Page 1

No. 010 - SEPTIEMBRE 2016

IS SN 1390 - 8 81 2

2 000 EJEMPLARES

CIFRAS

Reservas Petroleras

YACIMIENTOS Y EVALUACIÓN Recuperación Mejorada por Inyección de Agua en el área Tarapoa

COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN Sistema Eficaz para la Protección de Formaciones

DOWNSTREAM El Network Planning de Estaciones de Servicios


RigHour MULTIWELL DRILLING PERFORMANCE ANALYSIS SERVICE

Proporcionando eficiencia operativa en perforación. Es un hecho: No puedes mejorar lo que no puedes medir. RigHour* Servicio de Análisis de Desempeño de Perforación Multipozo, provee un correcto entendimiento del rendimiento entre múltiples pozos calculando y comparando KPIs específicos de perforación contra el límite técnico. Su compañía puede inmediatamente evaluar el desempeño diario comparado contra los objetivos planteados y tomando en cuenta el total del tiempo no productivo así como los tiempos invisibles que ha tenido la cuadrilla. Análisis y reportes son completamente personalizables al ser una solución Web, lo que permite a los diferentes equipos colaborar simultáneamente y obtener una mejora continua en su actividades de perforación a través del tiempo. Mayor información en

slb.com/righour *Mark of Schlumberger. Copyright © 2016 Schlumberger. All rights reserved. 16-IS-190238


O

PRESENTACIÓN

La Revista PGE PETRÓLEO&GAS, es una publicación de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) y la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador, reúne información estratégica del sector y representa una herramienta de consulta oportuna sobre temas relacionados con el área hidrocarburífera. En su décima edición, la Revista PGE PETRÓLEO&GAS presenta temas como: Reservas Petroleras; Recuperación Mejorada de Petróleo; Optimización de la Producción mediante el uso del sistema de Bombeo Electrosumergible; Rezconnect™: el Primer Sistema de Pruebas de Pozo. Además, forman parte de esta edición estudios sobre: Limitaciones en el Uso de Tubing con Conexiones API; Uso de Registros de Pozos en la Obtención de Parámetros Petrofísicos y Planificación de la Red de Estaciones de Servicio.

Les invitamos a leer esta nueva edición. 4

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


I

CONTENIDO

6

Reservas Petroleras

9

Reportes

13

Estadísticas

17

Recuperación mejorada por inyección de agua en el área Tarapoa (bloque 62)

24

Uso de registros de pozo para la obtención de parámetros petrofísicos

28

Sistema eficaz para la protección de Formaciones

32

Optimización de la producción mediante el uso del sistema BES con Ahorro de Energía

38

RezConnect™: Primer sistema de pruebas de pozo DST completamente acústico en la Industria Petrolera

42

Limitaciones en el uso de tubing con conexiones API

50

NETWORK PLANING para Estaciones de Servicio

Consejo Editorial: Ing. José Luis Ziritt, Director de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador Ing. Ernesto Grijalva, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) Coordinación: Mayra Revelo Redacción y Edición: Globalcorp Diseño: Globalcorp / Juan Centeno Fotografía: Wikipedia.

Colaboradores: Juan Fernando Romero, Ernesto Grijalva, Víctor Freire Proaño, Esteban Mora, Fabricio Castellanos, Juan Carlos Burgoa, Karim Azar, Fabián Benedetto, Luis Ernesto Bustillos C. Nota Editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio.

Impresión: Globalcorp Tiraje: 2000 Número: 010 - Septiembre 2016 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812 Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com

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

Nuevas oficinas AIHE: A partir del 1ero de octubre de 2016 las oficinas de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE), estarán ubicadas en la Av. 12 de Octubre N26-48 y Lincoln, Edificio Mirage, piso 3, oficina 3C. Nuevos teléfonos de contacto: (02) 450-3164 y (02) 450-3169

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

5


I

CIFRAS

Reservas Petroleras Ing. Ernesto Grijalva

S Ernesto Grijalva H. Ingeniero de Petróleos por la Universidad Autónoma de México.

6

in duda es un tema complejo hablar de reservas petroleras por la cantidad de interpretaciones que se da al término “reservas”; por un lado, se usa para referirse a las estimaciones que las empresas petroleras reportan a sus directivos con fines de planificación y gestión, por otro lado, para denominar a las cantidades de hidrocarburos certificadas por las compañías especializadas. Las controversias giran también en torno a las características del petróleo encontrado, confiabilidad de la estimación tanto en volumen como en valor, información técnica, económica y profesionalismo en el proceso de certificación y a la transparencia en la divulgación de las cifras. Aunque se trata de un indicador clave en la industria petrolera el concepto de reservas es objeto de debates sobre su significado y alcance. El Ingeniero de Petróleos, el financiero, los políticos hablan de reservas pero nunca comulgan con el mismo criterio, pues su connotación es a la vez económica , geológica y de ingeniería de yacimientos. Para el ingeniero petrolero es fundamental establecer las reservas de un campo con el fin de elaborar el plan de desarrollo que maximice la recuperación de los hidrocarburos in situ. Para las empresas petroleras las reservas son un activo a desarrollar y monetizar, los financiamientos se deciden en función de la cantidad de petróleo que puede ser registrada contablemente, el volumen que se logre producir y el retorno de la inversión. Para el sector financiero las reservas son una medida del valor de una empresa petrolera y por lo tanto fundamento de su capacidad crediticia. Las reservas no son la cantidad de petróleo que contiene un yacimiento, sino la cantidad que puede llegar a extraerse con la tecnología y en las condiciones económicas prevalecientes en el momento de la evaluación. ¿Cuánto se ha descubierto?, ¿cuánto se espera recuperar en el futuro? y ¿cuál es el valor de su mercado?, es información estratégica que ingenieros, empresarios y financistas necesitan conocer con la mayor exactitud posible.

DEFINICIÓN DE RESERVAS

Según la definición de la SPE (Society of Petroleum Engineers) las reservas son “cantidades estimadas que se pueden verificar con razonable certeza a partir de datos geológicos y de ingeniería, que se pueden recuperar en el futuro de un reservorio conocido y en condiciones económicas”. De lo expuesto, para ser consideradas reservas, es condición que esas cantidades puedan ser extraídas en condiciones rentables a lo largo de su vida útil. Las reservas de petróleo crudo son los volúmenes que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante. Las reservas deben satisfacer cuatro criterios: ser descubiertas, recuperables, comerciales, y remanentes basados en los proyectos de desarrollo aplicados.

ESTIMACIÓN DE RESERVAS DE PETRÓLEO

El establecimiento de Reservas se trata de un procedimiento riguroso que consiste en un análisis e interpretación de información técnica y económica a través de metodologías y lineamientos para la estimación y clasificación de las mismas. La calidad dependerá del buen diseño, precisión de los valores, cantidad de información disponible, proceso de análisis de la información utilizada y experiencia de los profesionales que intervienen en el análisis. En el proceso para la estimación de las reservas, con el objetivo de determinar el valor económico de las mismas, se consideran entre otros datos: los pronósticos de producción, las inversiones, costos de operación y precios de hidrocarburos. PETRÓLEO IN SITU, es la cantidad de petróleo que se estima existe originalmente en acumulaciones del subsuelo, a determinada fecha y antes de iniciar su producción. 

LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS EN ECUADOR

El registro de Reservas de Hidrocarburos en Ecuador está a cargo de la Secretaría de Hidrocarburos en el cual se integra en una base PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


I

de datos la información, documentación y estadística que se obtiene de reportes de estimación de reservas remanentes probadas, probables y posibles por campo, tipo de fluido y volúmenes originales asociados a las mismas, incluyendo sus estudios de evaluación o cuantificación y certificación. A la Secretaría de Hidrocarburos le corresponde: Registrar y dar a conocer, con base en la información proporcionada por Petroamazonas EP y Compañías Privadas, las reservas de hidrocarburos conforme a los estudios de evaluación y cuantificación, así como a las certificaciones correspondientes. La Secretaria de Hidrocarburos debe: • Recabar, analizar y mantener actualizada la información y estadística relativa a las reservas probadas, probables y posibles; y la relación entre producción y reservas. • Realizar estudios de evaluación, cuantificación y verificación de las reservas de petróleo. • Establecer una igualdad metodológica para hacer comparables las estimaciones y evaluaciones realizadas por los Terceros Independientes. • Evaluar conforme a las prácticas de uso común en la industria petrolera internacional los reportes de Reservas. Las reservas se subdividen de acuerdo con el nivel de certeza asociado a las estimaciones y puede ser sub-clasificado basado en la madurez del proyecto.

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS RECUPERABLES

Las reservas RECUPERABLES son clasificadas generalmente como: • Reservas Probadas • Reservas Probables • Reservas Posibles Reservas Probadas: “Son volúmenes de petróleo contenidos en los yacimientos que por análisis geológicos, ingeniería de yacimientos, análisis económicos, constatados mediante pruebas de producción pueden ser producidos comercialmente y que aplicando el método determinístico existe una alta posibilidad o si, se emplea el método probabilístico debe existir al menos un 90% de probabilidad de recuperar esos volúmenes estimados”. Hay que estar claros que los valores de rePGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

CIFRAS servas probadas es el indicador más importante de información que el sector financiero requiere para analizar y comparar el comportamiento previo de una empresa. Algunas empresas para el caso de las reservas probadas, usan las definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC), organismo estadounidense que regula los mercados de valores y financieros de ese país y el Petroleum Resources Management System (PRMS). Reservas Probables: “Son volúmenes estimados de petróleo que por análisis geológicos, ingeniería de yacimientos, análisis económicos, son menos ciertas que las probadas y que aplicando el método probabilístico debe existir al menos un 50% de probabilidad de recuperar esos volúmenes estimados se toman en cuenta condiciones económicas futuras y diferentes a las consideradas en la reservas probadas y normalmente extraídas por métodos de recuperación secundaria, terciaria etc. También se consideran probables las producciones que podrían obtenerse pero no se han definido con claridad por falta de datos”. Reservas Posibles: “Son aquellos volúmenes de petróleo donde los datos de información geológicos, ingeniería de yacimientos, análisis económicos, métodos de recuperación son menos ciertas que las probables, los volúmenes que bajo condiciones operacionales y económicas es de por lo menos un 10% y que también pueden ser explotadas por métodos de recuperación mejorada:” Las reservas están absolutamente relacionadas con la economía, ya que, la reserva es la cantidad de petróleo que puede ser extraída de un yacimiento de una forma económicamente rentable. Si no es económicamente rentable eso no se considera reserva. En caso de que el análisis económico sea negativo, estos volúmenes pueden clasificarse como posibles siempre y cuando se obtenga una evaluación económica positiva al asignar un ligero cambio en el precio de los hidrocarburos o una pequeña disminución en sus costos de desarrollo o de operación. En caso de que la evaluación económica no se revierta con los cambios marginales mencionados anteriormente, los volúmenes se clasifican como recursos contingentes. Para las reservas probables y posibles algunas empresas emplean las definiciones emitidas por la Society of Petroleum Engineers 7


I

CIFRAS (SPE), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG), el World Petroleum Council (WPC), y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y la Society of Exploration Geophysicists (SEG). Recurso Contingente: Aquellos volúmenes de petróleo estimados, en una determinada fecha, pero que no son considerados actualmente como comercialmente recuperables debido a una o más contingencias. Los Recursos Contingentes pueden incluir por ejemplo: proyectos para los que no hay mercados viables actualmente, los que la recuperación comercial depende de una tecnología aún en desarrollo, o en la que la evaluación

de la acumulación es insuficiente para evaluar en forma clara la comercialidad. Recurso Remanente: Aquellos volúmenes de petróleo estimados, en una determinada fecha que se conservan aun en el yacimiento esperando ser extraídos. Para conocimiento se mencionan algunas de las empresas certificadoras de reservas: Ryder Scott, DeGoyler & McNaughton, Netherland & Swell, Gaffney & Clyne, Pinacle Energy Services. Según la Secretaría de Hidrocarburos las reservas al 31 de diciembre del 2015 en Ecuador son:

Reservas Probadas

7632 MMB/S

Reservas Probables

376 MMB/S

Reservas Posibles

379 MMB/S

Reservas Remanentes

1973 MMB/S

Reservas Acumuladas

5659 MMB/S

Reservas 3C

1119 MMB/S

Fuente: Secretaría de Hidrocarburos

RESERVAS MUNDIALES PROBADAS DE PETRÓLEO CRUDO POR PAÍS (MB) % cambio 15/14

2011

2012

2013

2014

2015

30,625

34,661

37,652

40,503

40,503

4,081

4,132

4,281

4,118

4,118

Estados Unidos

26,544

30,529

33,371

36,385

36,385

Latinoamérica

Norteamérica Canadá

336,996

338,356

341,522

341,296

342,757

0.4

Argentina

2,505

2,805

2,82

2,354

2,38

1.1

Brasil

12,841

13,154

15,05

15,544

16,184

4.1

Colombia

1,9

2,2

2,377

2,445

2,308

–5.6

Ecuador

8,235

8,235

8,832

8,273

8,273

México

11,362

11,424

11,079

9,711

9,711

Venezuela

297,571

297,735

298,35

299,953

300,878

0.3

Otros

2,582

2,803

3,014

3,016

3,023

0.2

117,314

119,881

119,874

119,863

119,86

Europa Oriental

10,88

10,8

11,336

10,76

10,064

–6.5

Oriente Medio

797,155

799,132

802,958

802,512

802,848

África

125,521

128,371

128,15

127,334

128,049

0.6

47,322

47,552

47,86

48,197

48,597

0.8

1,465,813

1,478,753

1,489,352

1,490,465

1,492,677

0.1

Europa del Este y Eurasia

Asia y Pacífico Total Mundial

Fuente: OPEP 8

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


I

REPORTES

Torres de perforación en el mundo Promedio anual AÑOS

AMÉRICA LATINA

EUROPA

ÁFRICA

ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

2000

227

83

46

156

140

652

344

916

1913

2001

262

95

53

179

157

745

342

1155

2242

2002

214

88

58

201

171

732

266

831

1829

2003

244

83

54

211

177

771

372

1032

2174

2004

290

70

48

230

197

836

369

1190

2395

2005

316

70

50

248

225

908

458

1380

2746

2006

324

77

58

238

228

925

470

1648

3043

2007

355

78

66

265

241

1005

344

1767

3116

2008

384

98

65

280

252

1079

379

1878

3336

2009

356

84

62

252

243

997

221

1086

2304

2010

383

94

83

265

269

1094

351

1541

2985

2011

424

118

78

291

256

1167

423

1875

3465

2012

423

119

96

356

241

1234

365

1919

3518

2013

419

135

125

372

246

1296

355

1761

3412

2014

397

145

134

406

254

1337

380

1862

3578

2015

319

117

106

406

220

1167

193

977

2337

2016

205

97

88

393

186

969

108

482

1558

Fuente: Baker Hughes Worldwide Rig Count

Torres de perforación en operación en el Ecuador Septiembre 1, 2016 OPERADOR

POZO

CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 16

CCDC

CCDC25

2000 HP

RUNNING 9 5/8” CASING

ENAP SIPEC

INCHI B2

TUSCANY DRILLING

117

HELI RIG 200O HP

MOBILIZING AND RIGGING UP

PETROAMAZONAS EP

TIPUTINI C011

SINOPEC

248

2000 HP

DRILLING 8 1/2” HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS EP

TIPUTINI B

SINOPEC

219

ZJ70DB (2000 HP)

RIG MOBILIZATION TO TIPUTINI PAD “B”

PETROAMAZONAS EP1

AGUARICO 52D

HILONG

15

2000 HP

MOBILIZING RIG

PETROAMAZONAS EP2

AUCA M 150

SINOPEC

119

2000 HP

DRILLING

PETROAMAZONAS EP2

ANACONDA A010

SINOPEC

191

2000 HP

RUNNING 13 3/8” CSG.

PETROAMAZONAS EP2

CHSA 008

SINOPEC

156

ZJ70/4500D 2000 HP

COMPLETION

PETROAMAZONAS EP2

ACAC 165

SINOPEC

168

ZJ70DB (2000 HP)

MOBILIZING RIG

PETROAMAZONAS EP3

LGAH-063

NABORS DRILLING SERVICES

794

PYRAMID 2000HP

DRILLING 12 1/4” HOLE SECTION

PETROAMAZONAS EP4

JIVINO 12RE1

SINOPEC

183

2000 HP

DRILLING 8 1/2” HOLE

1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros) 2.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas 3.-Para proveer servicios en esta área, IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros) 4.-Para proveer servicios en esta área, PAÑATURI firmó un contrato Petroamazonas (contrato de Campos Maduros)

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

9


I

REPORTES

Torres de perforaciรณn en stand by Septiembre 1, 2016 CONTRATISTA

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

CCDC

CCDC028

200O HP

SACHA 460 PAD. RIG MAINTENANCE

CCDC

CCDC036

BAOJI 2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

CCDC

CCDC037

ZJ70DB (2000 HP)

TAPIR NORTE 17 (RIG MAINTENANCE)

CCDC

CCDC038

CHINA MODEL JC50-D (2000 HP)

LAGO AGRIO BASE

CCDC

CCDC039

1600 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

CCDC

CCDC066

2000 HP

COCA. BASE

CCDC

CCDC068

2000 HP

COCA. BASE

CCDC

CCDC069

2000 HP

COCA. BASE

HELMERICH & PAYNE

117

MID CONTINENTAL U1220EB

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

121

IDECO E1700

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

132

OILWELL 840

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

138

MID CONTINENT 1220

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

176

2000 HP / LEE C. MOORE

COCA BASE

HELMERICH & PAYNE

190

2000 HP

COCA BASE

HILONG

7

ZJ70D 2000 HP

ANDES PETROLEUM PAD

HILONG

16

ZJ70DB VFD 2000 HP

COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES

609

2000 HP

SHUSHUFINDI BASE

PDVSA

PDV-79

ZJ70DB 2000 HP

DEMOB. FROM RIO NAPO & PREPARRING TO MOBILIZE TO VENEZUELA

PETREX

3

2000 HP

COCA BASE

PETREX

20

HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP

AGIP CPF STDBY

PETREX

5824

NATIONAL 1320 (HELI RIG)

COCA BASE

PETREX

5899

2000 HP

EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

SINOPEC

127

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

128

2000 HP

COCA BASE

SINOPEC

129

70B

OSO A PAD

SINOPEC

169

ZJ70DB (2000 HP)

JIVINO

SINOPEC

185

2000 HP

CEIBO 1

SINOPEC

188

3H-1500

COCA BASE

SINOPEC

220

2000 HP

COCA BASE

TUSCANY DRILLING

102

LOADCRAFT 1000 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

202

SERVICE KING 1000 HP

COCA BASE

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report 10

PGE PETRร“LEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


I

REPORTES

Torres de reacondicionamiento en operación Septiembre 1, 2016 OPERADOR

POZO

ANDES PETROLEUM

JOHANNA ESTE 12

ANDES PETROLEUM

SHIRIPUNO NORTE 01

CONSORCIO PETROSU PETRORIVA

YUCA SUR 4

ENAP SIPEC EP PETROAMAZONAS

CONTRATISTA HILONG

RIG

TIPO DE EQUIPO

COMENTARIOS

3

XJ 650

W.O.

40

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

W.O.

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

W.O.

COPAL 01

TUSCANY DRILLING

105

650 HP

STDBY WITH CREW

PAYAMINO G17

CCDC

52

650 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

OSO A57

GEOPETSA

3

WILSON 42B 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS

COCA K024

GEOPETSA

5

LTO-550-VIN-26606

W.O.

EP PETROAMAZONAS

YNOB-016

HILONG

HL-28

DFXK JC11/21 650HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

APAIKA 12

PETROTECH

4

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

ATACAPI C027

TRIBOILGAS

8

COOPER 550DD

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AGUARICO D034

TRIBOILGAS

101

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDY C096

TRIBOILGAS

105

CROWN 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

CUYABENO C034

TRIBOILGAS

107

550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

EDEN YUTURI B005I

TRIBOILGAS

201

DRILLING SERVICE KING 1000HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS

AGUARICO 25

DYGOIL

30

CAMERON 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHUSHUFINDI 73

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POr DYGOIL)

SSFD01

KING SERVICES 750HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

SHUSHUFINDI 75

SAXON ENERGY SERVICES

32

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS1

AGUARICO 44

SAXON ENERGY SERVICES

53

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS2 EP PETROAMAZONAS2

SHUSHUQUI 24

CCDC

42

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

W.O.

SHUARA 34

TUSCANY DRILLING

104

CARE 550 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

CHONTA ESTE 05

SAXON ENERGY SERVICES

34

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

AUCA 159

SAXON ENERGY SERVICES

47

WILSON 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

CONONACO 48

SAXON ENERGY SERVICES

55

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

AUCA 75

SAXON ENERGY SERVICES

56

WILSON MOGUL 42B

W.O.

EP PETROAMAZONAS3

AUCA 191

TUSCANY DRILLING

111

665 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

VHR 20

NABORS DRILLING SERVICES

814

IRI 1287W / FRANKS 500

W.O.

EP PETROAMAZONAS4

PALO AZUL NORTE 54

NABORS DRILLING SERVICES

815

IRI 2042 / FRANKS 600

W.O.

EP PETROAMAZONAS5

EDYK 128

SINOPEC

905

750 HP

W.O.

EP PETROAMAZONAS6

INDILLANA A002

SINOPEC

932

XJ650

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 446D

TRIBOILGAS

106

SERVICES KING 550 HP

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 218D

CCDC

41

CHINA MODEL XJ550, 650 HP

W.O.

RIO NAPO C.E.M.

SACHA 392D

CCDC

51

650 HP

W.O.

REPSOL

DAIMI B7

SINOPEC

908

650 HP

W.O.

1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmón un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 3.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP 4.- Para proveer servicios en esta área, IGAPO firmó un contract con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 5.-Para proveer servicios en esta área, KAMANA firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 6.- Para proveer servicios en esta área, PAÑATURI firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros)

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

11


REPORTES

I

Torres de reacondicionamiento en stand by Septiembre 1, 2016 CONTRATISTA

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

RIG

TIPO DE EQUIPO

STACKED

AGIP OIL ECUADOR

AOE 1

OIME 750SL

STBY. VILLANO “A”

AGIP OIL ECUADOR

AOE 2

OIME 500

STBY. VILLANO “B”

DYGOIL

20

FRANKS 600

SHUSHUFINDI BASE

ESPINEL & ASOCIADOS

EA 12

XJ 650

COCA BASE

FAST DRILLING

FD 11

XJ 650 (700 HP)

SAMI 1 (CONSORCIO PETROSUD)

GEOPETSA

1

COOPER LTO 550

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

2

WILSON 42B 500

COCA BASE.GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

4

UPET 550 HP

GENERAL MAINTENANCE

GEOPETSA

6

ZPEC 650

UPSIZING. API CERTIFICATION, CAT. IV

HILONG

HL-18

DFXK JC11/21 650HP

COCA

NABORS DRILLING SERVICES

819

CABOT 600

SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES

7

COOPER 550

SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC

903

CHINA MODEL XJ650 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

904

750 HP

LAGO AGRIO

SINOPEC

907

XJ 550

LAGO AGRIO

TRIBOILGAS

5

LTO-550-VIN-26606

COCA BASE

TRIBOILGAS

6

COOPER 550

COCA BASE

TRIBOILGAS

7

WILSON 42 B

COCA BASE

TRIBOILGAS

102

550 HP

COCA BASE

TRIBOILGAS

103

550 HP

COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS

104

LOADCRAFT 550

COCA BASE

TRIBOILGAS

203

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS

204

SERVICE KING 1000 HP

TAMBILLO (QUITO)


ESTADÍSTICAS

I

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006 – 2016 por Nbarril) PRECIOS (Dólares DE  PETRÓLEO  ORIENTE,   APO,  WTI  Y  BRENT   2006  -­‐  2016   (Dólares  por  barril)  

130,00

110,00

90,00

70,00

50,00

CRUDO ORIENTE  

CRUDO NAPO  

WTI (WEST  TEXAS  INTERMEDIATE)  

ago-­‐16

jul-­‐16

jun-­‐16

may-­‐16

abr-­‐16

mar-­‐16

feb-­‐16

ene-­‐16

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2006

10,00

2007

30,00

BRENT

Fuente: EP Petroecuador, BP Statistical Review of World Energy 2015 y EIA Energy Information Administration *Las cifras del 2016 corresponden al período Enero - Agosto 2016 Nota: Los precios de los crudos Oriente y Napo del mes de Agosto, corresponden a un cálculo promedio de los precios no oficiales reportados por EP Petroecuador.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS (BPPD) PRODUCCIÓN DE  PETRÓLEO  EMPRESAS  ESTATALES     Y  PRIVADAS  (BPPD)    

600.000

500.000

400.000

300.000

SUBTOTAL CÍAS  PRIVADAS   SUBTOTAL  CÍAS  ESTATALES  

200.000

100.000

ju l-­‐1 4 ag o-­‐ 14   se p-­‐ 14   oc t-­‐1 4   no v-­‐ 14   di c-­‐ 14   en e-­‐ 15   fe b-­‐ 15   m ar -­‐1 5   ab r-­‐1 5   m ay -­‐1 5   ju n-­‐ 15   ju l-­‐1 5   ag o-­‐ 15   se p-­‐ 15   oc t-­‐1 5   no v-­‐ 15   di c-­‐ 15   en e-­‐ 16   fe b-­‐ 16   m ar -­‐1 6   ab r-­‐1 6   m ay -­‐1 6   ju n-­‐ 16   ju l-­‐1 6  

0

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

13


I

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD) PETROAMAZONAS EP

OPERACIONES RÍO NAPO CEM

AGIP OIL

ANDES PETROLEUM

CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO)

GENTE OIL ECUADOR

ORION ENERGY OCANOPB S.A.

ORIONOIL ER S.A.

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE 14

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


I

ESTADÍSTICAS

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

CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA

PACIFPETROL

PETROBELL

PETROORIENTAL (BLOQUE 14 y 17)

REPSOL ÁREA BLOQUE 16 Y 67

ENAP SIPEC

TECPECUADOR

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero Elaboración: AIHE PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

15


F

Recuperación mejorada por inyección de agua en el área Tarapoa (Bloque 62) Autor: Juan Fernando Romero

E

n octubre del año 2012, se inició en el área Tarapoa el proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua en el yacimiento Napo “M-1”. El objetivo del proyecto de inyección de agua fue incrementar el factor de recobro en campos de crudo pesado. Se implementaron sistemas de inyección vertical convencional tanto en el campo Fanny – 18B (F18B) como en el campo Alice y un sistema de inyección horizontal en el campo Dorine. La mayoría de los campos productores localizados en el área Tarapoa pueden ser ya considerados como campos maduros. Por lo tanto, fue necesario diseñar una estrategia simple con el objetivo de maximizar la rentabilidad del proyecto minimizando los gastos de capital y gastos operativos e incrementar la producción de petróleo toda vez que el proceso de inyección de agua es casi irreversible una vez iniciado. La estrategia involucró puntos como el estado de los pozos, su ubicación, geometría de los pozos, litología del yacimiento, costos de reacondicionamiento entre otros. Transcurridos aproximadamente 4 años desde el arranque del proyecto, los resultados indican un incremento en las reservas finales o EUR (por sus siglas en ingles) de aproximadamente 20 millones de barriles.

INTRODUCCIÓN

El proceso de inyección de agua consiste en inyectar un determinado volumen de agua en un conjunto de pozos que proporcionan energía al yacimiento. La inyección de agua ha sido un método empleado prácticamente desde los inicios de la industria petrolera y los resultados indican que se puede incrementar el factor de recobro de la recuperación primaria que bordea en el rango del 20% al 30% a valores de hasta el 50% del Petróleo Original En Sitio (POES). En Mayo del año 2002 la entonces Dirección PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

Nacional de Hidrocarburos (DNH) aprobó el proyecto piloto de inyección de agua para mantenimiento de presión en el yacimiento Napo “M-1” de los campos Sonia, Dorine y Fanny -18B, utilizando los pozos perforados en las estructuras Anne e Isabel y dando inicio a un proyecto de inyección periférica de agua. Los resultados de este proyecto fueron excelentes en términos de recuperación y/o mantenimiento de presión del yacimiento Napo “M-1”. Sin embargo, los resultados en términos de incremento del recobro de reservas no fueron satisfactorios. Una de las principales razones para el bajo recobro, es la característica petrofísica del yacimiento Napo “M-1”. En el área Tarapoa, la arenisca Napo “M.-1” presenta una alta heterogeneidad en relación a la porosidad y la permeabilidad con lo que el agua inyectada fluye inmediatamente a través de las capas de porosidad/ permeabilidad más alta. Con esto solamente se logra el barrido de estas capas y se deja prácticamente intacto el resto del intervalo productor. A medida que continúa la inyección, el agua mantendrá la inundación de las capas de alta porosidad/permeabilidad causando que el pozo produzca prácticamente solo agua. Las campañas de registros de inyección o ILT (por sus siglas en inglés) han permitido verificar la existencia de zonas preferenciales que captan prácticamente el total del volumen inyectado. Con el objetivo de modificar los frentes de inyección generados por el proyecto de mantenimiento de presión y mejorar el barrido de zonas con crudo remanente, se implementaron los respectivos sistemas de inyección acorde a las necesidades de los campos Dorine, F18B y Alice.

Juan Fernando Romero se desempeña como Ingeniero Senior de Yacimientos en Andes Petroleum Ecuador Ltd. Cuenta con 21 años de experiencia en el sector petrolero. Se graduó como Ingeniero de Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional. Tiene una Maestría en Gobernanza Energética (FLACSO), Un Diploma en Alta Gerencia (IAEN) y un Diploma en Ingeniería de Petróleos (Texas UT at Austin).

CAMPO DORINE

El campo Dorine inició su producción en septiembre de 1997, su mayor volumen de producción proviene del yacimiento Napo “M-1”. Más tarde, se notó que la presión de yacimiento ha17


FI

bía declinado en alrededor de 1,200 psi por lo que se consideró el iniciar un proyecto de inyección de agua con el claro objetivo de mantener y/o mejorar la presión de yacimiento. Los resultados fueron excelentes, la figura No. 1 muestra el comportamiento de la presión del yacimiento Napo “M-1” como resultado de este proceso de inyección. 3500 3300

RECUPERACIÓN DE LA PRESIÓN DE YACIMIENTO ≈ 700 PSI

Presión de Yacimiento (psi)

3100 2900 2700 2500 2300 2100 1900 1700 1500 Dec-97

Dec-99

Dec-01

Dec-03

Dec-05

Dec-07

Dec-09

Dec-11

Dec-13

Dec-15

Dec-17

Figura No. 1.- Comportamiento de presión de yacimiento Napo “M-1” Campo Dorine

18

notar el comportamiento típico de un yacimiento con una importante depletación primaria. Luego del inicio de la inyección, se observa el incremento en la tasa de producción, seguido del pico o plató y la posterior declinación. Utilizando una tendencia exponencial en la curva antes y después del inicio de la inyección, se determina un incremento en el recobro final de reservas en un volumen de 5.0 millones de barriles. 10.0%

CORTE DE PETRÓLEO (%)

Este proceso, en términos de incremento de reservas, no fue positivo y por el contrario significó una pronta y severa declinación de la producción de petróleo aun cuando se mantenía una campaña de perforación de pozos de desarrollo con el objetivo de mantener el plató de producción. Con este antecedente y con la ayuda de técnicas analíticas ampliamente utilizadas en la industria hidrocarburífera y de la simulación matemática, se analizaron y realizaron diversas estrategias que permitan incrementar el factor de recobro de la arenisca Napo “M-1”. La mejor estrategia en el caso del campo Dorine, que fue convertir el pozo horizontal Dorine – 11H en pozo inyector. Una de las ventajas de utilizar un pozo horizontal como pozo inyector, es que permite un mayor volumen de inyección a bajas presiones en cabeza, mejora el barrido y acelera el recobro de reservas. La figura No. 2 indica en detalle la ubicación del pozo Dorine – 11H. El propósito principal fue modificar el frente de inyección generado por los pozos Dorine-2, Dorine-4, Dorine-7, Dorine-8 y Dorine -12H que constituían el sistema de inyección periférica y así poder barrer las zonas con petróleo no producido o remanente. La figura No. 3, permite observar la rápida y positiva respuesta a la inyección de agua en el pozo Dorine – 11H. Un gráfico ampliamente utilizado como es el que relaciona el corte de petróleo con la producción acumulada, permite

Figura No. 2.- Ubicación del pozo Dorine-11H, Yacimiento Napo “M-1” Campo Dorine

LIMITE ECONÓMICO

INICIO DE INYECCIÓN DE AGUA EN DORINE - 11H (OCT -2012)

1.0% 100.00

102.00

104.00

106.00

Δ   

108.00

110.00

112.00

114.00

116.00

118.00

120.00

PROD. ACUM. DE PETRÓLEO (MMBP)

Figura No. 3 Incremento de reservas en el yacimiento Napo “M-1” Campo Dorine

La figura No. 4 muestra en detalle el mejoramiento en términos de la curva de flujo fraccional. Se puede notar como la saturación en la zona barrida modifica su valor de saturación de agua de un valor de 92% a un valor de 84% como consecuencia directa de la acción del frente creado por el pozo Dorine – 11H en las zonas no barridas o remanentes. PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


FI

1.00 0.90 Sw @ Romp.

0.80 fw @ Romp.

0.70

Fw

0.60

0.50

NO INY. DOR-11H CON INY. DOR - 11H

0.40 0.30

0.20 0.10 0.00

0

0.2

0.4

0.6

0.8

Figura No. 4.- Curva de flujo fraccional en el yacimiento Napo “M-1” Campo Dorine

1

Sw

La figura No. 5 presenta el cambio en la tendencia declinatoria de la producción de petróleo como resultado de la inyección de agua en el pozo Dorine – 11H. El incremento en la producción diaria de petróleo es en promedio 2,300 barriles por día y una extensión en la vida productiva del campo Dorine en aproximadamente 3 años en relación a las condiciones anteriores a la inyección de agua.

dos pozos direccionales como pozos inyectores. Los pozos seleccionados fueron el pozo F18B14 y F18B-8re. La figura No. 6 muestra en detalle la ubicación de los pozos mencionados.

CAMPO FANNY – 18B

El campo Fanny – 18B, es el campo con mayor histórico de producción en el área Tarapoa, este campo inició su producción en marzo de 1978. De manera similar al campo Dorine, la presión de yacimiento Napo “M-1” presentó una depletación muy severa, por lo que se hizo necesario iniciar un proceso de mantenimiento de presión. La presión declino en un valor de 900 psi y actualmente se ha tenido una recuperación de 500 psi. Con el mismo objetivo que en el campo Dorine, modificar el frente de barrido, en el caso del campo Fanny – 18B, el mejor escenario o estrategia fue el de completar de manera simultánea

Figura No. 6.- Ubicación de pozos inyectores, Yacimiento Napo “M-1” Campo Dorine

Prodn. Crudo (bppd)

EFECTO INYECCION DE AGUA

5,000 DECLINACION ACTUAL 2,300 BOPD

DECLINACION SIN INYECCION DE AGUA

500 Dec-08

Dec-10

Dec-12

Dec-14

Dec-16

Dec-18

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

Dec-20

Dec-22

Dec-24

Dec-26

Figura No. 5.- Comportamiento de la producción de petróleo en el yacimiento Napo “M-1” Campo Dorine 19


F

El comportamiento del yacimiento Napo “M-1â€? es muy similar al del campo Dorine, la figura No. 7 muestra la rĂĄpida respuesta a la inyecciĂłn de agua en tĂŠrminos de incremento de producciĂłn de petrĂłleo y un aumento en el recobro final de aproximadamente 9.0 millones de barriles. Incluso, este volumen podrĂ­a ser mayor toda vez que se tiene una estabilizaciĂłn prĂĄcticamente horizontal en la tendencia. Un resultado importante por la inyecciĂłn de agua es el cambio sustancial en la saturaciĂłn de agua al momento del rompimiento en la cara del pozo. Se puede notar como la saturaciĂłn en

la zona barrida modifica su valor de saturaciĂłn de agua de un valor de 90% a un valor de 72% como consecuencia directa de la acciĂłn del frente creado por los pozos inyectores en las zonas no barridas. La figura No. 8 indica en detalle el mejoramiento en tĂŠrminos de la curva de flujo fraccional. En la figura No. 9 se puede observar al igual que en el campo Dorine, el incremento en la producciĂłn diaria de petrĂłleo en alrededor de 1,700 barriles por dĂ­a y una extensiĂłn en la vida productiva del campo de 2 aĂąos.

CORTE DE PETRĂ“LEO (%)

10.0%

        

LIMITE ECONĂ“MICO

Δ 

Figura No. 7.- Incremento de reservas en el yacimiento Napo “M-1� Campo Fanny – 18B

1.0% 90.00

95.00

100.00 105.00 110.00 115.00 120.00 125.00 PROD. ACUMULADA DE PETRĂ“LEO (MMBP)

130.00

135.00

1.00 0.90 0.80 0.70

Fw

0.60

0.50

NO INY F14 & F8RE CON INY. F14 & F8RE

0.40 0.30

0.20 0.10

Figura No. 8.- Curva de flujo fraccional en el yacimiento Napo “M-1� Campo F18B

0.00

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 Sw

0.6

0.7

0.8

0.9

1

EFECTO INYECCION DE AGUA

10,000

DECLINACION ACTUAL

Prod. crudo (bppd)



DECLINACION SIN INYECCION DE AGUA

Figura No. 9 Comportamiento de la producciĂłn de petrĂłleo en el yacimiento Napo “M-1â€? Campo F18B 20

1,000 Dec-11

Dec-13

Dec-15

Dec-17

Dec-19

Dec-21

Dec-23

Dec-25

Dec-27

PGE PETRĂ“LEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

CAMPO ALICE

La producciĂłn en el campo Alice se iniciĂł en agosto del aĂąo 2002, como en el caso de los campos Dorine y Fanny – 18B, la producciĂłn prĂĄcticamente en su totalidad proviene del yacimiento Napo “M-1â€?. El proceso de mantenimiento de presiĂłn ha permitido hasta la presente un recobro de la presiĂłn de yacimiento de 600 psi. Para el campo Alice la mejor estrategia fue el completar dos pozos direccionales como pozos inyectores pero a diferencia del campo Fanny – 18B, no se los completo de manera simultĂĄnea. Los pozos seleccionados fueron el pozo Alice – 9 completado en enero del 2012 y el pozo Alice – 5 completado en julio del 2013. La figura No. 10 muestra en detalle la ubicaciĂłn de los pozos mencionados. El comportamiento del yacimiento Napo “M-1â€? a la inyecciĂłn de agua fue casi inmediato, a diferencia de los campos Dorine y F18B donde se tuvo la etapa de llenado. La figura No. 11 enseĂąa la rĂĄpida respuesta a la inyecciĂłn de agua en tĂŠrminos

de incremento de producciĂłn de petrĂłleo y un incremento en el recobro final de aproximadamente 5.5 millones de barriles. Para el caso del campo Alice, el cambio en tĂŠrminos de flujo fraccional es diferente a lo obtenido en los campos Dorine y F18B. Se puede notar como la saturaciĂłn en la zona barrida modifica su valor de saturaciĂłn de agua de un valor de 54% a un valor de 70% como consecuencia directa de la acciĂłn del frente creado por los pozos inyectores. Una posible razĂłn radica en que el volumen de POES es mayor al considerado actualmente en las zonas no barridas o el que se estĂĄ desplazando efectivamente el crudo remanente. Se debe considerar que el proceso de inyecciĂłn para mantenimiento de presiĂłn en el campo Alice fue diferente al de los otros dos campos. La figura No. 12 permite observar en detalle el mejoramiento en tĂŠrminos de la curva de flujo fraccional. La figura No. 13 indica que el incremento en la producciĂłn diaria de petrĂłleo en alrededor de 1,400 barriles por dĂ­a y una exten-

Figura No. 10.- UbicaciĂłn de pozos inyectores, yacimiento Napo “M-1â€? Campo Alice

10.0%

CORTE DE PETRĂ“LEO (%)

   

    

LIMITE ECONĂ“MICO

   

    

1.0% 7.00

9.00

11.00

Δ  

13.00 15.00 17.00 19.00 PROD. ACUM. PETRĂ“LEO (MMBP)

PGE PETRĂ“LEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

21.00

23.00

25.00

Figura No. 11.- Incremento de reservas en el yacimiento Napo “M-1� Campo Alice 21


F

siĂłn en la vida productiva del campo en 7 aĂąos. Complementariamente al anĂĄlisis tĂŠcnico, se hace necesario mencionar que los resultados del anĂĄlisis econĂłmico en base al incremento de reservas, justifican plenamente la inversiĂłn realizada en la conversiĂłn a pozos inyectores de los cinco pozos productores. Adicionalmente, el incremento de reservas no involucrĂł la perfora-

ciĂłn de nuevos pozos de desarrollo cuyos costos y amortizaciones respectivas afectan significativamente la rentabilidad de cualquier proyecto. Por el contrario, para el caso del proyecto de recuperaciĂłn mejorada por inyecciĂłn de agua en el ĂĄrea Tarapoa, la no perforaciĂłn de nuevos pozos hace que la rentabilidad se maximice superlativamente en relaciĂłn a los costos de inversiĂłn.

1.00 0.90 0.80 0.70

Fw

0.60

0.50

NO INY. A-9 & A-5 CON INY. A-9 & A-5

0.40 0.30

0.20

Figura No. 12.- Curva de flujo fraccional en el yacimiento Napo “M-1� Campo Alice

0.10 0.00

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 Sw

0.6

0.7

0.8

0.9

1

10,000

   

Prod. Crudo (bppd)

  

Figura No. 13.- Comportamiento de la producciĂłn de petrĂłleo en el yacimiento Napo “M-1â€? Campo Alice

CONCLUSIONES

 

1,000     

100 Dec-08

Dec-10

En el Bloque Tarapoa, la inyecciĂłn de agua constituye una opciĂłn muy apropiada para mejorar la recuperaciĂłn de petrĂłleo en campos maduros con grandes oportunidades, basada en proyectos simples de RecuperaciĂłn Mejorada. Los proyectos de inyecciĂłn de agua en los que se ha implementado una estrategia simple han permitido, despuĂŠs de cuatro aĂąos desde su implementaciĂłn, un incremento de las reservas finales o EUR de 20 millones de barriles en el Bloque Tarapoa. El control continuo de la operaciĂłn de inyecciĂłn de agua, seguido de la posible acciĂłn correctiva, es imprescindible para un proyecto de 22

Dec-12

Dec-14

Dec-16

Dec-18

Dec-20

Dec-22

Dec-24

Dec-26

inyecciĂłn de agua con ĂŠxito. El monitoreo de los parĂĄmetros de producciĂłn y yacimiento ha permitido determinar cuĂĄl es el efecto real de la inyecciĂłn de agua en los pozos productores. La existencia muy probable de comunicaciĂłn hidrĂĄulica entre los campos en producciĂłn. Los resultados obtenidos conllevan a una nueva visiĂłn en la caracterizaciĂłn del yacimiento Napo “M-1â€?. Los resultados obtenidos en el campo Dorine corroboran el concepto de que la implementaciĂłn de pozos horizontales como pozos inyectores, permiten una mayor inyectividad, un mejor barrido y un mayor recobro. PGE PETRĂ“LEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

BIBLIOGRAFÍA 1. Agarwal, Binayak; et al, Determining waterflood effectiveness, World Oil, November 2006, p 35-38 2. Baker, R. (1997, April 1). Reservoir Management for Waterfloods. Petroleum Society of Canada. doi:10.2118/97-04-DAS 3. Baker, R. (1998, January 1). Reservoir Management for Waterfloods-Part II. Petroleum Society of Canada. doi:10.2118/98-01-DA 4. DeMarco, M. Simplified method pinpoints injection well problems. World Oil, April 1969, p 92-100 5. El-Banbi, A.H., et al, Modifications Improve Waterflood Performance Model. Oil and Gas Journal, January 1, 1996, pp 41-46 6. Hall, H.N., How to Analyze Waterflood Injection Well Performance. World Oil, October 1963, p. 128-130.

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

7. Izgec, B., & Kabir, S. (2011, February 1). Identification and Characterization of High-Conductive Layers in Waterfloods. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/123930-PA 8. Jackson, R.W. Why Some Waterfloods Fail. World Oil; March 1968, pp 66-68. 9. Rightmire, C.M. et al, Chapter 10: Improved Recovery Techniques, ARCO Reservoir Engineering Guidelines & Technology Reference, 1998, Plano TX. 10. Timmerman, E.H. Predict Performance of Water Floods Graphically. Pet. Eng. November 1971, pp 77-80. 11. Yang, Z. (2009, January 1). Analysis of Production Decline in Waterflood Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/124613-MS.

23


F

Uso de registros de pozo para la obtención de parámetros petrofísicos

Víctor Freire Proaño. Ingeniero de Petróleos de la Universidad Tecnológica Equinoccial. Ingeniero en Incopro Servicios de Instrumentación y Control de Procesos. Tesista de Petrofísica Rio Napo CEM.

L

a determinación de parámetros petrofísicos como: porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos y espesores netos de las zonas de interés hidrocarburífero son de vital importancia en un campo petrolero. Por lo que determinarlos mediante la interpretación de registros eléctricos es un método eficiente y económico. Los registros de pozos son representaciones gráficas de las reacciones de los diferentes instrumentos de registro dentro del pozo y están en función de la profundidad, impreso en forma continua en papel y grabado en medio magnético. Estas herramientas son muy útiles debido a que ayudan a determinar las propiedades de la formación a investigar y por lo tanto detectarán las zonas de interés hidrocarburífero, para el posterior cañoneo y producción de petróleo. Una interpretación completa de los registros eléctricos implica obtener la siguiente información: identificar la presencia de yacimientos, identificar la litología de las formaciones, determinar la porosidad efectiva del yacimiento, calcular la saturación de fluidos del yacimiento, definir el diámetro del hueco, determinar el espesor de la zona neta productiva, estimar el volumen de hidrocarburo in situ, calcular el volumen de hidrocarburo recuperable y auxiliar en la identificación de ambientes de depósito. Los registros de pozo que se utilizan son: potencial espontáneo, rayos gamma, resistividad, inducción, laterolog, micro resistividad, microlaterolog, microlog, sónico, densidad y neutrón.

REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO (SP)

Este registro permite conocer el potencial natural o espontáneo de las formaciones. Registra la diferencia de potencial de un electrodo móvil en un pozo y un potencial fijo en un electrodo de superficie, en función de su profundidad.1 El registro del SP se usa para distinguir lutitas impermeables de arenas porosas y permeables. 24

Autor: Víctor Freire Proaño Aplicaciones: • Detectar capas permeables (solo una indicación cualitativa). • Determinar Rw, resistividad del agua de formación. • Obtener una indicación de volumen de arcilla en una zona.

Línea base de Lutitas Lectura del Sp

Figura 1. Lectura del Sp (Zaki, 1994)

REGISTRO DE RAYOS GAMMA (GR)

Es un registro que mide la radioactividad natural de las formaciones, es decir el decaimiento de uranio, torio y potasio, genera una emisión continua de rayos gamma naturales y que pueden ser medidos utilizando un detector adecuado dentro del pozo (scintillation detector), que genera un pulso eléctrico por cada rayo gamma.2 Aplicaciones: • Se usa para la detección y evaluación de minerales radioactivos potenciales como potasio y uranio. • Permite la ubicación precisa de los cañones perforadores. • Identifica topes formacionales. A continuación se presentan algunos valores típicos de gamma ray para las formaciones. PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

Tabla 1. Valores de gamma ray para formaciones

Formación

Valor gr (api)

Areniscas limpias

15 - 30

Dolomita

10 - 20

Caliza

8 - 15

Arcillas

100 - 140

REGISTRO MICROLOG (ML)

Con la herramienta del Microlog, dos dispositivos de corto espaciamiento de diferentes profundidades de investigación proporcionan medidas de resistividad de un volumen muy pequeño de costra de lodo y de la formación inmediatamente adyacente al pozo.3 La comparación de las lecturas de las dos curvas identifica costras con indicativos de invasión y por lo tanto de formaciones permeables. Aplicación: • Resistividad de la zona de invasión • Obtener información del enjarre (costra de lodo)

Gr lectura cada 2 pies Gr máximo Gr mínimo Figura 2. Lectura de gamma ray (Víctor Freire, 2016)

Separación Positiva

Figura 3. Registro de Micrologs (Víctor Freire, 2016) PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

Separación Positiva

25


F

REGISTRO RESISTIVO DE INDUCCIÓN IL

Las herramientas de inducción consisten de dos bobinas coaxiales, una trasmisora y una receptora. Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina transmisora creando un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora.4 Esta herramienta mide con precisión resistividades bajas y moderadas, distingue diferencias de resistividad entre zonas de petróleo y zonas de agua y permite delimitar los contactos entre petróleo y agua. Aplicaciones: • Mide con precisión resistividades bajas y moderadas. • Mide con buena precisión la resistividad de estratos relativamente delgados. Distingue diferencias de resistividad entre zonas de petróleo y zonas de agua.

REGISTRO RESISTIVO LATEROLOG LL

La herramienta tiene electrodos de corriente y de medición. Los electrodos de corriente fuerzan la circulación de corriente eléctrica dentro de la formación, enfocándola radialmente y limitándola dentro de un espesor.5 Midiendo el potencial eléctrico que genera la corriente medida, se obtiene la resistividad de la formación.

Registro neutrónico Una fuente radioactiva, en este caso se trata de una muestra que emite neutrones, tal como Am-Be, colocada en la sonda que es el equipo que porta la fuente y el detector, emite continuamente neutrones a alta energía.6 Los perfiles neutrónicos son usados principalmente para ubicar formaciones porosas, que son rocas con espacios vacíos denominados poros. Dichos registros responden principalmente a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. Así, en formaciones limpias, es decir con poca presencia de arcillas, cuando los poros están llenos de agua o petróleo, el perfil neutrónico nos da el valor del espacio poroso lleno de fluido.6 Registro de densidad Una fuente radioactiva, que para este caso será una muestra que emita radiación gamma es colocada en una almohadilla que es aplicada contra la pared del pozo. Esta fuente emite hacia la formación rayos gamma, los cuales interaccionan con los electrones de la formación según el Efecto Compton.4 Ésta técnica es utilizada principalmente para determinar la porosidad de la formación. La medición de la densidad de la formación se aplica en la identificación de minerales, detección

Resistividad profunda

Resistividad somera

Figura 4. Registros de resistividad (Víctor Freire, 2016) 26

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

de gas, evaluación de arenas arcillosas, litologías complejas y en la determinación de arcillas petrolíferas.

ANÁLISIS QUICK LOOK PARA INTERPRETACIÓN DE POZOS

A manera de ejemplo, para realizar una interpretación rápida lo primero que se debe hacer es identificar que la curva de potencial espontáneo tenga un valor bajo lo que es característico de zonas de arena, posteriormente hay que identificar la curva de gamma ray la cual debe tener valores bajos lo que indica que es una arena con

bajo contenido de arcillosidad, luego es necesario observar que las curvas de micro normal y micro inversa presenten una separación positiva lo que es un indicativo de zonas permeables, después observar que las curvas de resistividad presenten valores altos lo que muestra que existe la presencia de hidrocarburos y finalmente las curvas de densidad y neutrón deben presentar una separación característica que indica la presencia de porosidad. Una vez realizada esta identificación se procede a realizar los cálculos predeterminados cada dos pies en la zona de interés.

Neutrón

Densidad Figura 5. Registro de densidad y neutrón (Víctor Freire, 2016)

BIBLIOGRAFÍA 1. Halliburton. (2003). Introducción al Análisis de Registros de Pozos. Institucional. 2. Efrain. C. (2002). Introducción a la interpretación de registros de pozo. Quito: Institucional. 3. PDVSA. (2006). Registros de Pozo. Caracas: Institucional. PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

4. Schlumberger. (2006). Curso Básico de interpretación de Registros eléctricos. Quito: Institucional. 5. Gutierrez. (2003). Interpretación de perfiles de pozo. Caracas: Institucional. 6. Doveton. (2002). Well logging and formation Evaluation. Kansas: Evaned. 27


F

Sistema eficaz para la protección de formaciones

Esteban Mora Ingeniero Mecánico Industrial graduado de la ESPE. Tiene 6 años de experiencia en el diseño y producción de cabezales de pozo. Actualmente es el Presidente de Válvulas del Pacífico.

A

l realizar el control del pozo durante un reacondicionamiento (WO), si no se dispone de un sistema de protección, el fluido de control invadirá la formación. Dicha invasión es inversamente proporcional a la Presión de Reservorio. La afectación puede ser en el peor de los casos la no recuperación del caudal de producción anterior al reacondicionamiento; representando una pérdida significativa a la operadora. La solución puede ser Química (fluido de control especial, píldoras viscosas), o Mecánica (válvulas de protección). El sistema CVPF tiene por objeto evitar el contacto de las formaciones productoras con fluído de control durante un WO, logrando mantener el potencial de producción del pozo que tenía antes de ser intervenido; es decir, evita el daño a la formación con fluido de control durante el WO generando un ahorro al no utilizar

Autor: Esteban Mora fluido de control especial ya que solo requiere fluido de control básico. Adicionalmente, permite la recuperación de producción inmediata luego del WO. Posteriormente, durante la etapa de producción, se puede realizar limpieza y tratamiento químico a la formación a través del bypass de la válvula que permite el flujo inverso.

INSTALACIÓN

Se instala en un ensamblaje de fondo y puede ser extraíble con unidad de cable de acero si es necesario durante el trabajo de reacondicionamiento.

FLUJO EN SENTIDO INVERSO

Durante la etapa de producción del pozo, es posible el ingreso de productos químicos a la formación, para limpiezas o estimulaciones. La apertura del by-pass ocurre a partir de una determinada presión aplicada en cabeza de pozo, la “presión de apertura inversa” que

Ahorro por la Utilización del Sistema CVPF

28

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

es calibrada a las condiciones de cada pozo en particular. Cada sistema CVPF es calibrado a la presión requerida y depende de la presión de reservorio, la profundidad de asentamiento y de la presión de cabeza máxima permitida. La ecuación para la calibración de cada CVPF depende de: • Columna Hidrostática de Fluido: Ph (TVD) • Presión máxima permisible en la cabeza del pozo: Pwh • Presión estática del reservorio: Pr • Presión de Calibración de apertura inversa de CVPF, Ptr:

APLICACIONES La instalación del sistema CVPF tiene una amplia gama de aplicación, pero se han identificado en tres aplicaciones: en completación simple o selectiva para una o más arenas, completación simple con cañones TCP y completación simple con cañones desprendibles.

30

COMPLETACIÓN SIMPLE O SELECTIVA PARA UNA O MÁS ARENAS.

Esta aplicación es ideal para ser instalada en pozos que ya están en producción con arenas depletadas. Se baja en un ensamblaje de fondo por debajo del on-off y por sobre el o los packers requeridos. Por encima del ensamblaje de fondo puede instalarse cualquier tipo de levantamiento artificial, de tal forma que el control del pozo para cualquier intervención será desde la CVPF hasta la superficie, manteniendo intacta la o las formaciones productoras.

COMPLETACIÓN SIMPLE CON CAÑONES TCP

Se puede utilizar en el cañoneo de apertura de la arena a producir. En este arreglo el sistema CVPF se coloca bajo el conector on-off y sobre el packer de anclaje de los cañones TCP sin la válvula protectora, a fin de permitir el paso de la barra detonadora. Previo a desconectar el on-off se debe asentar la válvula protectora en la cavidad para posteriormente completar con el sis-

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

tema de levantamiento artificial requerido. Así mismo, en las próximas intervenciones, el pozo será controlado desde el sistema CVPF hasta superficie, evitando la invasión de la arena con fluido de control.

COMPLETACIÓN SIMPLE CON CAÑONES DESPRENDIBLES

Esta es una variante de la aplicación anterior pero con cañones desprendibles (Tipo Max-R, One Trip, etc). En este caso también se instala

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

la cavidad sin la válvula protectora sobre el packer, para permitir que el sistema de detonación con retardo pueda detectar la señal de presión de detonación. Luego de iniciada la producción con BES, en la próxima intervención a través de la YEE TOOL, se puede asentar la válvula protectora en la cavidad, previo al control del pozo. La desventaja de ésta aplicación es la limitación del diámetro de la tubería del by-pas del yee-tool.

31


F

Optimización de la producción mediante el uso del sistema BES con ahorro de energía Autor: Fabricio Castellanos RESUMEN

Fabricio Castellanos Ingeniero de Petróleos de la Universidad Tecnológica Equinoccial. Asistente de Producción de la Secretaría de Hidrocarburos.

El presente proyecto consiste en el análisis de los sistemas de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES) convencional y Bombeo Electrosumergible (BES) con ahorro de energía; este último tiene la capacidad de incrementar su producción con menor consumo de energía en superficie, reducción de dimensiones del equipo de fondo lo que permite su instalación a profundidades y lugares inaccesibles por el sistema convencional. Para el diseño de un sistema de BES con ahorro de energía se seleccionó un pozo de estudio con un amplio historial de producción mediante el uso de BES convencional como levantamiento artificial principal que en este caso empezó a partir del año 1993 hasta la actualidad.

INTRODUCCIÓN

El sistema BES con ahorro de energía difiere del sistema convencional fundamentalmente por la implementación de una bomba denominada “power save” y un motor de imán permanente PMM (Permanent Magnet Motor), los cuales serán descritos a mayor detalle en las siguientes líneas. A breves rasgos podemos mencionar que este sistema permite un ahorro mayor al 30% en consumo de energía eléctrica, la eficiencia del motor es de 92-94% en relación al 84-86% del motor convencional y la bomba tiene un diseño en sus etapas con un 5-6% de

Figura1. Principio de Operación de Motores de Imán Permanente 32

mayor eficiencia que las etapas del sistema convencional, las etapas de la bomba power save son hechas en polvo de metalurgia instaladas en el equipo para permitir mayor resistencia a las altas frecuencias con las que puede trabajar el motor, teniendo así una alta precisión geométrica y mayor capacidad para manejo de gas. El sistema de ahorro de energía es una alternativa novedosa e innovadora que puede ser aplicada en lugares y a profundidades no recomendadas para el sistema convencional.

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES Motor sincrónico de imanes permanentes Los motores de imán permanente o PMM (Permanent Magnet Motor) por sus siglas en inglés están ubicados en un rotor en vez de una jaula de ardilla de corto circuito. El PMM es un motor sincrónico en el cual su deslizamiento en el rotor es cero, este rotor está hecho de una aleación especial que soporta altas temperaturas incrementando su aislamiento de hasta 10 veces y está compuesto de imanes permanentes con dos polos, norte y sur relacionados entre sí, como se evidencia en la figura 1. Los principales beneficios que se obtiene en la implementación de este equipo son los siguientes: mayor factor de eficiencia (de 88 hasta 94 %, dependiendo de la serie del motor); menos dimensiones generales (resultado: menor masa del motor), rango de velocidad de rotación

Figura 2. Resultado de una etapa hecha en polvo de metalurgia PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

variable (100-500 rpm, 500-1500 rpm, 15004200 rpm, 4000-6000 rpm); pueden funcionar a altas temperaturas (hasta 350°C); ser aplicado en pozos con crudo de alta viscosidad, flujo inestable y en pozos con ambientes críticos de altas presiones y temperaturas. Bomba “Power Save” Las etapas de la bomba “power save” son construidas en polvo de metalurgia, esto hace que las etapas sean resistentes a las altas frecuencias con las que puede trabajar el motor (hasta 6000rpm). El procedimiento para su preparación es en general para todo tipo de caudales, a continuación se presenta su proceso de elaboración: 1. Disponibilidad del material en crudo: polvo de acero, polvo de grafito, polvo de cobre, etc. 2. Preparación de la mezcla, si se lo realiza en un mezclador diagonal el tiempo de mezclado está alrededor de 15 minutos. 3. Compactación de la mezcla mediante fuerza

mecánica e hidráulica, la carga oscila entre 4 a 7 ton/cm2. 4. Ensamblaje, consiste en unir las partes compactadas que en este caso son el impulsor y el difusor en uno solo. 5. Sinterización, consiste en consolidarle a la etapa mediante un tratamiento de calor. La temperatura oscila entre 1 140 a 1 160 °C. 6. Una vez sinterizada la etapa, la porosidad es significante (4-15%) razón por la que para mejorar sus propiedades es necesario realizar un proceso de finalización que puede ser: 7. Resinterización, tratamiento con calor o impregnar aceite caliente. Estos procesos permiten incrementar la tolerancia a la compactación. Una vez realizado uno de los procesos de finalización se obtiene el resultado final.

ANÁLISIS TÉCNICO

Se analizarán las condiciones de producción, operación y consumo de energía de BES con

Tabla 4.1. Características de operación y producción DATOS BÁSICOS

UNIDAD

Tubería de revestimiento

7@ 9 490 ft

in

5 ½ @ 9 385 ft

in

Tubería de producción

2 3/8

in

Profundidad total del pozo

9 490

ft

Profundidad de referencia

9 094

ft

Profundidad asentamiento de la bomba

8 542

ft

Producción actual

1 885

STB

Índice de Productividad (IP)

4,09

STB/psig

Presión estática del yacimiento (Pr)

2 000

psig

Presión de fondo fluyente (Pwf)

1 511

psig

Tasa de flujo deseado (Qd)

2 000

STB

75

%

6 487

ft

BES CON AHORRO DE ENERGÍA

BES CONVENCIONAL

319

400

Liner

VARIABLES CALCULADAS

Corte de Agua (W.C.) Cabeza dinámica Total (TDH) CONDICIONES DE OPERACIÓN

Serie de la bomba Número de etapas Voltaje nominal del motor Carga de operación

174

291

2680 V

3430 V

0,49

0,73

Voltaje de superficie

2932 V

3167 V

KVA requerido

203 KVA

216,8 KVA

83 ft

148 ft

Longitud equipo de subsuelo BES

Fuente: Castellanos, F. 2014 PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

33


F

ahorro de energía frente al sistema BES convencional para el pozo en estudio. La cantidad de gas libre a la entrada de la bomba no es muy alto por lo que no es necesario el uso de un separador; sin embargo, por el comportamiento actual de los pozos del Oriente Ecuatoriano se prefiere usar una bomba separadora de gas “multiphase” que ha sido considerada en los cálculos con una eficiencia del 90%, ayuda a levantar 240 ft adicionales con 6,75 HP respectivos. Con esto se

evita realizar paros innecesarios y reacondicionamientos en caso de incrementar la cantidad de gas en la entrada de la bomba. Leyes de Afinidad Conociendo el rendimiento de la bomba a la frecuencia de operación, se puede determinar el rendimiento de la bomba para otras frecuencias con el uso de Leyes de Afinidad. Las características de la bomba “power save” NB(1100-1800) son las siguientes:

Tabla 4.2. Características de la bomba “power save” BOMBA “POWER SAVE” - SERIE: NB(1100-1800)H Velocidad de operación, rpm

Rango máximo de operación recomendado, bpd

Frecuencia, Hz

2 910

503 - 1 132

49

3 490

604 - 1 358

58

3 740

644 - 1 449

62

4 160

714 - 1 607

69

5 200

896 - 2 015

87

5 820

1 006 - 2 264

97 (NOVOMET, 2014)

Tabla 4.3. Variables a condiciones deseadas de producción La siguiente tabla detalla las condiciones operativas a las que está trabajando la bomba para nuestro diseño al caudal deseado:

Variables a condiciones operativas Q=

2 000

Bpd

@

87.0

Hz

H=

6 487

Ft

@

87.0

Hz

BHP =

130

HP

@

87.0

Hz

Fuente: Castellanos, F. 2014

Ahora podemos determinar nuevas condiciones de caudal de producción, altura de columna y potencia al freno con el uso de las siguientes ecuaciones:

Donde: Q1, H1, BHP1 y N1 = Valores iniciales de: Caudal de producción, Altura de columna, Potencia al freno y Velocidad. Q2, H2, BHP2 y N2 = Valores nuevos de: Cau34

dal de producción, Altura de columna, Potencia al freno y Velocidad. Conociendo el rendimiento de la bomba a condiciones operativas como se detalla en la tabla 4.3, podemos determinar su rendimiento para otras frecuencias como se muestra en la tabla 4.4: * A la columna de fluido que levanta el equipo se le debe sumar a 240 pies, 6,75 HP a la potencia requerida por el motor y 109 STB adicionales de caudal correspondientes a la bomba separadora de gas multiphase. PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

Tabla 4.4. Resultados de operaciรณn usando Leyes de Afinidad *Q2

*H2

*BHP2

Frecuencia [Hz]

1 224

2256

28

49

1 446

3140

44

58

1 542

3570

52

62

1 703

4360

69

69

2 101

6678

129

87

2 339

8304

178

97

Las filas de color amarillo corresponden al rango eficiente de operaciรณn a potencias que la bomba puede operar sin problema. Nota: Las leyes de afinidad no predicen la

respuesta real de la bomba a los cambios de velocidad en un pozo real, simplemente relacionan los puntos en curvas de velocidades diferentes. Capacidad de Producciรณn

Curva IPR Qo

Pwf

0

2 000

409

1 900

818

1 800

1 227

1 700

1 636

1 600

2 045

1 500

2 454

1 400

2 863

1 300

3 272

1 200

3 681

1 100

4 085

1 000

4 459

900

4 797

800

5 102

700

5 372

600

5 607

500

5 808

400

5 974

300

6 106

200

6 203

100

6 266

0

Fuente: Castellanos, F. 2014 PGE PETRร“LEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

Fuente: Castellanos, F. 2014 35


F

ANÁLISIS ECONÓMICO

Costo por Consumo de Energía BES con ahorro de energía

BES convencional

Kw/h

97

201

Costo/año(USD)

59 665

119 402 Fuente: Castellanos, F. 2014

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El número de etapas calculadas del sistema de levantamiento artificial de BES con ahorro de energía se reduce a 174 etapas de las 291 del sistema BES convencional, debido al amplio rango de frecuencias de operación que puede llegar a duplicar cabeza/etapa de una bomba convencional, reduciendo así las dimensiones del equipo instalado. El análisis económico determina que el costo por consumo de energía al año del sistema de BES con ahorro de energía es 59 665 USD frente a 119 402 USD del sistema convencional. El sistema de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible con ahorro de energía se puede aplicar en el Oriente Ecuatoriano para un gran número de pozos que actualmente son operados con Bombeo Electrosumergible convencional a fin de hacer el proceso de producción de petróleo más eficiente. 36

A través de las Leyes de Afinidad se determinó que se puede producir el caudal deseado en rangos medios que la bomba “power save” puede operar, pese a que se puede producir a mayores caudales, se recomienda mantener la tasa de producción deseada que perdure por muchos años y evitar excesiva producción a corto plazo que pueda ocasionar depletamiento prematuro o daños relacionados con el comportamiento del yacimiento. En la curva de relación del comportamiento de afluencia (IPR) se debe considerar el comportamiento del gas al salir de solución con el petróleo conforme asciende el fluido en la columna del pozo, porque el caudal máximo de producción varía ampliamente en el caso que produjera solo líquido. El estudio económico realizado determina que la inversión se recuperará a los 30 días. PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

BIBLIOGRAFÍA 1. American Petroleum Institute (1997). Recommended Practice for Electrical Submersible Pump Teardown Report. Washington D.C., United States.

Trouble Shooting. Monogas, Venezuela. 5. Gómez, J. – Roa, T (1999). Curso Técnico de la Industria Petrolera. Santafé de Bogotá, Colombia.

2. Brown, K. (1980). The Technology of Artificial Lift Methods. Volume 2b. Tulsa, Oklahoma. The Petroleum Publishing Company. Tulsa, Oklahoma.

6. Instituto Americano del Petróleo (2003). Recomen-

3. Canadian Advanced Inc. Electric Submersible Pumps. Catálogo. Alberta, Canadá.

7. Novomet (2013). Novomet Solutions Arsenal. Perm,

4. ESP OIL EngineerIng Consultants. (2004). Bombeo Electrosumergible: Análisis, Diseño, Optimización y

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

daciones prácticas para Bombeo Electrosumergible. Russia 8. Novomet (2014). Product Catalog. Perm, Russia

37


F

RezConnect™: Primer sistema de pruebas de pozo DST completamente acústico en la industria petrolera

Juan Carlos Burgoa, Ingeniero de Petróleos (Univ. Mayor de San Andres-Bolivia) desde hace 25 años trabajando más de la mitad de ese tiempo en Halliburton Testing&Subsea, teniendo asignaciones como Gerente técnico y contacto con el cliente para toda Latinoamérica, luego para Norteamérica y más recientemente para toda Asia Pacifico. Se encuentra ahora en Ecuador.

H

ace más de 85 años, Halliburton introdujo el método de pruebas de formación DST (Drill Stem Testing por sus siglas en inglés) para la industria, estableciendo el estándar inicial para estas operaciones y que hoy por hoy es el método más preciso, eficaz y aceptado por la industria para la obtención de ciertos parámetros de Yacimientos. Estas pruebas tempranas proporcionaron una base para la comprensión de las características de un reservorio. Aunque la disciplina de pruebas de formación ha evolucionado dramáticamente desde entonces, para dar una mayor y mejor información del reservorio; el objetivo final sigue siendo el mismo: Proporcionar la capacidad de no solo optimizar el rendimiento de un pozo, así como también optimizar su inversión financiera.

Autor: Juan Carlos Burgoa Una prueba de formación correctamente realizada es entonces una completación temporal en un pozo que permite adquirir datos dinámicos de presión, temperatura y flujo de los diferentes efluentes versus tiempo, así como las propiedades de fluidos producidos mediante toma adecuada de muestras de fondo y posterior análisis PVT. La obtención de datos correctos de formación pueden ayudar a determinar el tamaño y la estructura de un reservorio, y a su vez permitir entender indicadores de productividad, permeabilidad, daño y presión inicial del reservorio. Por tanto, la información correcta ayudará tanto al entendimiento de los límites cercanos de un yacimiento así como a la comprensión de heterogeneidades, discontinuidades, y conectividad del propio reservorio. Cuando obtenemos exactamente lo que se necesita, estaremos mejor equipados para hacer decisiones más eficientes y eficaces sobre el diseño de los arreglos de completación, diseño de instalaciones de producción, el establecimiento de procedimientos adecuados de refinación y en general para predecir y optimizar flujos de caja de una empresa.

EQUIPO DE FONDO DE PRUEBAS DE FORMACIÓN DST:

Las herramientas de fondo utilizadas durante pruebas DST, permitirán controlar el flujo de hidrocarburos desde el reservorio hasta la sarta de trabajo: Secuencias de periodos de flujo y de cierre y toma eficiente de muestras de fondo, proporcionan mediante el análisis del comportamiento de presiones predecir los parámetros del yacimiento. Algunas de las herramientas vitales utilizadas en pruebas de formación, incluyen: • Válvulas de circulación 38

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

• • • • •

Válvulas de Prueba Válvulas de Integridad de la Tubería Sensores de Presión y temperatura Tomadores de muestras de fluidos de fondo Empacaduras La importancia de la confiabilidad de estas herramientas es clave para la correcta interpretación de datos obtenidos. Halliburton con su línea de Testing&SubSea cuenta con una variedad de herramientas operadas utilizando diferentes métodos, cada uno con características especiales y propias que pueden ser utilizadas en prácticamente todos los ambientes y condiciones encontrados actualmente en la industria petrolera. Una de las tecnologías utilizada es la acústica a través del sistema denominado RezConnect™:

SISTEMA DE PRUEBAS DE FORMACIÓN REZCONNECT™:

Este es el primer sistema en la industria petrolera que ofrece una solución completa de pruebas de formación permitiendo un control verdaderamente acústico sin cable de las herramientas de prueba utilizando tecnología

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

y telemetría propias de Halliburton que viaja a través de las paredes de la tubería y en ambos sentidos, y sin la posibilidad física de tener datos enmascarados por ruido. Provee no solamente el control acústico (de apertura, cierre y verificación de la posición de la bola de cierre) de las válvulas de DST, sino también provee la actuación acústica para la toma de muestras de fondo, verificación del tipo de muestra (y envío de esta información a superficie en tiempo real y de manera acústica) así como lecturas de presión y temperatura versus tiempo, en tiempo real y por supuesto acústicamente. Contiene los siguientes componentes:

SISTEMA TECNOLOGÍA DYNALINK®

Es la plataforma del sistema acústico de telemetría que permite comunicación bidireccional entre fondo y superficie, permite además la adquisición de datos de Presión y Temperatura para ser transmitidos en: a) tiempo real; o b) recuperación histórica de datos, y que al mismo tiempo actúan como c) sensores de memoria, que permiten garantizar la recuperación de información ante cualquier eventualidad.

39


F

dad combinada de una Válvula de Cierre en fondo, Válvula de Circulación reversa, y Válvula de prueba de integridad de la tubería, además de un sistema de anulación (override) incorporado en la misma herramienta. Permite inclusive la combinación con herramientas standard operadas por presión anular para una tercera contingencia, con la finalidad de reducir al mínimo la probabilidad de cualquier eventualidad durante las pruebas DST.

SISTEMA DE MUESTREO ARMADA® Y SENSOR TRACE DYNAGAUGE™

Esta herramienta es capaz de colectar 3.6 L de muestra hasta en las condiciones más hostiles de pozo (20,000 psi y 400 degF).

RESUMEN

Cuenta con 9 Muestreadores de 400 cc cada uno, puede ser operado acústicamente o por presión anular como contingencia. Cuenta con el sensor denominado Trace DynaGauge™ que se comunica por el sistema de telemetría DynaLink ® y permite monitorear la efectividad de la toma de muestras, cantidad de muestras adquiridas y composición básica de las muestras obtenidas, todo lo anterior acústicamente y en tiempo real.

VÁLVULA DE PRUEBA PROPHASE™

Es la válvula principal de prueba controlada acústicamente utilizando la plataforma de telemetría Dynalink, que también posee como contingencia la posibilidad de funcionamiento por pulsos de baja presión. Tiene la funcionali40

• Es el primer sistema DST controlado y actuado de manera verdaderamente acústica en la industria Petrolera. • Permite abrir y cerrar válvulas, tomar muestras y obtener una respuesta del status de las mismas de forma acústica. • La integridad y composición básica de las muestras de fondo es conocida en tiempo real. • Manejo de las herramientas se realiza a través de un click de botón en la computadora. • Telemetria acústica a Tiempo real permite la modificación, control y medida de los parámetros de la prueba. PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


P

F

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

41


F

Limitaciones en el uso de tubing con conexiones API Autores: Karim Azar y Fabián Benedetto

Tenaris ha elaborado el presente documento sólo para fines de información general. Si bien se ha hecho todo esfuerzo posible por asegurar la exactitud de la información contenida en esta publicación, Tenaris no asume ninguna responsabilidad ni obligación por cualquier pérdida, daño o lesión resultante del uso de la información y los datos aquí contenidos. Los productos y servicios de Tenaris están únicamente sujetos a los Términos y Condiciones estándares de la empresa o, en su defecto, a los términos emergentes de los respectivos contratos de venta, servicios o licencia, según corresponda. La información incluida en esta publicación está sujeta a cambios y modificaciones sin previo aviso. Si desea mayor información, favor contactar a un representante de Tenaris o visitar nuestra página de internet www.tenaris.com. ©Tenaris 2016. Todos los derechos reservados.

42

INTRODUCCIÓN

El tubing de producción cumple una función esencial durante la vida en servicio del pozo puesto que se trata de la tubería a través de la cual se conducen los fluidos desde el reservorio hacia las instalaciones de superficie. Como es muy conocido en la industria, esta tubería se arma mediante el enrosque de tramos que miden aproximadamente 30 pies cada uno, se unen a través de conexiones roscadas, que se clasifican en conexiones tipo premium o conexiones tipo API. Toda la tubería, al igual que la porción de casing (o liner) debajo del empaque (packer), deberá tolerar las condiciones corrosivas de los fluidos mencionados de manera simultánea con las condiciones termodinámicas del reservorio. Debido a esto, la selección de materiales del tubing deberá satisfacer, de forma simultánea, los criterios de resistencia mecánica (tubo y conexión) así como los requerimientos de resistencia a la corrosión. En definitiva, la selección de un tubing implica asegurar los siguientes objetivos primarios: • Diámetro interno necesario para la producción óptima. • Peso métrico, grado de acero y conexiones adecuadas para asegurar integridad en servicio. • Procedimientos operativos claros para correr la tubería. • Certeza sobre las máximas cargas esperadas y los valores máximos admisibles de resistencia de la instalación. Como sabemos, existen algunos tópicos inherentes al tubing que requieren mayor énfasis en los diseños de este tipo de tuberías, entre los cuales podemos mencionar: • Se trata de un consumible (es decir, es posible la sustitución del mismo). • Se encuentra mayormente expuesto a los fenómenos erosivos si el pozo es de caudal importante. Las conexiones son, precisamente, una zona preferencial en ese aspecto. • Necesita un enfoque distinto respecto de la resistencia a la corrosión.

• Requiere total compatibilidad con el fluido de empaque cuando se utilizan materiales resistentes a la corrosión. De igual forma se debe analizar su compatibilidad con los inhibidores de corrosión. • Las hipótesis de carga que se consideran son diferentes respecto del casing. • Las consideraciones de diseño dependen de su vinculación al casing en el fondo del pozo, esto es del tipo de empaquetadura con el que se lo instala y por ende, con su capacidad de movimiento. • La selección de las conexiones roscadas implica que las mismas deben poder tolerar una cantidad importante de enrosques y desenrosques. • Finalmente, las tensiones de pandeo y post-pandeo deben tener una especial atención ya que, por su condición de tubería esbelta, posee una marcada tendencia a la pérdida de estabilidad. Como se menciona en varios de los puntos, el uso de conexiones roscadas adecuadas impacta de forma relevante. Después de lo expuesto, haremos especial referencia al uso de tubing de producción con conexiones API, para indicar las limitaciones de este tipo de tubería que, en definitiva, afectarían la producción normal de un pozo.

CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL TUBING CON CONEXIÓN API

Según API 5CT, las roscas API se clasifican en rosca redonda corta (STC), rosca redonda larga (LC) y Buttress (BC) para casing, mientras que para tubing las opciones abarcan extremo recalcado (Upset End – EU), extremo sin recalque (Non Upset End – NU) y conexión integral (IJ). A excepción del tubing con conexión integral, todas las opciones disponibles incluyen una cupla para unir un tubo con otro. Las conexiones referidas para casing ocupan un rango geométrico que va desde 4 ½” a 20”, mientras que el rango de tubing alcanza solamente hasta 4 ½”. Sin embargo, es importante mencionar que, en la actualidad, es posible PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

encontrar algunas completaciones con tubería de diámetro mayor a 4 ½” con conexiones BC, LC y STC desempeñándose como tubing. Dos tipos de perfil de rosca se presentan en estos casos: uno conocido como “rosca redonda”, se identifica con un filete en “V”, con flancos de 30° de inclinación y valles y crestas redondeados. Según el caso, la rosca redonda puede presentarse con 8 hilos por pulgada (8-round) o 10 hilos por pulgada para diámetros más pequeños de tubing. El otro perfil conocido como “Buttress” es de forma trapezoidal y posee flancos diferentes con inclinación de 3° para el flanco de carga y 10° para el flanco de avance o de emboque. Este tipo de perfil se considera solo para casing y posee 5 hilos por pulgada.

como desvanecimiento de la rosca o vanish point), con una tolerancia de más o menos dos hilos. Alcanzándose de forma simultánea el torque adecuado.

Figura 3: Gráfico de apriete - Conexión API EU

Figura 1: Perfil de Rosca Redonda

Foto 1: Apriete óptimo geométrico - Conexión API EU

Figura 2: Perfil de Rosca Buttress

Para el enrosque de este tipo de conexiones se ha establecido un criterio basado fundamentalmente en la posición (conexiones Buttress) o bien posición y torque (conexiones con rosca redonda). En este proceso de enrosque, independientemente del tipo de rosca, a medida que el extremo macho (pin) se introduce dentro de la cupla (box) hasta una determinada posición, se genera la interferencia necesaria para evitar la desconexión entre ambos elementos así como también se establece un nivel de estanqueidad mínimo ayudado por la grasa, que obtura los huelgos entre filetes. Cuando hablamos de enrosque de tubing con conexión API EU, se logra un apriete adecuado cuando la cara de la cupla coincide con el punto donde termina la rosca del pin (punto conocido PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

Entonces, siempre con referencia al tubing y, sobre la base de sus características de conexión y método de enrosque adecuado, podemos identificar a continuación las principales ventajas y limitaciones en el uso de este producto:

VENTAJAS Rosca conocida en la industria. Reparación en taller certificado API. Menor costo inicial comparado con una conexión premium. Requiere menor cantidad de equipos para la corrida.

LIMITACIONES Posee una resistencia a la tensión limitada, y muy dependiente de su montaje en campo. No recomendable en ambientes de media a alta presión de líquidos. No posee sellabilidad frente a pozos de gas. Limitada reusabilidad. 43


F

Reparación limitada (UPSET). Turbulencia en cada conexión a nivel del área “J”. Poca resistencia a aprietes múltiples (Alta interferencia de rosca). Un solo sistema de sello, a través del lubricante (Grasa de enrosque). No aplicable a ciertos grados especiales de acero. Pobre desempeño en pozos con presencia de CO2. 8 hilos por pulgada (mayor tiempo de enrosque). Tendencia al engrane por su alta interferencia de rosca. Presenta resistencia limitada a la compresión Tendencia al desenchufe (jump out) por su diseño de perfil de rosca. Tendencia al sobre-torque (no posee un tope u hombro mecánico). Si bien, una de sus ventajas es el menor costo inicial frente a una conexión premium, al observar las limitaciones mencionadas, los costos operativos por deficiencias en sellabilidad (comunicación tubing-casing), problemas de erosión / corrosión, engranes de rosca, turbulencia en el área “J”, alto nivel de descarte de conexiones durante la inspección post-servicio; etc. pueden tener un impacto esencial en la ecuación económica del pozo debido a un runlife limitado y una reusabilidad menor a la esperada. Por eso, es importante profundizar el análisis sobre aquellas limitaciones de mayor afectación en el desempeño de este tipo de tubería.

RESISTENCIA A LA FUGA DE FLUIDOS

La resistencia a la sellabilidad en las conexiones API se consigue mediante dos acciones simultáneas: 1. Un compuesto lubricante que obtura los huelgos entre hilos de la conexión. 2. La presión de contacto entre flancos de filetes. Sobre la base de la importancia de mantener herméticas las conexiones de tubing durante la producción, el Instituto Americano del Petróleo (API) ha realizado (y continúa realizando) investigaciones en las cuales se ha demostrado que factores como la manipulación y apriete en campo, las dimensiones y tolerancias de la rosca, el incremento de la carga axial, la presión diferencial y la temperatura juegan un rol esencial en la propiedad de contener fluidos que finalmente tendrá cada una de las conexiones que componen la sarta. 44

Si bien el API 5C3 ha establecido una expresión para determinar el nivel de presión que puede tolerar una conexión API rosca redonda, la misma ha sido bastante cuestionada en diferentes trabajos puesto que: 1. Contempla solamente la presión de contacto entre flancos de filetes y no considera la presencia de espacio libre entre “crestas” y “valles”. 2. Asume que la presión de contacto es uniforme en la totalidad de la longitud roscada, y en realidad no es así. 3. No toma en cuenta la influencia de la tracción, ni flexión, que actúan incrementando los huelgos entre filetes. Cuando se instala un tubing con conexiones API en campo, es clave seguir lineamientos de correcto manipuleo y uso para asegurar las prestaciones mínimas de conexión dado que la longitud roscada de una conexión rosca redonda realiza una doble función: transmite las cargas axiales entre tubos y genera una barrera a los fluidos confinados en el interior de la tubería. En ese sentido, la estanqueidad será función directa de la cantidad de filetes engarzados de la conexión, de las características de la grasa y de las cargas actuantes sobre la misma, asumiendo que ha sido instalada siguiendo las prácticas recomendadas. Por lo tanto, la prestación de la conexión de tubing API será esencialmente dependiente de ciertos factores fundamentales para asegurar un desempeño básico: 1. Desempeño de la grasa a través del tiempo. 2. Diseño mecánico del pozo (cargas axiales). 3. Práctica adecuada de apriete en campo. La función de la grasa es clave. En este tipo de conexiones, la colocación de grasa asegura que los huelgos entre filetes o hilos se obturen, evitando fugas. Además se evita el engrane de los mismos debido a la lubricación que se ejerce en los flancos de rosca. De manera adicional, la grasa permite minimizar y controlar el torque de apriete, evitando un nivel de tensiones excesivo, contribuyendo a que el torque de apertura alcance valores ejecutables en campo. En definitiva, el efecto sellante de las grasas se consigue producto de la deformación y compactación de aquellos compuestos sólidos, de tamaño muy pequeño, que se acomodan y comprimen en los espacios entre filetes. Como se ha mencionado, la carga axial ejercida sobre las conexiones API favorece la fuga entre los filetes debido a que el “huelgo” que está obturando la grasa aumenta. PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

Esto se debe al diseño del perfil de rosca, el cual hace que, a medida que la carga axial en el tubo se incrementa, los filetes del pin se tratan de “despegar” del box, generando un espacio mayor entre ambos. Un efecto análogo acurre cuando la conexión se somete a flexión o bending.

Figura 4: Distribución de cargas en el perfil de rosca redonda – API EU

En definitiva, la hermeticidad de una conexión roscada API es función del diseño de la misma, de las características de la grasa y de las cargas actuantes, fundamentalmente cargas axiales y presiones diferenciales. Es importante mencionar que la prestación en el tiempo será dependiente de ciertos factores fundamentales para asegurar un desempeño básico, destacándose una práctica adecuada de apriete en campo (API RP 5C1), en donde se requiere una correcta instalación, asegurando que la grasa empleada para el enrosque debe colocarse en cantidad adecuada y debe cumplir con los requerimientos de la API RP 5A3. Adicionalmente se deberá controlar el nivel de cargas axiales puesto que como se ha mencionado, estas aumentan el espacio entre filetes llevando a un incremento en el riesgo de fuga.

Foto 2: Acción corrosiva-erosiva del flujo sobre tubing de producción en conexión API EU PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

INFLUENCIA EN LOS FENÓMENOS DE CORROSIÓN

Establecer un programa de tuberías para un pozo incluye la selección del producto adecuado desde el punto de vista técnico-económico tomando en cuenta el desempeño de los materiales y requiriendo de la evaluación minuciosa del ambiente en donde se van a utilizar. El tubing por supuesto, es una de las tuberías más expuesta a este proceso. Es bien sabido que los aceros al carbono son menos resistentes a la corrosión en comparación con los materiales que poseen un mayor porcentaje de aleantes o CRA’s (Corrosion Resistent Alloys). De todas formas su uso puede dar buenos resultados bajo condiciones específicas, por ejemplo, acompañados por programas de inhibición química con un adecuado procedimiento de monitoreo, también con la adición de pequeños porcentajes de aleantes que permitan tolerar ambientes más agresivos. Por lo general, en los campos en donde se utiliza tubing con conexión API la producción incluye un porcentaje importante de agua asociado lo que favorece la presencia de corrosión, ya sea por CO2, H2S y bacterias. Esto requiere evaluar diferentes opciones técnicas y económicas sobre todo en campos maduros o marginales, para minimizar el costo de las operaciones. El proceso para determinar qué tipo de material y conexión corresponde seleccionar va a estar gobernado por cuatro aspectos técnicos: a. Seguridad (evitar fallas catastróficas). b. Características del ambiente al que se exponen los materiales (deterioro en el tiempo). c. Propiedades, características de los materiales y conexiones. d. Vida útil requerida para servicio, minimizando costo de capital y costo operativo. Como objetivo final de este proceso, la tubería escogida deberá satisfacer, al menor costo posible, dos grandes objetivos finales como son los requerimientos estructurales y de resistencia a la corrosión, para lo cual se tienen las siguientes alternativas mostradas en la tabla 1. De manera adicional, el impacto de la velocidad en los fluidos transportados es crítica dado que muchas veces los productos de corrosión que se depositarían sobre el acero lo protegerían del contacto con el medio ambiente corrosivo, sin embargo el flujo generalmente involucra procesos erosivos dejando metal “desnudo” expuesto y por ende, más propenso a deteriorarse. 45


F

Impacto Alternativas disponibles

Mecánico

Corrosión

Incremento del espesor del tubo

X

X

Aumento de la resistencia mecánica del material

X

Utilizar materiales resistentes a la corrosión

X

Implementar un programa de inhibición

X

Modificar el medio ambiente

X

Cambiar las conexiones roscadas

X

X

Tabla 1: Alternativas para selección del tubular para satisfacer requerimientos estructurales y resistencia a la corrosión

son propensas, en la denominada área “J”, a generar efectos erosivos por la turbulencia ocasionada debido a la discontinuidad en el diámetro interno. Esta turbulencia dificulta la acción de “defensa” de los materiales, ya sea a través de capas pasivantes, o bien impidiendo la acción de inhibidores de corrosión.

Foto 3: Acción corrosiva del flujo sobre tubing de producción en conexión API EU

Entonces, con referencia a los efectos generados en el interior de un tubing que transporta fluido a gran caudal la erosión es esencialmente, la pérdida de material debido a la remoción mecánica de superficie mediante el flujo del entorno. Dicha remoción es más intensa cuando hay sólidos presentes en el medio ambiente y se debe tomar muy en consideración en los sistemas de producción de petróleo y gas cuando la velocidad ascensional (y por lo tanto la producción) generan condiciones que pueden poner en riesgo a las instalaciones. Debido a esto se fijan límites para evitar la erosión. Si estos límites son demasiado conservadores la producción se pierde, y si estos límites son demasiado optimistas hay un riesgo de posible pérdida de integridad del sistema. Por lo general la experiencia indica que, en pozos de gran caudal, la pérdida de espesor resultante por el efecto combinado de la erosión y la corrosión es mayor a la sumatoria de cada efecto si este actuara solo por separado. Un factor importante en este aspecto es la selección de la conexión. Las conexiones API 46

Figura 5: Plano de conexión API EU

Figura 6: Turbulencia generada en el área “J” conexión API EU

Se han reportado numerosos casos de falla por erosión especialmente en pozos con bombeo electro-sumergible (BES), en donde los caudales son por lo general importantes, generando velocidades de descarga de la bomba que no pueden ser toleradas por el diseño de esta conexión.

TENDENCIA AL DESENCHUFE

Si bien el desenchufe de conexiones API 8Rd es tan antiguo como las mismas uniones, y mucho se PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

Foto 4: Acción corrosiva y turbulencia del flujo sobre tubing de producción con conexión API EU

ha escrito sobre este tema, no podemos dejar de reconocer que sigue habiendo problemas de esta naturaleza en los pozos, generando pérdidas económicas debidas a ellas. Fundamentalmente si se trata de tubería con conexiones LC o STC. Ahora bien, analicemos el mecanismo de desenchufe en conexiones API rosca redonda. Los primeros trabajos de relevancia sobre este tipo de falla fueron realizados por W.O. Clinedinst, quien logró cuantificar la carga de desenchufe y de rotura en diferentes uniones. De estos trabajos se deduce que en los casos de desenchufe el elemento crítico es el tubo ya que las tensiones generadas por las cargas axiales hacen que supere el límite de fluencia del material alcanzándose grandes deformaciones.

Foto 5: Desenchufe por conexión API LC mal ajustada

De acuerdo a nuestra experiencia, debemos agregar que es necesario garantizar un número mínimo de filetes engarzados, esto es fundamental para minimizar el riesgo de desenchufe. Muchas veces, en campo, no se toma en cuenta durante el enrosque la posición final del pin, controlándose el ajuste solamente por el torque de apriete lo cual, si PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

las uniones no se han limpiado convenientemente, o si la grasa que se utiliza no es la adecuada, el valor final de torque alcanzado estará “enmascarado” debido a una excesiva fricción entre filetes. En el paper de Assanelli, presentado en 1997, se profundizan las causas de separación entre filetes de conexiones API rosca redonda. En este trabajo se demuestra que existe un intervalo reducido de cargas en la cual la separación entre filetes crece muy rápidamente, explicando que, muchas veces, existen esfuerzos axiales dinámicos de muy corta duración que se suman a las cargas estáticas aplicadas ocasionando el desenchufe de las conexiones. En definitiva, este desenchufe se produce como consecuencia de una disminución en el diámetro del pin, acompañada (en menor grado) por un incremento en el diámetro de la cupla. Este proceso ocurre de forma instantánea, en donde uno de los filetes se desprende primero, quedando la totalidad de la carga repartida en “n-1” filetes engarzados, esto hace que el filete que sigue se zafe inmediatamente, generándose un efecto en cascada de muy corta duración, que culmina con el desenchufe de la unión. Asumiendo una correcta instalación, es más difícil que se genere un desenchufe en conexiones Buttress o premium, debido a la forma de los filetes.

CAPACIDAD DE REALIZAR ENROSQUES SUCESIVOS

Como se ha mencionado en los párrafos anteriores, las conexiones API se enroscan de acuerdo a un método basado en posición y torque, en donde se necesita lograr un nivel de interferencia mecánica determinado para garantizar que la conexión no presente fugas ni se desenchufe. Ahora bien, la interferencia mencionada genera un nivel de tensión muy elevado en cada enrosque, lo cual hace que se presenten deformaciones plásticas y desgaste en los filetes que se incrementan con cada apriete. Debido a esto, la capacidad de realizar enrosques y desenrosques sucesivos en el tubing con conexión API es limitada, ya que, al cabo de una cantidad de operaciones empiezan a aparecer los primeros signos de engrane, resultando en un incremento en la cantidad de inspecciones para detectarlo y reparar o descartar. Un engrane de rosca se caracteriza por una elevada presión de contacto entre filetes, la cual genera calentamiento y posterior micro-soldaduras entre las áreas en contacto (pocas veces reparable en campo) y desembocando en la rotura de la conexión. 47


F

Foto 6: Engrane en Pin con conexión API EU

Se deduce entonces que, por las características de alta interferencia mecánica que necesita esta conexión, el riesgo de engrane es alto luego de sucesivos enrosques, no recomendándose este tipo de conexión para sartas de maniobra.

TOLERANCIA AL SOBRE-TORQUE

Las conexiones API no poseen un tope mecánico en la cupla, con lo cual a mayor torque aplicado, mayor ingreso del pin dentro del box con mayor interferencia. Como resultado de esto, la tolerancia de este tipo de conexiones a elevados valores de torque es nula, corriendo el riesgo de embutir la conexión (jump-in) o pérdida de drift por cierre de la “nariz” del tubo. En el límite, se puede llegar a partir la cupla por el excesivo nivel de tensiones.

RIESGO DE FATIGA EN LA CONEXIÓN

Se tiene evidencia en la bibliografía que el área adyacente al último filete engarzado del pin en uniones tipo 8-Round, es una zona proclive a sufrir fallas por fatiga debido a que los valores de tensiones desarrollados durante el apriete son máximos en esa región. De forma adicional, la forma del filete se considera que actúa como un concentrador adicional que agrava el nivel de severidad, en términos de tensiones localizadas, que experimenta la conexión. Aunque el proceso de enrosque no se considere como único responsable de la falla ya que hay que sumar cargas alternativas al nivel medio de tensiones generados durante la vinculación de un pin con un box, la operación en campo es un factor preponderante que, dependiendo del nivel de torque que experimenta la conexión, puede acelerar la aparición de una fisura. Este tipo de falla suele aparecer más rápidamente en pozos con bombeo mecánico, debido al movimiento alternativo ejercido por la acción de bombeo.

CONCLUSIONES

Ciertamente el tubing es un consumible, pero es importante extender el runlife del mismo hasta 48

el límite en el cual la intervención del pozo no se genere por una comunicación tubing – casing de origen en la sarta. Las conexiones roscadas utilizadas para la terminación de los pozos usualmente deben soportar una cantidad importante de enrosques y desenrosques, debido a los múltiples viajes realizados antes de dejar de forma permanente la columna de producción en el pozo. Las conexiones de tubing API presentan limitaciones en este aspecto. La reparación de las conexiones API EU es limitada. Este factor es muy dependiente del upset, elemento que restringe continuar consucesivas reparaciones en la conexión aun cuando el espesor del tubular así lo permite. Las conexiones API EU poseen alta interferencia de rosca. Esto se necesita para poder garantizar un mínimo valor de sellabilidad. Esta característica implica elevadas tensiones generadas durante su enrosque, lo cual a su vez incrementa el desgaste de los filetes. Adicionalmente cuenta con 8 hilos por pulgada, necesitando de una gran cantidad de vueltas para alcanzar su posición final. Por esta razón este tipo de conexión posee una resistencia limitada a los aprietes múltiples, presentando tendencia al engrane entre filetes. En cuanto a la estanqueidad, la conexión API EU, presenta una tolerancia limitada a las presiones diferenciales. La misma no cuenta con un sello metal-metal y mantener hermeticidad es función directa de la cantidad de filetes engarzados de la conexión y del desempeño de la grasa. Debido a esto las prácticas de apriete en campo son la clave, así como el desempeño de la grasa a través del tiempo. Mientras los huelgos de los filetes se mantengan obturados y las cargas axiales soportadas no logren despegar los filetes entre si, se podrá conseguir sellabilidad. El área o zona “J” es una discontinuidad interna que se presenta en cada una de las conexiones. Esta contribuye a la afectación del flujo mediante la generación de turbulencia, adicionalmente si se tiene un pozo con tortuosidad, los fenómenos de corrosión, erosión, etc. recortan la vida útil de la columna y suelen generar el lavado de rosca y posterior desenchufe de la conexión. Se ha comprobado que los materiales de acero al carbono con bajo porcentaje de cromo acompañados con un proceso de inhibición química adecuado y monitoreo controlado, generan buenos resultados reduciendo los costos operacionales. En el caso de las conexiones API EU por el tema de la discontinuidad interna presente en todas las conexiones, la turbulencia del flujo allí generada afecta la acción del inhibidor, removiéndolo y PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

evitando su protección sobre el acero. En pozos con altos contenidos de corte de agua asociado a la producción (mayor al 50%) se favorece la presencia de la corrosión, esta se suele agravar cuando la producción se realiza a través de equipos de bombeo electro-sumergible los que aumentan la velocidad y flujo de extracción. Por ello la selección adecuada de materiales que resistan este proceso no puede estar independizado de las conexiones roscadas idóneas. En cuanto al ajuste de estas conexiones API EU es básico cumplir con la posición y valor de tor-

que adecuado dentro de los rangos establecidos en API RP 5C1. Por ello es importante utilizar llaves apropiadas (preferiblemente con back up incorporado para mejorar el agarre y colaborar en la alineación del tubular), así como medidores de torque debidamente calibrados y grasa según API RP 5A3. En definitiva, el costo inicial de una tubería Premium frente a una tubería API estándar es mayor, pero los ahorros se ven con la disminución de los costos operativos. La siguiente gráfica es claro ejemplo de un caso real de la región.

Life Cycle Cost (VAN)

$2.500.000

$2.000.000

U$S

$1.500.000

$1.000.000

$500.000

$0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Año

3 1/2" 9,3# L80 API EU

3 1/2" 9,2# L801Cr Premium

Gráfico 1: Costo en relación ciclo de vida de la tubería (API versus Premium)

Con doble aditivo: Antifricción + detergente = doble protección. Disfruta los siguientes beneficios, tu vehículo te lo agradecerá: · Minimiza el desgaste y la fricción. · Reduce depósitos en válvulas, carburador e inyectores. · Protege contra la corrosión. · Mejora el consumo de combustible. · Restaura la potencia del motor. · Disminuye emisiones del vehículo. · Eco-amigable Encuéntrala en TODAS las estaciones de Servicio TERPEL.

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

49

Ad sig · sig pr · “D · Co (o ce


F

NETWORK PLANNING para Estaciones de Servicio Autor: Luis Ernesto Bustillos C.

1.- PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO DE UNA RED DE ESTACIONES DE SERVICIO

QHSE DOWNSTREAM

Luis Ernesto Bustillos. Ingeniero Comercial, Master en Administración de Empresas, Diplomado en Investigación de Mercados; Especialista en planeamiento de redes para Estaciones de Servicio. Trabaja para Primax Comercial del Ecuador S.A.

En 1993, el Ecuador atravesaba momentos difíciles debido a la situación económica imperante en ese entonces, se estrenaba un nuevo gobierno, su visión y política estratégica de desarrollo exigía la implementación de cambios en la estructura socio-económica. Mediante alianzas y acuerdos políticos se aprobó la “Ley de Modernización del Estado”; entre otros, sus considerandos señalaban la necesidad de solucionar definitivamente las injusticias sociales, destacaban la pesada carga que representaba para el estado haber incurrido en actividades empresariales privadas, proponían implementar procesos de cambio como privatizaciones y concesiones de servicios, facilitando la intervención privada, comunitaria y de auto gestión; resaltando que los cambios debían contar con transparencia y normas claras de ejecución. Amparados en lineamientos constitucionales, los políticos aprobaron dicha ley garantizando que las actividades económicas seguirían siendo patrimonio de los ecuatorianos. El gobierno promovió la modernización para la comercialización de combustible y mediante el Decreto Ejecutivo 2024 se empezó a regular esta actividad, grupos de distribuidores ecuatorianos se asociaron creando empresas comercializadoras de combustible, ingresaron al país reconocidas marcas internacionales con deseos de invertir; emprendían acciones para posicionar sus marcas, su participación de mercado; tendrían libertad para fijar precios; las antiguas “gasolineras” cambiaron su imagen, ampliaron su oferta de productos y servicios, estaban obligadas a modernizar su infraestructura, pasando a llamarse “estaciones de servicio”, el negocio de combustible automotriz experimentaba una transformación.

50

Las nuevas comercializadoras, empezaban a conformar y ampliar sus redes de estaciones de servicio afiliando a mediano y largo plazo a distribuidores ofreciendo cambios y mejoras en la infraestructura, otorgaban préstamos para inversión; compraron gasolineras, reconstruyeron otras; adquirieron terrenos para nuevos desarrollos, etc.; el mercado presentaba nuevos negocios como tiendas de conveniencia, centros de lubricación, lavado automático de autos, los consumidores contaban con una oferta diferente de productos y servicios. Los planes de expansión de las comercializadoras, requieren de un modelo de planificación estratégico que permitió y permite a las marcas crecer de manera sostenida y rentable en el tiempo, manteniendo altos los índices de aceptación y recordación de la marca, incrementando el margen bruto e índice de eficiencia y el retorno sobre la inversión, estableciendo un estándar para los sitios seleccionados, definiendo el número de sitios que conformarán la red, este modelo tiene el nombre de “Retail Network Planning”. El modelo utiliza una serie de técnicas y procesos de evaluación para la selección de terrenos y ubicaciones “fuertes y resistentes” en el tiempo; concluye en la elaboración de un documento llamado “Plan Maestro de Retail” que contiene decisiones en cuanto a las acciones e inversiones a realizar para cada ubicación en los siguientes 5 años. Sus objetivos son los siguientes: 1. Establecer los principios para el desarrollo de una red, en base a lineamientos para la selección de sitios, construcción de nuevas estaciones y repotenciación de estaciones existentes. 2. Determinar los criterios para la selección de un lugar comercialmente viable para la construcción de una nueva estación de PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

servicio incluyendo los negocios aliados.

2.- EL PROCESO DE NETWORK PLANNING La investigación de mercado debe efectuarse a profundidad, se requiere de la conformación de un equipo interno de trabajo liderado por un planificador de red, por los representantes comerciales y el apoyo externo de promotores inmobiliarios y urbanistas. El proceso de medición de mercado comprende los pasos detallados en la Fig. No.1 2.1 Determinación de las áreas de estudio El área de estudio no significa tomar en cuenta todo un territorio geográfico, se recomienda considerar las áreas metropolitanas, ciudades principales y vías importantes, en las cuales se seleccionará sitios con potencial para el desarrollo de nuevas estaciones de servicio, se registrarán estaciones que pueden ser adquiridas, remodeladas o modernizadas e incluso sitios con probabilidades de cierre, se identificarán oportunidades de negocios fuera de estos nichos de mercado para un análisis futuro. En las áreas de estudio, se determinará las áreas de comercio, las mismas que informan el potencial presente y futuro del área dentro de la totalidad del mercado. Las áreas de comercio son zonas que cuentan con puntos focales (centros comerciales, universidades, hospitales, aeropuertos) los mismos que atraen a consumidores motivando el crecimiento de la demanda. (Fig. No. 2) PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

PROCESO

DETERMINAR ZONAS A ESTUDIAR

DEFINIR ZONAS COMERCIALES MEDIR EL MERCADO

DEFINIR ZONAS COMERCIALES MEDIR EL MERCADO

PLAN PARA CADA UBICACIÓN

DISEÑOS - LAY OUTS - COSTEO

EVALUACIONES

PLAN MAESTRO DE RETAIL Fig. No.1 51

DOWNSTREAM QHSE

3. Establecer los principios básicos para el diseño de una nueva estación de servicio, en función de las ventas estimadas, mix de productos, exigencias del mercado. En la actualidad existen programas computarizados que facilitan esta actividad, como son los sistemas de localización satelital. También existen otros sistemas específicos para el desarrollo de redes, se basan en la metodología que se explicará más adelante, es decir, parten de una investigación de mercado, aplican criterios de selección y calificación de sitios, cuantifican la oferta, estiman la demanda en función de variables, valoran la operación, las facilidades de los sitios, etc. determinando que sitios son potencialmente atractivos para invertir, etc.


F

¿Cuánto vamos a vender?

No hay modelos, ni fórmulas de predicción exactos, la experiencia, la técnica, la validación constante de información e investigación de mercado, permitirán estimar la demanda de combustible en las áreas seleccionadas, como resultado del análisis de factores demográficos, flujos vehiculares, niveles de ingresos, costumbres, hábitos de compra, entre otros. La oferta de combustible estará representada por el número de estaciones existentes, las facilidades que presentan, el tipo de operación, marca, etc. El balance final, determinará la viabilidad comercial de instalar una nueva estación de servicio.

Fig. No. 2

2.2 DEFINICIÓN DE ÁREAS DE COMERCIO

El área de comercio está definida por claros límites o barreras físicas (naturales o artificiales) o socioeconómicas que actúan como un obstáculo que impide el traslado o movimiento de conductores de un lugar a otro. El uso de mapas o ayudas electrónicas son de gran ayuda, permiten llegar a conclusiones acertadas.

QHSE DOWNSTREAM

Un ejemplo de zona de comercio en Quito está dado por la división geográfica del antiguo aeropuerto (hoy Parque Bicentenario), donde la antigua pista es un claro obstáculo que no permite la circulación de oeste hacia el este o viceversa. Resaltan las avenidas principales, estaciones de servicio existentes y puntos focales. ( Fig. No. 3) Entre otras barreras geográficas se tienen ríos con escasos puntos de cruce, líneas de ferrocarril, parques y como psicológicas el tiempo, a los suburbios o barrios con alto contraste. Una estación de servicio muy bien situada aprovecha el potencial de la zona de comercio atrayendo la mayor parte de clien52

tes dentro de los límites de su área de comercio. La competencia dentro de la misma área de comercio competirán por la demanda de combustible, la demanda para productos no combustibles esta sujeta a los patrones de compra de los consumidores de la zona. Dentro de la zonas de comercio, existen las áreas de compras, que son lugares a donde acuden los residentes a comprar un producto o servicio específico. Las áreas de compras varían según el producto o servicio especializado por lo tanto, los clientes optan por cambiarse a otra zona de compras o a la competencia sin mayor problema. Las áreas de compra a diferencia de las zonas de comercio, pueden alterarse ante varias opciones de compra, por esta razón las zonas de comercio son muy importantes para la venta de combustible y no necesariamente para productos no combustibles. Un elemento importante para la inspección física y para la creación de áreas comerciales es la confirmación de sus límites mediante la conducción alrededor del área de interés, así, se puede valorar la comodiPGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

Fig. No. 3

La inspección física permite estimar el número de vehículos estacionados en las vías, en garajes y zonas de parqueo, etc. También es posible conocer la cantidad de tráfico que fluye hacia la zona o desde fuera de ella para dar una indicación de la demanda transitoria dentro del área de comercio. Es fundamental determinar las direcciones viales, los posibles cambios de sentido por desarrollos planificados; así mismo, la segmentación del tipo de tráfico (livianos, pesados, motos, etc.) a diario y por semana, las horas pico; conocer donde se genera el tráfico y hacia dónde va. El análisis se lo PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

hace por separado, cada lado de la vía tiene comportamientos distintos. Adicionalmente, la investigación directa tanto sobre los planes de desarrollo urbanísticos, de nuevas vías, polos de desarrollo, centros comerciales, nuevos sitios de la competencia como sobre las restricciones, ordenanzas, reglamentaciones que afecten el negocio son aspectos cruciales para las recomendaciones de inversión. Como se señaló anteriormente, la inspección física es de suma importancia, su precisión es fundamental para el proceso, el análisis debe considerar todos sitios e información relevante. La información proporcionada por representantes de ventas, operadores, distribuidores, personal de planificación, bienes raíces es relevante. Sistemas de ubicación, manejo estadístico, internet, garantizan que la información tenga un enfoque consistente y continúa. 53

DOWNSTREAM QHSE

dad, la accesibilidad, la oferta, los servicios. Es la manera de ir midiendo el tiempo necesario para alcanzar puntos de venta, las barreras de tiempo como intersecciones, vías congestionadas, calles comerciales, que son características importantes para la determinación de zona de comercio. Adicionalmente, el análisis de datos como tendencias de consumo, índices demográficos, de riqueza, parque automotor, tráfico deben ser considerados.


F

PROCESO

Habitantes, crecimiento demográfico

Hogares, ingresos, gastos, costumbres

Uso de suelo, permisos, restricciones

Rutas de tráfico, vías principales, secundarias, proyectos viales

Número de vehículos, flujos vehiculares

Estaciones de la red, competencia, facilidades, servicios

Fig. No.4

3.- CLASIFICACIÓN DE ESTACIONES DE SERVICIO

QHSE DOWNSTREAM

Toda decisión en cuanto a la selección de nuevos sitios, el destino de los existentes, los puntos de venta candidatos a ser eliminados, las estaciones vulnerables, etc., dependerá del análisis efectuado en cada zona, las conclusiones se registrarán en el plan maestro de red. La evaluación de cuatro factores en cada sitio es relevante en los puntos de interés para la comercialización de productos combustibles y no combustibles en una estación de servicio. La aplicación práctica de la técnica que se describirá a continuación será determinante. 3.1 Evaluación del sitio, estación o terreno Es la actividad más crítica dentro de la planificación de la red, los siguientes fac54

tores determinan si una ubicación es apta y conveniente para invertir en la instalación, modernización, compra de una estación de servicio. 3.1.1. Visibilidad Cuando en su aproximación el conductor identifica de manera clara y oportuna la estación de servicio a una distancia de 250m, captando visualmente el monolito, el logo instalado en la cenefa, la entrada a la estación y el primer dispensador el sitio tiene una calificación ideal (10/10). Entre otros factores, el sitio debe permanecer visible durante la aproximación, en caso de ser un terreno, la evaluación se realizará de manera imaginaria. Es común observar factores que afectan la visibilidad de los sitios, tales como cerramientos, edificios, árboles, banderas, publicidad excesiva, intersecciones, curvas, nivel de suelo, entre otros. PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

Fig. No.5, Visibilidad y Accesibilidad permiten al conducor apreciar a distancia la estación y sus servicios.

Fig. No.6, Visibilidad y Accesibilidad limitadas por construcciones, postes, no permiten ver la estación.

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

culizar ni limitar la oferta para el cliente, los sitios deben ser planos y estar al mismo nivel de la carretera. Varios factores afectan la accesibilidad de los sitios, entre ellos la velocidad, la poca visibilidad para integrarse a la vía, el escaso frente, los semáforos y vías de servicio. No obstante, los accesos pueden ser mejorados mediante la compra de un terreno adjunto. (Fig. No. 7) 55

DOWNSTREAM QHSE

3.1.2. Accesibilidad Califica la facilidad con la que el cliente es capaz de ver la entrada al sitio a distancia; entrar, cargar y salir con facilidad de la estación de servicio. El frente adecuado debe ser de 60m, un fondo capaz de contener 4 islas de llenado con 8 posiciones de carga en forma de peaje y apreciar directamente la oferta de productos no combustibles durante el abastecimiento es lo ideal, alta calificación (10/10). El tamaño del sitio no debe obsta-


F

Fig. No. 7

3.1.3. Flujo vehicular Un flujo vehicular mayor a 20.000 vehículos por día contabilizados en los dos sentidos de la vía o de 10.000 en un solo lado de la vía tiene la calificación ideal (10/10). El tráfico motorizado no se toma en cuenta, salvo en mercados donde ese medio de transporte es importante. La medición del flujo vehicular permite cuantificar el mercado mediante la segmentación de vehículos livianos, pesados, extra pesados, entre otros.

QHSE DOWNSTREAM

3.1.4. Zona comercial – Trade Areas Una zona con una fuerte influencia comercial, residencial, con altos ingresos, presencia de puntos focales importantes, en crecimiento, con vías de convergencia que beneficien directamente al sitio es lo ideal para una alta calificación (10/10), no obstante, son áreas muy escasas. Los sitios localizados en áreas industriales, que no tienen impacto demográfico, tienen baja puntuación, a menos que se beneficien por la convergencia de vías o tal vez un fuerte punto focal; normalmente y a pesar de que cuentan con elevada concentración de empleados, es bajo el aporte al negocio de combustibles y no combustibles, no todas funcionen 24 horas o 7 días por semana. La calificación de sitios para una estación de servicios debe tomar en cuenta el sitio para el negocio a implementar y no lo que es actualmente, es decir no se tomará en cuen56

ta las instalaciones, edificaciones y elementos existentes. Al evaluar los cuatro factores, se deberá pensar en términos de una escala móvil de 10/10 cuando coincide exactamente con el requisito y 0/10 cuando falla por completo.

4.- CLASIFICACIÓN DE LOS SITIOS Los criterios de valoración utilizados para clasificar los sitios, son prácticamente idénticos para establecimientos potenciales o existentes, es decir que considera el valor futuro de cada uno, determinando su importancia dentro del Plan Red y su derecho a una posición en el programa de mejoramiento de la red. Un sitio perfecto cumple exactamente o excede los criterios de visibilidad, accesibilidad, el tráfico y la zona de comercial. (Fig. No. 8) 4.1. Un sitio prime y secundario fuerte Su fortaleza será estar vigente en el largo plazo, son los más atractivos para la inversión y candidatos a contar con una completa oferta integral para el cliente. Forman parte de los programas de desarrollo futuro, de renovaciones anticipadas, o compras del bien. Forman parte del Plan Maestro del Desarrollo de la red. Superan expectativas financieras, de ventas, tienen alta rotación. 4.2. Un sitio secundario Cuentan con visión a mediano plazo y largo plazo, pueden ser vulnerables a los sitios principales y a la competencia. Estos PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

CALIFICACIÓN DE LOCALIZACIÓN TRIPLE PRIME

20

0

CALIFICACIÓN DEL SITIO

PRIME

10

SECUNDARIA

SECUNDARIA FUERTE

SECUNDARIA

DOGS

0 SITIO: LOCALIZACIÓN:

VISIBILIDAD + ACCESIBILIDAD TRADE AREA + FLUJO VEHICULAR

Calificación:

sitios tienen dos de los atributos críticos su favor, no están en ubicaciones dominantes. Generalmente son rentables. Existen mercados en los cuales los sitios secundarios son la norma en la industria y en consecuencia tienen volúmenes interesantes, por lo tanto, en el largo plazo, son candidatos a ser adquiridos cuando poseen ubicaciones privilegiadas y condiciones para la comercialización de productos no combustibles.

posible es el gran reto de esta actividad; por lo tanto, el detalle de las acciones a realizar en cada sitio tendrán el respaldo suficiente de un plan profesionalmente concebido. Se tomará en cuenta que factores como la visibilidad y la accesibilidad pueden ser corregidos, en cambio, los factores relacionados con el área de comercio y flujo vehicular no se podrán mejorar.

4.3. Los sitios perro Probablemente tengan un futuro limitado, aunque se han encontrado sitios con volúmenes interesantes debido a la falta de competencia, son vulnerables a las iniciativas de la competencia. No deben calificar para invertir en su compra, son firmes candidatos a salir de la red.

Existen principios básicos que rigen la selección de emplazamientos para estaciones de servicio urbanas o de carretera, los principios aplican para la construcción de nuevas estaciones o para remodelaciones de las existentes. En cuanto a los espacios importantes, la pista se considera como el área principal, ahí se produce todo el ciclo operativo, entrada, circulación, carga, parqueadero, uso de servicios, salida; por lo tanto, su diseño debe considerar el suficiente espacio de circulación libre y fácil; la disposición de las islas de despacho debe facilitar la visión

5. PLANES PARA CADA UBICACIÓN Ofrecer productos y servicios al mayor número de clientes, en sitios comercialmente viables para el desarrollo de estaciones de servicio, para alcanzar el mayor margen PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016

6.- DISEÑOS – LAYOUTS – COSTEO

57

DOWNSTREAM QHSE

Fig. No. 8

Un SITIO TRIPLE PRIME / PRIME: Cumple 4 de 4 factores Un SITIO SECUNDARIO FUERTE: Cumple 3 de 4 factores Un SITIO SECUNDARIO: Cumple 2 de 4 factores Un SITIO DOG: Cumple 1 de 4 factores


F

hacia los marcadores y especialmente hacia la oferta de productos que se comercializan en las tiendas de conveniencia u otras áreas comerciales dentro de la ESS que deberán ubicarse a continuación de la zona de abastecimiento. La experiencia demuestra que el trazado más eficiente es el llamado “peaje”, es decir, islas paralelas con facilidad de atención de dos vehículos a la vez por cada isla. El tamaño de la estación, el número posiciones de abastecimiento, la capacidad de almacenamiento, la disposición de islas y dispensadores dependerán de parámetros como: potencial de ventas de combustible, número y tipo de vehículos estimados, mix de productos, tienda de conveniencia y características del terreno.

7.- EVALUACION FINANCIERA Es un paso crucial dentro del “Network Planning”, necesariamente está ligado a la selección y calificación de sitios, así como a la modernización de la red. Si la evaluación no se realiza correctamente, la red podría

SITUACIÓN ACTUAL Tipo operación Calidad de operación VOLUMEN DE VENTA Súper Extra Diesel Total CLASIFICACIÓN 1) Visibilidad 2) Accesibilidad 3) Area de Comercio

QHSE DOWNSTREAM

4) Area de Comercio OPORTUNIDADES

Dealer Mala

estar sosteniendo a un activo incapaz de cumplir el rendimiento esperado. La comprensión clara y coherente de resultados de la evaluación de un sólido programa de inversión en la que los proyectos se puedan comparar y priorizar generará los resultados esperados. La evaluación financiera se lleva a cabo a través de un modelo de flujo de caja descontado, el mismo que entre otros resultado permite comparar resultados con otros proyectos de inversión, mide el valor del dinero en el tiempo, calcula el retorno de la inversión, genera confianza en la alta dirección, entre otros.

PLAN MAESTRO DE RED Como se indicó, el proceso de evaluación para selección de terrenos y mejora de ubicaciones fuertes y resistentes en el tiempo, concluye en la elaboración de un documento llamado “Plan Maestro de Retail” que contiene decisiones acertadas en cuanto a las acciones e inversiones a realizar para cada ubicación, para los siguientes 5 años. ejemplo: Fig. No. 9

PLAN PARA ESS 35,000 100,000 15,000 150,000

Secundario Pobre Pobre Excelente Localización Área de convergencia Residencial Alto tráfico Punto focal: Centro Comercial Zona de peatones Altos ingresos Alta densidad poblacional 8.000/día Adquirir terreno contiguo

INVERSIÓN CAPEX INVERSIÓN DEALER VPN TIR P. BLACK

Cambio de operación / Renta

Volumen estimado 45,000 120,000 15,000 180,000

Secundario FUERTE 1) Compra de terreno mejora indicador 2) Compra de terreno mejora indicador Condiciones que favorecen 3) Condiciones que favorecen Condiciones que favorecen Condiciones que favorecen Remodelación de tienda, venta esperada $ 70.000 mes Condiciones que favorecen Condiciones que favorecen Condiciones que favorecen 4) Cambio de ubicación de dispensadores, mejora de mix Compra de terreno

>0 >15% 4 AÑOS

$600,000 $120,000

Fig. No. 9 58

PGE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016


F

Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com ventas@globalcorpvirtual.com dmosquera@globalcorpvirtual.com

Nuevas oficinas AIHE: A partir del 1ero de octubre de 2016 las oficinas de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador, AIHE, estarán ubicadas en: Av. 12 de Octubre N26-48 y Lincoln, Edificio Mirage, piso 3, oficina 3C. GE PETRÓLEO & GAS - SEPTIEMBRE 2016 59 Teléfonos Pde contacto: (02) 450-3164 y (02) 450-3169


onsorcio Petrosud Petroriva y Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur son sociedades de hecho, constituidas legalmente en Ecuador el 17 de agosto del 2000 y el 1ero de julio de 2010 respectivamente. Se dedican principalmente a la explotación de petróleo crudo y exploración adicional de hidrocarburos en el Bloque Pindo y Bloque Palanda Yuca Sur. El Bloque 64 (Palanda) comprende una extensión de 14.050 hectáreas y el Bloque 65 (Pindo) de 6.800 hectáreas. Su producción de petróleo diaria es de alrededor de 7.800 barriles a (julio 2016). Algunos de sus objetivos principales son: prevención de riesgos laborales y mitigación de impactos ambientales, mantener eficiencia operativa sin descuidar su responsabilidad corporativa. Aspira a mantener la producción e incrementar las reservas. NUESTRA GENTE Los consorcios cumpliendo con el Art. 47 de la ley de discapacidades, mantienen en actividades a personas con capacidades distintas en una relación del 4%, en un ambiente que les permite desarrollar conocimientos y habilidades acordes a su capacidad, potencial y eficiencia. Nuestra gente, es nuestra energía. Los Consorcios cuentan en sus filas, con jóvenes profesionales (39% de los colaboradores se encuentran en el rango de edades de 26 a 30 años). El objetivo es desarrollar conocimiento pasando de la teoría a la práctica, para lo cual, cuentan con mentores a cargo de su soporte y guía. Todo nuestro personal recibe capacitación y entrenamiento permanente, según sus necesidades profesionales actuales y de mediano plazo, alineada con la estrategia de los consorcios. Gracias a la permanencia de al menos 4 años en promedio de nuestros colaboradores en los Consorcios, éstos cuentan con una estructura organizacional sólida, basada en la experiencia que acoge y desarrolla a las nuevas generaciones. Las mujeres de los Consorcios, que participan en las áreas operativa, técnica y profesional representan una

fuerza esencial que impulsa nuestro crecimiento. A partir del año 2012 se ha fomentado la inclusión de personal femenino en la operación de los campos, dentro de un marco de respeto y brindando igualdad de oportunidades a mujeres en áreas especializadas. Es por eso y por la salud de todos nuestros colaboradores y sus familias, que los Consorcios tienen planes privados de seguro de vida, asistencia médica, dental y oftalmológica para nuestros colaboradores y su familia. TRABAJADORES DE LA COMUNIDAD Creemos en la eficiencia de la fuerza de trabajo de nuestra gente, por lo que el 100% de nuestros colaboradores es ecuatoriano. Más del 40% de nuestros trabajadores proviene de las comunidades y zonas de interés de los bloques Pindo y Palanda Yuca Sur, lo que apoya al crecimiento económico de la región y multiplica el bienestar de aquellas comunidades donde se desarrollan nuestras actividades. Mantenemos políticas permanentes de cuidado ambiental. Contamos con programas de minimización de tres tipos de desechos peligrosos: filtros de aceite, pilas no recargables que se reemplazan por baterías recargables, y el empleo de tóner recargables. En Consorcio Petrosud Petroriva y en Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur, buscamos el desarrollo de nuestra gente, de las comunidades y de nuestro País. LOGROS EMPRESARIALES En el año 1999 cuando asumimos el reto de la operación de los bloques Pindo y Palanda, la producción de los campos estaba en los 385 bppd para Pindo y 258 bppd en Palanda. La producción máxima alcanzada en el tiempo fue de 8.168 y 5.600, respectivamente. La producción acumulada desde julio de 1999 a la fecha supera los 22,8 millones de barriles para el Bloque Pindo y 14,6 millones de barriles para Palanda Yuca Sur. En 14 años las inversiones exploratorias y de desarrollo superan los 75MM$ de dólares en el Bloque Pindo y los 85MM$ en el Bloque Palanda hasta el 31 de diciembre 2015.

Revista PGE PETRÓLEO&GAS Septiembre 2016  

10 Edición de la Revista Petróleo y Gas en Ecuador de Septiembre 2016

Revista PGE PETRÓLEO&GAS Septiembre 2016  

10 Edición de la Revista Petróleo y Gas en Ecuador de Septiembre 2016

Advertisement