLUCIÓN DE QUEJAS

5.11 PRODUCCIÓN Y MANEJO DE DESECHOS

2.12 SALUD Y SEGURIDAD DE LA COMUNIDAD

5.12 PREVENCIÓN DE DERRAMES Y PREPARACIÓN PARA EMERGENCIAS

2.13 INVERSIÓN SOSTENIBLE EN LA COMUNIDAD

5.13 QUEMA DE GAS

2.14 OPORTUNIDADES ECONÓMICAS Y SOCIALES

5.14 MONITOREO

2.15 ACUERDOS DE DESARROLLO COMUNITARIOS (ADC)

5.15 REPORTES Y RENDICIÓN DE CUENTAS

2.16 REPORTE Y RENDICIÓN DE CUENTAS

5.16 REMEDIACIÓN DE PASIVOS AMBIENTALES 5.17 CIERRE

Tabla 1. Contenido del estándar EO100

Finalmente, cada disposición cuenta con tres niveles de cotas de desempeño o indicadores de gestión. El nivel 1 es el de las buenas prácticas.

Si una empresa desea certificarse bajo EO deberá cumplir al menos 100% de las cotas de desempeño de ese nivel. Las otras cotas son estados superiores donde las prácticas reflejan innovación y liderazgo. En la actualidad, la mayoría de 66

empresas tienen un nivel de cumplimiento entre 60% y 70% de las cotas de desempeño de nivel 1.

Esta iniciativa mira hacia el futuro con la seguridad de que las operaciones de O&G suban el nivel de desempeño a los niveles dos y tres. En ese momento podremos sentir que la industria de O&G genera un impacto positivo en sus operaciones y a nivel global. Mientras, nuestra jornada continúa.

P G E P E T R ó L E O & G AS AS - NOVIEMBRE 2014

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Donde hay un desafío está nuestra energía Allí está la razón de ser de Tecpetrol, una empresa dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas, y al transporte y distribución de gas.

Comprometida con el desarrollo de su personal, las comunidades con las que trabaja y con el cuidado del ambiente, la empresa continúa analizando oportunidades para la incorporación de nuevos negocios.

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XPak

Liner Hanger

400 ECUADOR