producción - EP PETROECUADOR

Edición No. 024 - MARZO 20201 000 EJEMPLARES ISS

N 1

39

0-

88

12

PRODUCCIÓNProyección de crecimiento de

anomalías por corrosión en ductos para los Bloques 16 y 67

Repsol Ecuador S. A.

PRODUCCIÓNSistemas de completación

hidroselectivos

PRODUCCIÓNDiagnóstico, evaluación y

prevención de la migración de finos en el reservorio Hollín

3

PRESENTACIÓN

La Revista PGE PETRÓLEO&GAS, en su edición de marzo 2020, comparte con sus lectores importantes estudios técnicos, estadísticas de la industria petrolera y reportes de torres de perforación y reacondicionamiento en Ecuador.

La sección técnica, presenta el artículo Proyección de crecimiento de anomalías por corrosión en ductos para los bloques 16 y 67 de la empresa Repsol.

La empresa Halliburton expone un estudio sobre: Diagnóstico, evaluación, prevención y casos de

es presentado en esta nueva edición por la empresa

La revista expone también un estudio sobre Predicción de la tendencia incrustante en tuberías de pozos de extracción de petróleo y gas utilizando modelos de árboles de decisión neural.

Andes Petroleum Ecuador Ltd., comparte una reseña sobre sus 14 Años de Operación en Ecuador.

Saludamos a nuestros distinguidos lectores y esperamos que esta nueva edición sea de su interés y cumpla con sus expectativas de información sobre el sector.

Ing. Ernesto Grijalva H.

4

CONTENIDO

Revise la edición en su

escaneando el código QR

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18

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30

38

49

CONSEJO EDITORIAL

Ing. Ernesto Grijalva

Director Ejecutivo

Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador

(AIHE)

Evaluador Técnico Externo:

Ing. José Luis Ziritt

Coordinación:

Mayra Revelo


(AIHE)

Editor Responsable

Sandra Mosquera, Globalcorp

Diseño

Juan Centeno, Globalcorp

Fotografías

Wikipedia

Colaboradores:

Autores: Álvaro Izurieta, Mayra Ruilova, Marco Vinicio

Cisneros Martínez, Henry Esteban Mora, Hu Quan,

Bryan A. Peralta Arboleda, Marcelo Fernando Salvador

Quiñones y José Luis Ziritt

Nota Editorial:

Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son

proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores

de cada estudio.

Impresión: Globalcorp

Tiraje: 1000

Número: 024 - Marzo 2020

Frecuencia: Trimestral

Lugar de Edición: Quito - Ecuador

ISSN: 1390 - 8812

Contacto, ventas e información:

[email protected]

www.revistapetroleogas.com

Globalcorp: [email protected]

Teléf: (593-2) 259-8407

Celular: 099 5404195

EstadísticasAIHE

Henry Esteban Mora H.

Proyección de crecimiento de anomalías por corrosión en ductos para los Bloques 16 y 67 – Repsol Ecuador S. A. Marco Vinicio Cisneros Martínez

Diagnóstico, evaluación y prevención de la migración de

Álvaro Izurieta y Mayra Ruilova

José Luis Ziritt

Andes Petroleum Ecuador Ltd., 14 años contribuyendo al EcuadorHu Quan

Predicción de la tendencia incrustante en tuberías de pozos de extracción de petróleo y gas utilizando modelos de árboles de decisión neural (MADN)Bryan A. Peralta Arboleda y Marcelo Fernando Salvador Quiñones

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

Han sido 14 años de contribución al crecimiento del país, tiempo en el que hemos desarrollado una operación segura, responsable y respetuosa con la naturaleza y con las comunidades circundantes.

Energía y Ambiente en Armonía

REPORTES

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PGE PETRÓLEO & GAS - No. 24 - Quito, Marzo 2020

I

Torres de perforación en stand by en el Ecuador

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig [email protected]

CONTRATISTA RIG TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

CCDC CCDC 036 ZJ70D -2000 HP COCA BASE

CCDC CCDC 038 ZJ50D - 1500 HP LAGO AGRIO BASE

CCDC CCDC 039 ZJ50DB -1500 HP COCA BASE

CCDC CCDC 066 ZJ70DB - 2000 HP COCA BASE

CCDC CCDC 069 ZJ70DB - 2000 HP PARAHUACU BASE

EQUIPENINSULA EQP 100 HEARTLAND RIG INTERNATIONAL (HRI) 850 HP ANCON BASE. PACIFPETROL (SINERGY GROUP)

HILONG HL 7 ZJ70D - 2000 HP PREPARRING RIG PREVIOUS TO MOBILIZE TO DRILL FOR GENTE OIL (SINGUE FIELD)

HILONG HL 15 ZJ70D 2000 HP DEMOBILIZING FROM MIRA PAD (ORION) TO COCA BASE

PETREX 20 HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP COCA BASE

PETREX 5824 NATIONAL 1320 (HELI RIG) COCA BASE

SINOPEC 128 ZJ70D - 2000 HP COCA BASE

SINOPEC 129 ZJ70D - 2000 HP OSO A PAD

SINOPEC 156 ZJ70/4500D 2000 HP COCA BASE

SINOPEC 168 ZJ70DB - 2000 HP STDBY. YURALPA CHONTA CENTRO PAD

SINOPEC 169 ZJ70DB - 2000 HP COCA BASE


SINOPEC 185 ZJ70DB - 2000 HP STDBY OSO H PAD (WAYRA)


SINOPEC 191 ZJ70D/4500D50 - 2000 HP COCA BASE

SINOPEC 220 ZJ70/4500D92 - 2000 HP COCA BASE


TRIBOILGAS 202 SERVICE KING 1000 HP COCA BASE

TUSCANY DRILLING 119 DSI CANTILEVER TYPE 2000 HP COCA BASE

Febrero 03, 2020

Torres de perforación en operación en el Ecuador

OPERADOR POZO CONTRATISTA RIG TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. FANNY 18B182 CCDC CCDC 025 ZJ70DB - 2000 HP RIH 9 5/8" CASING

PETRORIENTAL KUPI 15 CCDC CCDC 037 ZJ70DB - 2000 HP DRILLING 16" HOLE SECTION

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA PINDO 10D SINOPEC 127 ZJ70D - 2000 HP MOBILIZING RIG TO LOCATION

ENAP SIPEC MDC 52 TUSCANY DRILLING 117 HELI RIG 200O HP DRILLING 26" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS SCHAF 489 CCDC CCDC 028 ZJ70DB - 2000 HP PERFORMING DYNAMIC TESTING PREVIOUS TO START DRILLING

EP PETROAMAZONAS1 CLBC 048H SLR (SCHLUMBERGER) SLR - 401 MAVERICK T 1000 (2000 HP) COMPLETION

EP PETROAMAZONAS2 CUYABENO D092 SINOPEC 119 ZJ70/4500D - 2000 HP DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS2 CUYABENO C090 SINOPEC 219 ZJ70DB - 2000 HP COMPLETION

EP PETROAMAZONAS3 SHSH 112D SLR (SCHLUMBERGER) SLR - 402 MAVERICK T 1000 (2000 HP) INSTALLING SECTION "C" AND LINES TESTING. STARING SKIDDING TO DRILL SHS 186

Febrero 03, 2020

REPORTES

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I


ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. GABY 01 HILONG HL-3 DFXK JC11/21 650HP W.O.

ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. MARIANN 45 ST1 HILONG HL - 18 DFXK JC11/21 650HP W.O.

PETRORIENTAL PAICHE 2 CCDC 51 XJ650 - 650 HP W.O.

XJ650 - 650 HP" W.O. ORIENDRILL S.A. 901 LOADCRAFT 650 W.O.

ENAP SIPEC MDC 01 ORIENDRILL S.A. 901 LOADCRAFT 650 W.O.

REPSOL IRO 02 SINOPEC 908 XJ 650 - 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PYMG 029 CCDC 52 ZJ - 650 HP W.O.

ZJ - 650 HP" W.O. LOXODONTA ELEFANTE 01 CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY) W.O.

EP PETROAMAZONAS PCN 012 (PUCUNA O12)

ESPINEL & ASOCIADOS EZ - 12 XJ 650 W.O.

EP PETROAMAZONAS DRTA 005 (DRAGO ESTE A005) FAST DRILLING FD 11 XJ 650 (700 HP) W.O.

EP PETROAMAZONAS SCHE 371 LOXODONTA ELEFANTE 01 CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY) W.O.

EP PETROAMAZONAS SCHU 212 TRIBOILGAS 101 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SCHAN 462D TRIBOILGAS 102 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PKNA 016H TRIBOILGAS 103 LCT 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS CYBF 036 TRIBOILGAS 104 LOADCRAFT 550 W.O.

EP PETROAMAZONAS GNTF 028 TRIBOILGAS 105 CROWN 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS TPTC 007 TRIBOILGAS 107 LOADCRAFT 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SHH - 18 (SHUSHUQUI 18) TRIBOILGAS 201 DRILLING SERVICE KING

1000HP W.O.

EP PETROAMAZONAS1 CLB 002 GEOPETSA 04 UPET 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS1 ACAE 66 GEOPETSA 6 ZPEC 650 W.O.

EP PETROAMAZONAS1 CHSA 009 TUSCANY DRILLING 111 CARE 665 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS2 LGAE 040 GEOPETSA 5 LTO-550-VIN-26606 W.O.

EP PETROAMAZONAS3 SHS AB 295 GEOPETSA 3 WILSON 42B 500 W.O.

EP PETROAMAZONAS3 SHSV 192D GEOPETSA 7 KING SERVICES 750HP W.O.

EP PETROAMAZONAS4 EDYJ182A SINOPEC 932 XJ 650 - 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS5 CUYABENO A028 SINOPEC 904 ZJ30 - 750 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS6 YNEB-022 R1 SINOPEC 903 XJ 650 - 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS7 ARMADILLO B04 SINOPEC 907 XJ 550 - 550 HP W.O.

Febrero 03, 2020Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador

REPORTES

8


I

Febrero 03, 2020

Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador


CONTRATISTA RIG No. TIPO DE EQUIPO STACKED

AGIP OIL ECUADOR AOE 1 OIME 750SL STBY. VILLANO "A" PAD

AGIP OIL ECUADOR AOE 2 OIME 500 STBY. VILLANO "B" PAD

CCDC CCDC 40 ZJ20 - 650 HP COCA BASE

CCDC CCDC 41 XJ550 - 650 HP COCA BASE

CCDC CCDC 42 XJ550 - 550 HP LAGO AGRIO BASE

CCDC CCDC 52 ZJ - 650 HP COCA BASE

DYGOIL 20 FRANKS 600 SHUSHUFINDI BASE

DYGOIL 30 CAMERON 600 SHUSHUFINDI BASE

ESPINEL & ASOCIADOS EZ -12 XJ 650 SACHA BASE

FAST DRILLING FD 11 XJ 650 (700 HP) BASE EL ARENAL (VIA PROYECTO SSFD)

HILONG HL - 28 DFXK JC11/21 650HP COCA BASE

ORIENDRILL S.A. 902 LOADCRAFT 650 MOBILIZING FROM HOUSTON. ETA: 3rd WEEK ON AUGUST/2019

CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERATED BY SLR) CSSFD 01 KING SERVICES 750HP SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC 905 ZJ30 - 750 HP COCA BASE

SINOPEC 932 XJ 650 - 650 HP MOBILIZING FRON EDY (PAM FIELD) TO COCA

SLR (SCHLUMBERGER) SLR 32 WILSON MOGUL 42B SHUSHUFINDI BASE

SLR (SCHLUMBERGER) SLR 34 WILSON 42B SHUSHUFINDI BASE

SLR (SCHLUMBERGER) SLR 53 WILSON MOGUL 42B SHUSHUFINDI BASE

TRIBOILGAS 5 LTO-550-VIN-26606 COCA BASE

TRIBOILGAS 6 COOPER 550 COCA BASE

TRIBOILGAS 7 WILSON 42 B COCA BASE

TRIBOILGAS 8 COOPER 550DD LAGO AGRIO BASE

TRIBOILGAS 102 550 HP COCA BASE

TRIBOILGAS 103 LCT 550 HP COCA BASE

TRIBOILGAS 105 CROWN 550 HP COCA BASE

TRIBOILGAS 106 SERVICES KING 550 HP COCA BASE

TRIBOILGAS 107 LOADCRAFT 550 HP COCA BASE

TRIBOILGAS 201 DRILLING SERVICE KING 1000HP COCA BASE


TRIBOILGAS 205 SERVICE KING 1000 HP TAMBILLO (QUITO)


TUSCANY DRILLING 104 CARE 550 HP STACKED PICHINCHA PAD

9


I ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006 - 2019

(Dólares por barril)

Fuente: EP Petroecuador y EIA Energy Information Administration

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS FEBRERO 2018 - FEBRERO 2020

(BPPD)

10


IESTADÍSTICAS

CONSORCIO PALANDA - YUCA SUR

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA (BPPD)

PETROAMAZONAS EP

ORION ENERGY OCANOPB S. A.

ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.

AGIP OIL ECUADOR B. V.

CONSORCIO PEGASO (CAMPO PUMA ORIENTE S. A.)

GENTE OIL ECUADOR PTE. LTD.

ORIONOIL ER S.A.

11


I ESTADÍSTICAS


PETROORIENTAL S. A. (BLOQUE 14 Y 17)

ENAP SIPETROL S. A. - ENAP SIPEC

CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA PACIFPETROL

REPSOL - BLOQUE 16 Y 67 (TIVACUNO)

TECPETROL PLUSPETROL

PETROBELL INC.

12

F

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 24 - Quito, Marzo 2020 El éxito de desarrollar habilidades blandasJosé Luis Ziritt

RESUMENLa formación académica, los títulos y las cre-

denciales son importantes, pero el desarrollo

de habilidades blandas, que son más sociales

que técnicas, tiene un rol crucial en el desempe-

ño laboral y su demanda es alta en el mercado

de trabajo actual.

Las habilidades blandas son habilidades ge-

nerales, como la capacidad de aceptar comenta-

rios, trabajar en equipo, administrar su tiempo,

gestionar conflictos, respetar los valores éticos;

entre otros.

El presente trabajo tiene el propósito de des-

cribir las características e importancia de las

destrezas sociales o transversales, particular-

mente las 10 habilidades blandas más deman-

dadas por los empleadores, de acuerdo con un

estudio realizado por LinkedIn sobre los perfi-

les transversales de los profesionales.1

ABSTRACTAcademic education, degrees and credentials

are important, but the development of soft

skills, which are more social than technical, has

a crucial role in job performance as they are in

high demand in today’s job market.

Soft skills are general skills, such as the abi-

lity to accept comments, work collaboratively,

manage time, solve conflicts, respect ethical va-

lues, among others.

The present work aims at describing the cha-

racteristics and importance of social or trans-

versal skills, particularly the 10 soft skills most

demanded by employers, according to a study

on transversal profiles of professionals conduc-

ted by LinkedIn.1

INTRODUCCIÓNTodos hemos adquirido habilidades de nues-

tros estudios, trabajos pasados, responsabili-

dades, experiencias de vida e intereses. Entre

estas, la formación académica, los títulos y las

credenciales son importantes, pero el desarro-

llo de habilidades blandas, que son más sociales

que técnicas, tiene un rol crucial en el desempe-

ño laboral y su demanda es alta en el mercado

de trabajo actual.

Durante la realización del evento Young Pro-

fessional 2019 SPE New Wave, fui gratamente

sorprendido al haber sido invitado a presentar

una ponencia no técnica, sobre delegación efec-

tiva y manejo de conflictos, competencias que

pertenecen a la categoría de habilidades blan-

das o transversales. Pocas veces en los foros téc-

nicos se expone o discute sobre las habilidades

blandas a pesar de su importancia en el desem-

peño de los colaboradores y en la construcción

de equipos de trabajo interdisciplinarios efi-

cientes a todo nivel.

A diferencia de las habilidades duras, que es-

tán vinculadas directamente con las tareas que

realizan los colaboradores y responden a lo que

hace la persona, las habilidades blandas están

asociadas al comportamiento de la persona, su

desempeño social, liderazgo y manejo emocio-

nal, y corresponden a cómo la persona se des-

empeña e interactúa dentro del medio en el que

interviene.

Los dos tipos de habilidades son comple-

mentarias y se ha reconocido la importancia

de ambas para determinar el potencial de des-

empeño laboral al momento de contratar a una

persona. Inclusive, una investigación de la Uni-

versidad de Harvard indica que el 85% del éxito

en el desempeño de un profesional se debe al

buen desarrollo de sus habilidades blandas y

personales.2 Es así, que las grandes empresas

del mundo ponen mayor interés en buscar pro-

fesionales que han sido capaces de desarrollar

habilidades blandas en paralelo a sus compe-

tencias técnicas.

Las habilidades duras se identifican con todo

el conocimiento académico curricular obtenido

durante un proceso formativo formal; mientras

que las habilidades blandas, conocidas también

como habilidades sociales o transversales, tie-

nen que ver con la integración práctica de ap-

titudes y actitudes, conocimientos y valores,

habilidades técnicas y rasgos de personalidad.

Entre las habilidades blandas más deseadas

figuran la comunicación, el relacionamiento, la

capacidad para trabajar en equipo, la responsa-

bilidad, la honestidad, la motivación, el com-

promiso, la creatividad y las actitudes proacti-

vas para resolver problemas. Estas habilidades

corresponden a atributos personales asociados

a la inteligencia emocional que ayudan a las

personas a interactuar eficazmente con otras.

Un estudio realizado por LinkedIn a 291 di-

rectores de recursos humanos de Estados Unidos

El éxito de desarrollar habilidades blandas

José Luis Ziritt

Ingeniero de Petróleo con Maestría en

Perforación y Explotación de Reservorios,

Doctorado en Mecánica Física y Diplomado

en Administración de Empresas. Tiene 38

años de experiencia en la industria petrolera.

Actualmente es Gerente País de Frank´s

International en Ecuador.

Fecha recepción: 10 de enero de 2020

Fecha aprobación: 13 de enero de 2020

Palabras clave:habilidades blandas, destrezas

sociales, mercado de trabajo.

Keywords: soft skills, social skills, job

market.

13

F


concluyó, sin embargo, “que para los reclutado-

res es fácil encontrar a personas con conocimien-

tos y habilidades en sus áreas de conocimiento,

pero es difícil encontrar a personas con las ha-

bilidades blandas o sociales necesarias para sus

puestos laborales”.3

La organización del evento Young Professio-

nal 2019 SPE New Wave, es un ejemplo de cómo

en el ámbito profesional y académico se ha ido

tomando cada vez más conciencia de la im-

portancia de formar profesionales íntegros en

todos los planos, que no sean sólo portadores

de conocimientos y capacidades técnicas, sino

que estén provistos de habilidades sociales y se

desempeñen con honestidad, responsabilidad y

pensamiento crítico.

A continuación, se describen las caracterís-

ticas e importancia de las 10 habilidades blan-

das más demandadas por los empleadores, de

acuerdo con una encuesta anual de contratación

de profesionales4 y los perfiles de reclutamien-

to de profesionales según el estudio realizado

por LinkedIn antes mencionado.1

LAS 10 HABILIDADES BLANDAS MÁS DEMANDADAS

El estudio realizado por LinkedIn sobre per-

files de reclutamiento de profesionales conclu-

yó que las 10 habilidades blandas más deman-

dadas en el mundo laboral corporativo son1:

Comunicación

Computación y manejo de paquetes

informáticos

Habilidades interpersonales

Adaptabilidad

Habilidades de investigación

Gestión de proyectos

Resolución de problemas

Experiencia en mejora de procesos

Fuerte ética de trabajo

Inteligencia emocional

La mayoría de estas habilidades están fuer-

temente relacionadas con la inteligencia emo-

cional y si bien son habilidades innatas, las

personas también pueden desarrollarlas obte-

niendo como resultado individuos que tienen

facilidad para relacionarse, son flexibles en sus

relaciones sociales, están motivados por el tra-

bajo en equipo y se enfocan en la obtención de

resultados.

COMUNICACIÓNLa comunicación como habilidad es más que

hablar el idioma o los idiomas que el trabajo re-

quiera, y va más allá que el simple cumplimien-

to de la acción de intercambiar información. Las

habilidades de comunicación implican escucha

activa, entendimiento, presentación y excelen-

tes capacidades de escritura. Aportan valor ayu-

dando a detectar fallas o mejoras al constante

proceso comunicativo y saben franquear los

obstáculos que puedan surgir durante el proce-

so. Una habilidad de comunicación muy solici-

tada es la capacidad para resumir, simplificar y

explicar conceptos técnicos a socios, clientes y

compañeros de trabajo que no son expertos en

una tecnología o un área técnica específica.

COMPUTACIÓN Y MANEJO DE PAQUETES INFORMÁTICOS

Hoy en día, casi todos los trabajos requie-

ren competencia básica en el manejo de paque-

tes informáticos como Outlook, Word, Excel,

PowerPoint, Adobe; entre otros, pero muchos

solicitantes de empleo no proporcionan esta

información en sus hojas de vida o entrevistas

porque piensan que está implícita. Si las habili-

dades informáticas son relevantes para su cam-

po de trabajo, asegúrese de adquirirlas y domi-

narlas como parte de su formación profesional

e inclúyalas en la preparación de su currículum

insertando una sección de “habilidades o com-

petencias técnicas”.

HABILIDADES INTERPERSONALESLas habilidades interpersonales forman un

conjunto de comportamientos, conductas y

hábitos necesarios para garantizar una ade-

cuada interacción con los demás, mejorar las

relaciones personales y alcanzar los objetivos

de la comunicación. La capacidad de trabajar en

equipo, relacionarse con las personas y gestio-

nar conflictos es un activo valioso en todo lugar

de trabajo. Esta habilidad es importante para

avanzar a posiciones de mayor responsabilidad,

y a medida que avance en su carrera, la aptitud

para trabajar con otros se vuelve aún más cru-

cial. Los logros personales son importantes en

el desarrollo de un currículum, pero también es

importante demostrar que puede relacionarse y

trabajar bien con los demás.

ADAPTABILIDADNo subestime la importancia que tiene la ca-

pacidad de adaptarse a los cambios y gestionar

múltiples tareas. En el entorno empresarial ac-

tual, impulsado por la tecnología y la constante

y rápida evolución, es importante tener aptitud

para captar nuevas tecnologías y adaptarse a

entornos empresariales cambiantes. La adapta-

bilidad se concibe como la capacidad para asu-

mir los cambios sin que esto altere el alcance

de los objetivos que se pueden haber propuesto

14

F


con antelación. La adaptabilidad también está

estrechamente vinculada con la capacidad de

concebir como válidas perspectivas y situacio-

nes diferentes a las que se está acostumbrado.

HABILIDADES DE INVESTIGACIÓNCon Google y otros buscadores en la punta

de los dedos, es fácil encontrar respuestas a

problemas comunes. Sin embargo, los gerentes

buscan empleados que tengan discernimien-

to, sean expertos en evaluar situaciones desde

múltiples perspectivas y sepan recopilar infor-

mación más detallada en la búsqueda de insu-

mos para la toma de decisiones.

GESTIÓN DE PROYECTOSLa organización, planificación e implemen-

tación efectiva de proyectos y tareas para usted

y para otros es una habilidad muy importante.

En el pasado, este era un trabajo en sí mismo.

Hoy en día, muchas compañías no contratan

gerentes de proyectos porque esperan que to-

dos sus empleados posean ciertas característi-

cas de esta habilidad. Es un enfoque metódico

para planificar y orientar los procesos de un

proyecto o tarea de principio a fin, e incluye la

optimización de la asignación de recursos con

el propósito de alcanzar uno o varios objetivos.

RESOLUCIÓN DE PROBLEMASLa capacidad de utilizar la creatividad, el

razonamiento, la experiencia pasada, informa-

ción y los recursos disponibles para resolver

problemas es una competencia muy atractiva

porque ahorra tiempo valioso a todos en la or-

ganización. La resolución de problemas implica

la capacidad de identificar y analizar situacio-

nes problemáticas cuyo método de solución

no resulta obvio de manera inmediata. Inclu-

ye también la disposición de involucrarnos en

dichas situaciones con el fin de lograr nuestro

pleno potencial como profesionales constructi-

vos y reflexivos.

EXPERIENCIA EN MEJORA DE PROCESOS

La mejora de procesos es la actividad de

analizar, revisar y realizar adecuaciones a la

manera y formas de los procesos que se lleva

a cabo dentro de una organización o adminis-

tración, para minimizar los errores y generar

la mejora continua. Se trata de la forma más

efectiva de mejora de la calidad y la obtención

de eficiencia en las organizaciones. El objetivo

común número uno para todas las empresas es

ahorrar dinero. Optimizar los procesos del ne-

gocio ahorra tiempo y dinero.

FUERTE ÉTICA DE TRABAJOLa ética laboral va de la mano de la ética

personal. Las personas que tienen una correc-

ta ética personal la trasladarán a su trabajo lo

que los lleva a producir trabajo de alta calidad

constantemente. Los empleadores buscan co-

laboradores que tomen la iniciativa, sean con-

fiables y honestos, y puedan hacer el trabajo

correctamente desde el inicio. Los gerentes no

disponen de tiempo ni recursos para vigilar a

cada uno de sus empleados, por lo que ésta es

una habilidad que se espera de todos los cola-

boradores. No haga dudar a su gerente.

INTELIGENCIA EMOCIONALAunque lo más probable es que nunca vea

esto en la descripción de un trabajo, la inteli-

gencia emocional es una habilidad muy busca-

da que se relaciona con las habilidades sociales,

conciencia social y habilidades de autocontrol

de una persona. La inteligencia emocional es

algo que se revela en las interacciones cotidia-

nas con los demás y más particularmente a tra-

vés de la exposición a situaciones críticas.

La noción de inteligencia está vinculada a la

capacidad que tenemos para escoger las mejo-

res opciones en la búsqueda de una solución a

una situación o problema. Es posible distinguir

entre diversos tipos de inteligencia, según las

habilidades que entran en juego. En todo caso,

la inteligencia aparece relacionada con la ca-

pacidad que tenemos de entender, procesar y

elaborar información para usarla de manera

adecuada. El concepto de inteligencia emo-

cional fue popularizado en los años 90 por el

psicólogo estadounidense Daniel Goleman5 y

hace referencia a la capacidad o habilidad que

podemos tener para reconocer los sentimien-

tos propios y ajenos. La persona que cuenta

con altos niveles de inteligencia emocional es

un individuo hábil para el manejo de los senti-

mientos y las relaciones personales.

Para Goleman, la inteligencia emocional im-

plica cinco capacidades básicas: descubrir las

emociones y sentimientos propios, reconocer-

los, manejarlos, crear una motivación propia y

gestionar las relaciones personales.

CONCLUSIÓNLas relaciones humanas son esenciales y

responsables del éxito que las personas tienen

en diversos aspectos de su vida y especialmen-

te en el ámbito laboral. Hoy en día, las grandes

empresas del mundo y los buscadores de talen-

to humano están conscientes de esta relación y

están poniendo mayor énfasis en buscar y con-

tratar personas que cuenten con importantes

El éxito de desarrollar habilidades blandasJosé Luis Ziritt

15

F


niveles de habilidades blandas. Si bien es rela-

tivamente fácil encontrar buenos candidatos

técnicos, no muchos cuentan con las habilida-

des blandas o sociales necesarias para ocupar

los puestos de trabajo.

Entre las habilidades transversales más de-

seadas figuran la comunicación, el relaciona-

miento, la capacidad para trabajar en equipo, la

responsabilidad, la honestidad, la motivación,

el compromiso, la creatividad y las actitudes

proactivas para resolver problemas. Las perso-

nas que poseen inteligencia emocional cuentan

con destrezas que están estrechamente vincu-

ladas a las habilidades sociales, conciencia so-

cial, habilidades de autocontrol y honestidad.

REFERENCIAS1. https://www.linkedin.com/pulse/top-

10-soft-skills-demand-todays-corpora-

te-world-monarch-abuka

2. h t t p s : / / n o t i c i a s . u n i v e r s i a .

c o m . a r / p r a c t i c a s - e m p l e o / n o t i -

cia/2016/09/13/1143528/10-habilida-

des-blandas-solicitadas-mercado-labo-

ral.html

3. https://noticias.universia.cl/empleo/

noticia/2014/02/03/1078831/habili-

dades-blandas-que-son-que-es-impor-

tante-desarrollarlas.html

4. https://news.l inkedin.com/2019/

January/linkedin-releases-2019-glo-

bal-talent-trends-report

5. La Inteligencia Emocional, Daniel Gole-

man, Editorial Kairos, 1995

PINDO / 65 ARAZÁ / 91

SAHINO / 90 PALANDA / 64

Tenemos la visión, el conocimiento y la experiencia.Somos una gran familia que trabaja por un mismo objetivo.

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Somos PCR Ecuador, grupo de empresas comprometidas con el desarrollo económico del Ecuador a través de la exploración y explotación de hidrocarburos. Valoramos a las personas y contribuimos a la economía del Ecuador y del mundo desde 1999.Llevamos 20 años operando los bloques Pindo 65 y Palanda 64 con estándares de calidad, seguridad, salud ocupacional y tecnificación; propias de la industria petrolera. Por esta razón, desde mayo de 2019, tenemos a cargo la operación de los bloques Sahino 90 y Arazá Este 91.

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PGE PETRÓLEO & GAS - No. 24 - Quito, Marzo 2020P

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NPredicción de la tendencia incrustante en tuberías de pozos de extracción de petróleo y gas

utilizando modelos de árboles de decisión neural (MADN)Autores: Bryan A. Peralta Arboleda y Marcelo Fernando Salvador Quiñones

RESUMEN:Enfocado en la aplicación de nuevas tecnologías,

el proyecto tuvo como fin emplear inteligencia

artificial utilizando métodos de aprendizaje au-

tomático para crear un modelo de árbol de de-

cisión neural (MADN) que permita generar una

predicción de la tendencia incrustante en pozos

de extracción de petróleo y gas de la región ama-

zónica del Ecuador, aplicando para ello la infor-

mación obtenida de los análisis fisicoquímicos

del petróleo, gas y las condiciones de operación

del pozo. Al ser establecido el algoritmo clasifi-

cador dentro del árbol de decisión generado por

la red neuronal artificial, la tasa de acierto de las

predicciones realizadas por el modelo de árbol de

decisión neural registró un valor de 83,45 %. Fi-

nalmente, la aplicación del modelo generado de-

mostró ser aplicable dentro del ámbito de la in-

geniería química orientada al campo de petróleo

y gas perteneciente a la industria ecuatoriana.

ABSTRACT:Within the oil and gas industry, it is necessary

to evaluate the tendency of mineral deposit for-

mation based on the principle of chemical equi-

librium of the fluid using production data obtai-

ned previously. Focused on the application of

new technologies, the project aimed to employ

artificial intelligence using machine learning

methods to create a neural decision tree model

(NDTM) that allows to generate a prediction

of the incrustation trend in oil and gas extrac-

tion wells of the Amazon region from Ecuador,

using the information obtained from the physi-

cochemical analysis of oil, gas and the operating

conditions of the well. When the classification

algorithm was established within the decision

tree generated by the artificial neural network,

the success rate of the predictions made by the

neural decision tree model registered a value of

83.45 %. Finally, the application of the generated

model proved to be applicable within the field of

chemical engineering oriented to the oil and gas

field belonging to the Ecuadorian industry.

INTRODUCCIÓNLa incrustación en tuberías de extracción de

petróleo es un fenómeno estrechamente ligado

a la presencia de iones minerales en el fluido,

la correcta caracterización del petróleo permite

evaluar la posible aparición de precipitados in-

orgánicos y proporciona información para esti-

mar la concentración de los mismos, acorde con

Zerpa (2013) estos sólidos minerales precipitan

en la fase acuosa del fluido causados por cambios

en las condiciones de operación [1]. Los depó-

sitos más comunes encontrados en tuberías de

extracción en operaciones a nivel mundial son

el carbonato de calcio (CaCO3), sulfato de bario

(BaSO4), sulfato de estroncio (SrSO4) y sulfato

de calcio (anhidrita, CaSO4) [2]. Adicionalmen-

te, en la industria petrolera ecuatoriana no exis-

te un estudio a profundidad de la composición

de los depósitos minerales encontrados en tube-

rías de extracción de petróleo. Sin embargo, con

base en la investigación de Landeta (2014), la

presencia de productos sólidos, no solubles pre-

sentes en los hidrocarburos o en el agua que son

arrastrados por el crudo, además, de la presen-

cia inherente de cloruros, carbonatos de calcio

y yeso en el mismo, permiten teorizar sobre la

formación de dichos depósitos [3].

Uno de los problemas que presenta la indus-

tria de petróleo y gas, y que es responsable de

un gran perjuicio a la misma es la deposición

mineral o incrustación dentro de las tuberías

en los pozos de extracción de petróleo. Tanto el

petróleo como el gas se generan a partir de ya-

cimientos de piedra caliza (CaCO3) y dolomita

(MgCO3∙CaCO3), producidos de estados relati-

vamente puros o en forma de carbonatos o are-

nas silíceas (SiO2) en presencia de material cal-

cáreo o dolomita [2][4]. La posibilidad de que se

generen depósitos minerales y/o incrustaciones

Predicción de la tendencia incrustante en tuberías de pozos de extracción de petróleo y gas

utilizando modelos de árboles de decisión neural (MADN)

Autores: Bryan A. Peralta Arboleda y Marcelo Fernando Salvador Quiñones

Fecha recepción: 18 de enero de 2020

Fecha aprobación: 20 de febrero de 2020

Palabras clave:Modelo de árbol de decisión

neural, tendencia incrustante, petróleo, gas, pozo de extrac-

ción, red neuronal artificial

Bryan A. Peralta ArboledaEgresado de la carrera de Ingeniería Química

por parte de la Escuela Politécnica Nacional

con mención en la línea de investigación de

tecnología del petróleo y gas natural.

Marcelo Fernando Salvador Quiñones

Ingeniero Químico y Máster en Sistema de Transporte de Crudo y

Derivados de la Escuela Politécnica Nacional,

trabajos en la industria petrolera (Ecuapet, Cardno Caminosca

–Petroamazonas EP) como QAQC en tuberías

perforación.

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en el interior de tuberías de petróleo y equipos

de producción (bombas, válvulas, etc.) está liga-

da a las características fisicoquímicas del agua de

formación, propiedades del petróleo, geología de

las rocas, variaciones de temperatura y presión,

y condiciones hidrodinámicas del propio pozo

[5]. La deposición mineral presente en las tube-

rías de extracción de petróleo ha sido estudiada

desde 1930 debido a que ocasiona una reducción

del flujo e influye sobre la eficiencia de la insta-

lación, lo que dificulta las actividades de explora-

ción y producción de petróleo [6].

Los métodos tradicionales basados en reco-

nocimientos presenciales de la tubería tanto

en ensayos destructivos como no destructivos

son utilizados para la determinación de la ten-

dencia incrustante. En 2013, da Silva, Cganon y

Saggioro utilizaron un enfoque basado en redes

neuronales artificiales para dar solución a pro-

blemas relacionados con hidrología subterránea

entre ellos la formación de depósitos minerales

[7]. Una ventaja relevante del uso de las técni-

cas de procesamiento de información es la capa-

cidad de manejar grandes cantidades de datos

de naturalezas diferentes (por ejemplo, valores

cuantitativos e información cualitativa), aunque

son necesarias operaciones de tratamiento de la

información para todo valor no numérico.

MADN APLICADA A ESTIMACIONES DE INCRUSTACIÓN EN TUBERÍASLa investigación tuvo por finalidad generar una

red neuronal artificial asistida por un algoritmo

clasificador basado en un árbol de decisión, per-

mitiendo realizar una predicción de la tendencia

incrustante de fondo de tuberías de extracción

de petróleo y gas pertenecientes a la región Ama-

zónica ecuatoriana.

En primer lugar, se realizó la recolección de

información de las propiedades fisicoquímicas

del petróleo y gas, así como también las condi-

ciones de operación de los pozos de extracción

de crudo a través de un período de tiempo cuyo

inicio se localiza en el año 2012, considerado

como resumen de análisis fisicoquímicos de cada

pozo, en donde se evaluaron los datos del resu-

men por separado. Se descartó los que a lo largo

de la línea de tiempo presentasen una ausencia

igual o superior al 70 %, además de retirar aque-

llos análisis que en solitario no presentasen la

información suficiente. De esta forma, el banco

de datos finalmente se consolidó con 19 datos

entre análisis fisicoquímicos y condiciones de

operación conocidos dentro de la investigación

como predictores, con el fin de crear un banco de

datos sin secciones incompletas idóneo para ser

Predictor Variable UnidadesValor Cantidad

de análisis ausentesMínimo Media Máximo

Sodio Na

mg/L

0,00 8 935,00 48 625,00 0

Magnesio Mg 1,22 238,80 7 226,60 0

Calcio Ca 16,80 1,13 11 528,00 0

Hierro Fe 0,28 19,75 338,00 1

Cloro Cl 110,00 16 325,00 94 900,00 0

Sulfato SO4 2,88 150,00 1 625,00 0

Bicarbonatos Bicar 0,00 549,00 2 806,00 93

pH Condiciones normales pH --- 5,24 6,76 62,00 0

CO2 gas CO2gas % 1,00 10,00 98,00 0

H2S Gas H2Sgas ppm 0,00 10,00 300,00 1

Densidad API API --- 14,90 27,60 33,20 54

Temperatura de fondo de pozo TempFo ºF 0,00 231,00 320,00 15

Temperatura de cabeza TempCab ºF 0,00 163,00 245,00 2

Presión de fondo PresFo psia 0,00 1 440,00 9 740,00 17

Presión de cabeza PresCab psia 0,00 120,00 2 750,00 3

Índice de saturación de fondo Sif --- - 228,00 0,48 389,00 40

Índice de saturación de cabeza Sic --- - 1,50 0,30 2,53 29

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utilizado durante el proceso de creación del al-

goritmo clasificador de la red neuronal artificial.

La información fue proporcionada por empresas

de servicios petroleros para generar una base de

datos de un total de 423 ensayos. La informa-

ción se trasladó al entorno de Matlab, donde se

realizó una división entre la información de los

análisis fisicoquímicos y condiciones de opera-

ción, siendo catalogadas como predictores, y la

información de la tendencia incrustante de fon-

do considerándola como el valor de respuesta.

El código generado dentro del entorno de

Matlab se desarrolló bajo el esquema del modelo

de árbol de decisión neural (MADN) [8], se utili-

zó el 85 % de la base de datos para el aprendiza-

je supervisado de la red y el restante 15 % para

la prueba de desempeño. Finalmente, se realizó

una evaluación externa del desempeño del mo-

delo de árbol de decisión neural (MADN) compa-

rando las predicciones generadas por la misma

con las predicciones generadas por un programa

comercial dedicado al mismo propósito, en este

caso ScaleSoftPitzerTM, para lo cual se destina-

ron 40 ensayos del conjunto de datos destinado

a la prueba de desempeño.

El resumen de características se presenta en

Predictor

Variable Tipo Cantidad Cantidad de análisis ausentes

Arena Productora ArProd

BT 17 0

BT+TI 3

BT+UI 1

HI 25

Arena Productora Arprod

HP 12 0

HS+TI 1

T 15

TI 90

TI+TS 3

TI+UI 6

TS 35

TS+TI 5

UI 193

UI+TS 2

0US 38

US+UI 14

Respuesta

Tendencia incrustante de

fondoTnIF

NSPD* 118

0LEVE 197

MODERADA 41

SEVERA 104

Predicción de la tendencia incrustante en tuberías de pozos de extracción de petróleo y gas utilizando modelos de árboles de decisión neural (MADN)


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la Tabla 1, para los 18 predictores cuantitativos

y la Tabla 2, para el predictor y respuesta cuali-

tativa.

Una vez estructurada la base de datos y selec-

cionado el algoritmo clasificador se procedió a

generar el modelo de red neuronal utilizando el

esquema de resolución presentado en la Figura

1, donde se muestran las acciones tomadas du-

rante la parte experimental.

RESULTADOSCon base en lo postulado por Lee y Yen (2002)

el algoritmo clasificador más versátil para mane-

jar bancos de datos con presencia de información

cualitativa y ausencia parcial de información en

uno o más predictores es el modelo clasificador

lógico asistido por un árbol de decisión [8]. Este

grupo de características determinaron la selec-

ción de dicho algoritmo para el desarrollo de la

red neuronal artificial.

Las evaluaciones de la red neuronal fueron ge-

neradas hasta que los valores de las observacio-

nes obtuvieron la menor desviación posible du-

rante el proceso de aprendizaje. Posteriormente,

se implementó una etapa de refinamiento donde

se separó de la arquitectura interna del algorit-

mo clasificador todos aquellos comandos cuyas

acciones no generen una predicción o en su de-

fecto se generen redundancias. Tanto el proceso

de evaluación como el de refinamiento son pre-

sentados en la Figura 2.

El porcentaje de acierto obtenido tras la etapa

de refinamiento se presenta en la Tabla 3.

El entrenamiento del modelo de árbol de de-

cisión neural requiere de una cantidad masiva

de datos de diferentes categorías y condiciones.

En esta investigación la exactitud de predicción

generada está ligada estrechamente con la infor-

mación alimentada de los ensayos, lo cual impli-

ca que la ausencia de información de uno o más

predictores repercute en la respuesta generada

por el algoritmo clasificador.

Tras la finalización del refinamiento de la red

neuronal artificial se generó el árbol de decisión

mostrado en la Figura 3. Las especificaciones y

valores de criterio para los predictores son deta-

llados en la Tabla 4.

Aunque los predictores analizados en este es-

tudio son evaluados en principio por el algoritmo

clasificador, la generación de la respuesta es una

suma de los procesos internos del algoritmo que

con base en la información de entrada genera un

conjunto de funciones en las que uno o más pre-

dictores pueden ser utilizados para ajustar la res-

puesta a la predicción deseada. Adicionalmente,

dentro de los predictores seleccionados para for-

mar parte de los nodos clasificadores se añadió

el índice de saturación de fondo que representa

el contenido de agua e hidrocarburos presentes

en el espacio poroso de la roca de yacimiento, ya

que cuando este fluido es extraído, la cantidad

de mineral presente en el petróleo transportado

aumenta [4].

Finalmente, se realizó una segunda validación

de la fiabilidad de las predicciones utilizando 40

observaciones del conjunto de datos de prueba,

-

Etapa Acierto (%)

1 No 74,18

2 Si 83,45

a)

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la información fue ingresada al programa Scale-

SoftPitzer para generar una predicción de la ten-

dencia incrustante. Los valores de la respuesta

real de las observaciones fueron comparados por

separado con las predicciones realizadas tanto

por el árbol de decisión neural como por el pro-

grama ScaleSoftPitzer. La tasa de acierto tanto

del software como de la red neural son presenta-

das en la Tabla 5.

CONCLUSIONESLa investigación realizada propone un método

para predicción de la tendencia incrustante en

tuberías de extracción de petróleo dentro de

la industria ecuatoriana, enfocado a la región

amazónica, basado en el uso de inteligencia

artificial, utilizando una red neuronal artificial

asistida por un árbol de decisión, que busca

implementar el aprendizaje automático como

herramienta de investigación en la predicción

de incrustaciones minerales en el ejercicio de

la ingeniería química dentro del campo del

gas y petróleo.

El modelo de árbol de decisión neural está

entrenado con el uso de los datos arrojados

por los análisis fisicoquímicos del petróleo y

condiciones de operación de la extracción del

petróleo.

El árbol de decisión generado por la red neural

artificial es presentado con el fin de brindar

una herramienta visual mediante la cual se

puede obtener una predicción a partir del re-

sumen de análisis fisicoquímicos de pozo para

un análisis en específico.

La tasa de éxito en la predicción de tendencia

incrustante del modelo de árbol de decisión

neural ha superado el desempeño del softwa-

re dedicado al mismo propósito dentro del

Nivel Nodo Predictor Variable Valor Unidades1 1 Índice de saturación de fondo Sif 0,0060 ---

2 2 Sodio Na 3 853,0 mg/L

3 Índice de saturación de fondo Sif 0,2150 ---

3 4 Cloro Cl 2 000,0 mg/L

4 5 Bicarbonatos Bicar 607,4 mg/L



6

8 Dióxido de carbono gaseoso CO2gas 6,0 %


10 Calcio Ca 262,0 mg/L

11 Calcio Ca 452,0 mg/L

712 Bicarbonatos Bicar 250,1 mg/L

13 H2Sgas 6,5 ppm

8 14 Sodio Na 5 179,0 mg/L

Vía de predicción Tasa de acierto (%)

Árbol de decisión neural 80

ScaleSoftPitzer 70

Predicción de la tendencia incrustante en tuberías de pozos de extracción de petróleo y gas utilizando modelos de árboles de decisión neural (MADN)


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ámbito de la industria petrolera ecuatoriana.

La fiabilidad de la predicción realizada por

el modelo de árbol de decisión neural puede

variar si el algoritmo clasificador es utilizado

para la predicción de tendencias de incrusta-

ción de un petróleo extraído de regiones no

pertenecientes a la Amazonía ecuatoriana.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS:[1] L. Zerpa, “A practical model to pre-

dict gas hydrtae formation, dissociation and

transportability in oil and gas flowlines,” Co-

lorado School of Mines, 2013.

[1] L. Zerpa, “A practical model to pre-

dict gas hydrtae formation, dissociation and

transportability in oil and gas flowlines,” Co-

lorado School of Mines, 2013.

[2] P. Sandrine, A. Laurent, and F.-D. Vua-

taz, “Review on chemical stimulation techni-

ques in oil industry and applications to geo-

thermal systems,” Deep Heat Min. Assoc., no.

28, pp. 1–32, 2007.

[3] G. Landeta, “Caracterización y evalua-

ción de crudos pesados del oriente ecuatoria-

no,” Universidad Central del Ecuador, 2014.

[4] B. Guo, S. Song, A. Ghalambor, and L.

Tian Ran, Offshore pipelines: design, installa-

tion, and maintenance, no. 2. 2014.

[5] J. Fink, Petroleum engineer’s guide

to oil field chemicals and fluids, 1st ed. Wal-

tham: Elsevier Inc, 2012.

[6] E. Calixto, Gas and Oil Reliability Engi-

neering, 2nd ed. San Francisco: Elsevier Inc,

2016.

[7] I. da Silva, J. Cagnon, and N. Saggioro,

“Recurrent neural network based approach

for solving groundwater hydrology problems,”

Intech, vol. I, no. Deep learning, p. 13, 2016.

[8] Y. S. Lee and S.-J. Yen, “Neural-based

approaches for improving the accuracy of

decision trees,” Lect. Notes Comput. Sci. (in-

cluding Subser. Lect. Notes Artif. Intell. Lect.

Notes Bioinformatics), vol. 2454 LNCS, pp.

114–123, 2002.

La energía nos conecta

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24

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 24 - Quito, Marzo 2020 Andes Petroleum Ecuador Ltd., 14 años contribuyendo al EcuadorAutor: Hu Quan

RESUMENAndes Petroleum Ecuador Ltd. y PetroOriental

S.A. operan desde 2006 los bloques Tarapoa,

14 y 17 de la Región Amazónica, para entonces

campos maduros, que producen crudo desde los

años setenta. Justamente, ese fue el principal

desafío de estas empresas, obtener la mayor

productividad de campos que aparentemente ya

habían aportado todas sus reservas. La gestión

de las firmas supuso un análisis escrupuloso de

la Cuenca Oriente lo que configuró una exitosa

estrategia que permitió extender las reservas. A

la par, la operación se caracterizó por su disci-

plina para respetar la naturaleza, a las comuni-

dades circundantes, así como a su personal. Los

aportes al desarrollo del país son sumamente

significativos luego de 14 años.

SUMMARYSince 2006, Andes Petroleum Ecuador Ltd. and

PetroOriental S.A. have been operating the Ta-

rapoa Block and Blocks 14 and 17 of the Ama-

zon Region, which are mature fields that have

produced oil since the 70s. The main challenge

of the companies has been to obtain greater

productivity from fields that apparently had

provided all of their reserves. The manage-

ment of the companies involved the meticulous

analysis of the Oriente Basin, which resulted in

a successful strategy that extended the reser-

ves. At the same time, operations were charac-

terized by discipline, in order to respect nature,

the surrounding communities and employee sa-

fety. Contributions toward the development of

the country have been very significant over the

last 14 years.

El 1 de Marzo de 2006 inició oficialmente

operaciones Andes Petroleum Ecuador Ltd. y su

hermana PetroOriental S.A., luego de culminar

todos los trámites pertinentes para su insta-

lación en el país, lo que tomó buena parte del

año 2005. Estas empresas se formaron gracias

al aporte accionario de dos gigantes del petróleo

en el mundo como son las estatales CNPC, que

es dueña del 55% y de SINOPEC, con el 45%.

Estas empresas ya habían llegado al Ecuador an-

tes y habían empezado a operar en el mercado

petrolero nacional en forma separada.

Andes Petroleum Ecuador Ltd. y PetroOrien-

tal S.A. se hacían cargo entonces de los activos

de la saliente EnCana de Canadá, es decir, el

bloque Tarapoa (también conocido hoy como

Bloque 62) en la provincia de Sucumbíos y los

bloques 14 y 17 en las provincias de Orellana y

Pastaza. Andes Petroleum Ecuador Ltd. estaría

a cargo además de un importante accionaria-

do del 33% en el Oleoducto de Crudos Pesados

OCP.

Andes Petroleum Ecuador Ltd., 14 años

contribuyendo al Ecuador

Graduado en Geología en 1990 en la Universi-

Masterado en Geología Petrolera de la Facultad

de Geociencias de la

1996. Ha sido Geólogo interprete de Sísmica BGP

1999; Geofísico Senior de la empresa CNODC,

en la División de Nuevos Proyectos en Beijing entre 2000 y 2005. Desde este año fue Gerente General

de CNPC International

presente es Vicepresiden-te de Andes Petroleum Ecuador Ltd., y está a cargo de Exploración,

Desarrollo, Perforación y Completación.

Fecha recepción: 10 de febrero de 2020


Palabra Clave:Andes Petroleum Ecuador

Ltd., PetroOriental S.A., CNPC, SINOPEC, bloque Tarapoa,

bloque 14, bloque 17, teoría trampas estructurales.

Keywords:Andes Petroleum Ecuador

Ltd., PetroOriental S.A., CNPC, SINOPEC, Tarapoa Block, Block

14, Block 17, structural traps theory.

Autor: Hu Quan

F

25


Han transcurrido 14 años de incansable tra-

bajo en favor del país y de las comunidades con

los que la Empresa interactúa diariamente. Una

larga estadía, tomando en cuenta el promedio

de actuación de los inversionistas extranjeros

petroleros en el Ecuador. Es que CNPC y SINO-

PEC, a través de Andes Petroleum Ecuador Ltd.

y PetroOriental apostaron por esta nación, cre-

yeron en una inversión de largo plazo, tal como

se dijo en el primer boletín de prensa emitido

el 1 de Marzo de 2006: “una relación Ganar-Ga-

nar: que le genere réditos a la Empresa mientras

el país y las comunidades recibían grandes con-

tribuciones para su desarrollo”.

Ha sido una jornada muy interesante, hemos

aprendido a conocer este hermoso país y sus

tesoros naturales. La gente nos ha tratado muy

bien y siempre estaremos agradecidos por ello.

Los 14 años nos permitieron estructurar un

compacto equipo multicultural de profesiona-

les, sumamente capacitados, proactivos y sacri-

ficados, gracias a quienes hemos podido cumplir

con nuestros objetivos y propósitos.

Uno de ellos fue revitalizar la producción

en nuestros campos. El bloque Tarapoa y los

bloques 14 y 17 son calificados como campos

maduros, que han producido durante varias dé-

cadas, desde su descubrimiento en los inicios

de los años 70. Durante los primeros años de

operación, nuestra tarea fue mantener la pro-

ducción de las temporadas anteriores mientras

aprendíamos de la Cuenca Oriente con un pro-

grama agresivo de exploración y desarrollo.

Con esta estrategia, desde 2011 llegaron uno

tras otro y año tras año los descubrimientos en

campos que aparentemente estaban agotados.

“En 2011, bajo el nuevo contrato de servicios,

según la teoría de trampas estructurales de baja

amplitud en el Bloque Tarapoa, se descubrieron

los campos Esperanza y Colibrí al explorar en

dirección ascendente a la pendiente de los yaci-

mientos productivos existentes.

En 2012, en función del entendimiento de

control litológico y tectónico de acumulación

de hidrocarburos y mediante el estudio de dis-

tribución transversal axial de los cuerpos de

arena sedimentarios de tendencia este-oeste y

tendencia axial estructural norte-sur, se descu-

brió el campo Tapir Norte (Bloque 17, dirección

descendente) siguiendo la pendiente del yaci-

miento petrolífero existente en Auca.

En 2013, bajo la guía de la teoría geológica

del control tectónico de desplazamientos y desa-

rrollo de trampas estructurales en forma de flor

relacionadas al estrés de compresión-torsión, se

descubrió el campo Mariann Sur en la extensión

de Mariann hacia el sur, siguiendo la pendiente

hacia abajo desde el antiguo Yacimiento Ma-

riann. La extensión Mariann Sur cuenta con un

área productiva de más de 30 km2 y varios con-

juntos de estratos los cuales contienen petróleo

que pueden superar los 100 pies de espesor neto.

F

26


En 2014, en el área oeste de Tarapoa, la teo-

ría de trampas estructurales de gran escala de

baja amplitud fue modificada por reservorios

complejos con bajo relieve estructural, colum-

nas de petróleo de mayor altura que los cierres

estructurales, múltiples interfaces de petró-

leo-agua y trampas de petróleo que dependen

de barreras litológicas. Tuvo lugar el descubri-

miento del campo Alice Oeste en las areniscas

M1 siguiendo en dirección descendente de la

barrera de lutita.

En 2015, la técnica de descripción general

mejoró la precisión de predicción efectiva de

reservorios al aplicar una inversión sísmica, un

análisis de imágenes de espectro y un análisis

geo estadístico. Utilizando el modelo de barre-

ra de lutita de la teoría geológica de la acumu-

lación y las trampas, el estudio confirmó que el

área presentaba potencial para acumulaciones

de gran escala. La aplicación del modelo geo-

lógico con interpretación sísmica 3D dio como

resultado el descubrimiento del campo Johanna

2

Andes Petroleum Ecuador Ltd., 14 años contribuyendo al EcuadorAutor: Hu Quan

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Este en las areniscas M1, siguiendo en dirección

descendente de la barrera de lutita.

En 2016, siguiendo el ímpetu de la integra-

ción de exploración y desarrollo, reservas re-

cientemente descubiertas han sido rápidamente

puestas en producción y actualmente el campo

Johanna Este, con más de 10.000 barriles por

día, es el yacimiento más productivo en las ope-

raciones de Andes Petroleum Ecuador Ltd.

En 2017, la aplicación innovadora de la teo-

ría de control de facies sedimentarias motivó

la exploración del lado bajo de la falla Fanny y

del área de producción histórica de petróleo, lo

cual generó el descubrimiento del nuevo campo

Gaby. Se aplicaron los mismos conceptos en di-

rección descendente desde el campo Fanny don-

de se han realizado varios nuevos descubrimien-

tos petrolíferos en la plataforma Fanny 120. Las

dos áreas han permitido el acceso a grandes es-

pacios para su desarrollo a futuro.

En 2018, se lanzó nuevamente la exploración

destinada a romper las barreras para identifi-

car pequeñas capas de petróleo (3 metros) en el

área Kupi del Bloque 14, en donde no se habían

logrado éxitos por más de 25 años. El descubri-

miento de Kupi 4, con producción de petróleo

estable y una arena fina de más de 600 barriles

por día, ha demostrado el potencial latente que

aún existe en esta área.” (*)

Esta exitosa misión se resume en la adqui-

sición de reservas desde 2006 en aproximada-

mente 157 millones de barriles con la perfora-

ción de 395 pozos exploratorios y de avanzada,

luego de procesar más de 1.018 km2 de nueva

sísmica 3D. Para ello, entre 2006 y 2019 inver-

timos en exploración más de USD 485 millones,

en desarrollo USD 2272 millones, con un gran

total de USD 2756 millones. La producción en

2019 fue de 43227 barriles diarios.

Nuestra operación se ha caracterizado por

respetar en todo momento al ambiente y pre-

cautelar los ecosistemas delicados del Oriente

Ecuatoriano. Por ello, a lo largo de los años, in-

vertimos ingentes recursos en autogeneración

eléctrica, mediante el uso de gas asociado a la

producción de petróleo, de esta manera reduci-

mos al máximo la quema de gas al ambiente y

optimizamos los costos operativos.

De hecho, nuestra visión del cuidado a la na-

turaleza, a las comunidades circundantes y la in-

tegridad de nuestro personal es tan importante

como la producción de petróleo. Tenemos una

inflexible política de Ambiente, Salud Ocupacio-

nal, Seguridad Industrial y Asuntos Comunita-

rios a la que exigimos estricto cumplimiento de

nuestros empleados y contratistas; estos últi-

mos tienen la obligación de hacer rendición de

cuentas al respecto dos veces por año en reunio-

nes masivas con ellos.

Varias temporadas hemos ostentado récords

para mantener en cero el número de incidentes

y accidentes incapacitantes durante la opera-

ción. Esa es nuestra obsesión pues la Empresa

se caracteriza por una gestión limpia, impoluta

e indiscutible en sus estándares de cuidado y de

precaución. En el año 2019 alcanzamos un ré-

cord histórico de toda la operación de 544 días

sin accidentes con pérdida de tiempo (LTA’s) por

sus siglas en inglés.

En relación a los accidentes con lesión a las

personas clasificados como registrables (acci-

dentes con atenciones médicas, accidentes con

F

28


trabajo restringido, accidentes con pérdida de

días laborables o fatalidades), hemos reducido

nuestra tasa de accidentabilidad de aproxima-

damente 4.3 accidentes por cada 1’000.000 de

horas hombre trabajadas a una tasa anual en

el 2019 de 1.2 accidentes registrables por cada

1’000.000 de horas hombre trabajadas, tenien-

do concordancia con las estadísticas de IOGP

(International Association of Oil & Gas Produ-

cers).

De la mano está la preocupación por lo so-

cial. Desde 2006 hemos mantenido fondos para

la gestión de organizaciones sin fines de lucro,

en pos de ayudar a sectores no privilegiados de

la sociedad. En los últimos años hemos creado

un Programa de Voluntariado que permite a

nuestros empleados una interacción directa con

los beneficiarios; así hemos impartido charlas

de emprendimiento ambiental para estudian-

tes secundarios, tenemos el programa Andes

Chefs en el que nuestros colegas cocinan para

niños trabajadores durante una jornada. Desa-

rrollamos programas de siembra y reforestación

tanto en Quito como en Kupi y en Tarapoa con

la participación de los empleados y sus familias,

entre otros proyectos, que han beneficiado a

cerca de mil personas en el país.

Entre 2006 y 2019 promovimos aproximada-

mente 128.000 atenciones médicas comunita-

rias y contribuimos al bienestar de 6.000 niños

y jóvenes de escasos recursos. Desde nuestra

llegada al país hemos entregado al Ecuador USD

8.924 millones.

Se trata de la más grande inversión petrolera

extranjera en el país. Somos la presencia tangi-

ble de la colaboración estrecha entre China y el

Ecuador y quizá el punto culminante y exitoso

de las relaciones entre las dos naciones, que

cumplieron 40 años en este 2020.

Andes Petroleum Ecuador Ltd., 14 años contribuyendo al EcuadorAutor: Hu Quan

wwww.camposingue.com

120M+USD 8M+ 500M+USD 13M+ USD

Visitanos en:

En generación de cadena de

valor para la industria

petrolera del Ecuador.

De barriles de petróleo

acumulado en los primeros

5 años de contrato.

En beneficio entregados al

Estado Ecuatoriano.

planes sociales y

medioambientales.

120MUSDDe inversión en facilidades de producción

con tecnología de punta.

INVERSIÓN EXTRANJERA SERIA Y RECONOCIDA A NIVEL INTERNACIONAL

Iniciando agresiva campaña con tres pozos horizontales

F

30

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 24 - Quito, Marzo 2020 Sistemas de completación hidroselectivos

RESUMEN La experiencia en diseño y fabricación de Vál-

vulas del Pacífico S.A., de herramientas especiales

junto a las necesidades operativas de los campos

en Ecuador dieron como resultado el desarrollo de

nuevos sistemas para completaciones de fondo.

Estos nuevos sistemas son controlados desde la

superficie mediante presión hidráulica transmiti-

da por el mismo casing o tubing. Es decir, no re-

quiere de líneas de control o capilares que lleguen

hasta superficie.

Los sistemas actualmente desarrollados per-

miten la protección de las arenas productoras de

la invasión de fluidos, selección de arenas solo con

pulsos hidráulicos y la inyección de químicos de

forma selectiva y controlada. Al ser sistemas ins-

talados en ensamble de fondo de pozo indepen-

dientes pueden ser instalados prácticamente para

todo tipo de bombeo artificial como electrosu-

mergible, mecánico, bomba de cavidad progresiva

e hidráulico. En el siguiente artículo se desarrolla-

rá una descripción de su funcionamiento, versati-

lidades y casos reales donde han sido instalados

estos sistemas.

ABSTRACTThe experience in design and manufacturing

of Valvulas del Pacifico S.A. in specialty tools

along with the operational needs of the fields

in Ecuador resulted in the development of new

systems for background completions. These new

systems are controlled from the surface by hy-

draulic pressure transmitted by the same casing

or tubing; that is, it does not require control li-

nes or capillaries that reach the surface.

The systems currently developed allow the

protection of the producing zones from the in-

vasion of fluids, selection of sands with only

hydraulic pulses and the injection of chemicals

in a selective and controlled way. Being systems

installed in independent bottom hole assem-

blies they can be installed for virtually all types

of artificial lifting systems as submergible elec-

tric pumping, mechanical pumping, progressive

cavity pumping and hydraulic pumping. In the

following article, there is a description of its

operation, versatility and real cases where they

have been installed appreciating the advantages

described above.

INTRODUCCIÓNEn la actualidad, es necesaria la implementa-

ción de tecnologías que puedan mejorar la pro-

ducción de los campos, a un bajo costo y de ma-

nera sostenible.

Válvulas del Pacífico, como fabricante nacional

decidió tomar el reto y ha venido desarrollando

sistemas de completación que se enfoquen en

los objetivos antes mencionados. Es decir, estos

sistemas tienen la capacidad de mejorar la pro-

ducción de los campos dando soluciones a pro-

blemas operacionales que generan un alto costo

en tiempo, dinero y riesgo. Los equipos desarro-

llados presentan gran versatilidad y al poder ser

combinados entre sí cubren una amplia gama de

operaciones, herramientas y materiales con el

consecuente ahorro.

El diseño de estas herramientas tiene el común

denominador de proteger a la formación con el

objetivo de evitar invasiones no previstas de flui-

dos nocivos para éstas, lo que prevé daños antici-

pados a la declinación normal de los reservorios.

La primera generación de esos equipos de fon-

do ha sido instalada desde el 2011 en campos de

Petroamazonas EP. En la actualidad el equipo más

longevo viene funcionando funcionando más de

2.850 días y contando.

COMPLETACIÓN DE FONDO CON SISTEMA DE PROTECCIÓN DE FORMACIÓN

El sistema CVPF es una

válvula de tipo bi-direccio-

nal la cual va instalada con

una completación de fondo.

¿Por qué usarla?El sistema CVPF tiene

por objeto mantener el

potencial de producción

de todos los pozos con

completación simple o

selectiva.

Evita la invasión a la

formación con fluido de

control durante el WO.

Genera ahorro al no utili-

zar fluido de control ES-

PECIAL, ya que permite

Ingeniero Mecánico (Escuela Politécnica del

Ejército); Magister en Dirección de Opera-ciones y Seguridad

Industrial (Universidad de las Américas). Tiene 11 años de experiencia

en el diseño de válvulas de fondo y cabezales de

pozo. A su nombre se encuentran registrados

1 título de patente en el IEPI; 3 solicitudes en

proceso y 2 patentes en Estados Unidos de Norteamérica. Actual-mente, desempeña el

cargo de Coordinador de Operaciones en Válvulas


Fecha aprobación: 06 de marzo de 2020

Palabras Clave:CVPF (Sistema Protector de Formación), Sistema Hidro-

selectivo, BHA (Ensamble de Fondo de Pozo)

Keywords:CVPF (Sandstone Shield

System), Hydraulic Selective System, BHA (Bottom Hole

Assembly)

Sistemas de completación hidroselectivos

F

31


usar un fluido de control básico.

Se puede hacer limpieza y tratamiento quí-

mico a la formación a través del by-pass de

la válvula que permite el flujo inverso.

La recuperación de producción es inmediata

luego del WO.

Los datos estadísticos de estos equipos

muestran los resultados satisfactorios para lo

que fueron diseñados; proteger la formación,

ahorrar fluidos de control especiales y la recu-

peración inmediata de la producción posterior

a cada trabajo de reacondicionamiento.

Una vez instalada la completación de pro-

tección, ha demostrado ahorros entre $60k y

$100k por cada intervención al pozo en flui-

dos especiales de control, y adicionalmente se

puede observar en los siguientes ejemplos la

recuperación inmediata del flujo cuando se re-

tira la columna hidrostática de control.

F

32


La completación estuvo instalada durante

1.388 días, no existieron taponamientos ni

restricciones a la producción. Fue retirada debido

a trabajos de fractura en la arena U inferior.


F

33


Este sistema protector de formación perma-

neció instalado durante 1.053 días. Durante el

período se realizaron 3 trabajos de reacondi-

cionamiento, ninguno utilizó fluido especial de

control y se puede observar en la gráfica la re-

cuperación inmediata de la producción. El 6 de

febrero de 2015, se efectúo un trabajo de cambio

de ESP, se retiró también el sistema de protec-

ción y se puede ver en la gráfica que el comporta-

miento de la producción muestra una tendencia

a la declinación.

F

34


La completación ha estado trabajando duran-

te más de 2.800 días ininterrumpidamente desde

su instalación en el año 2012. Durante esta eta-

pa se han efectuado tres reacondicionamientos y

se puede observar que el comportamiento de la

formación se ha mantenido y se ha recuperado

inmediatamente después de cada intervención.

COMPLETACIÓN DE FONDO CON SISTEMA DE SELECCIÓN HIDRÁULICA DE ZONA DE PRODUCCIÓN

La siguiente generación de estos equipos ha

sido diseñada para ajustarse a los requerimien-

tos operacionales, brindando alternativas técni-

cas que garanticen el aseguramiento de la pro-

ducción.

Es una innovación que brinda la oportunidad

de seleccionar las arenas de las cuales se requiere

extraer la producción.

Se activa con energía hidráulica, por lo tanto,

ofrece la opción de seleccionar áreas de produc-

ción sin tener que retirar la completación del

bombeo artificial instalado en el pozo. De este

modo, se elimina la necesidad de trabajo de wor-

kovers adicionales o paradas de producción ex-

tendidas para cambiar el área de producción.

aleación y alta resistencia o en materiales inoxi-

dables. Los sellos elastoméricos están prepara-

dos para soportar de 120°C a 210°C.

El sistema Hidro - Selectivo permite producir

desde dos zonas en un pozo de la siguiente ma-

nera:

Producir la zona superior y cerrar la zona in-

ferior

Producir la zona inferior y cerrar la zona su-

perior

Producir desde ambas zonas al mismo tiempo

Para elegir la zona productora se necesita una

fuerza hidráulica que se calibra de acuerdo con

las características del pozo según:

La profundidad de la válvula en el pozo

La presión de cabeza

Presión del yacimiento

Se coloca antes de la evaluación del pozo.

Permanece en el pozo después de la evaluación.

EVALUACIÓN Y PRODUCCIÓNDurante la etapa de evaluación del pozo se

puede activar el sistema de cambio de zona di-

rectamente desde superficie. Esto permite eva-

luar dos zonas de manera independiente durante

el tiempo que se estima necesario y tomar la de-

cisión más rentable al momento de seleccionar

la zona definitiva de producción que se dejara

abierta.

El equipo cuenta con la opción para producir

de dos zonas simultáneamente. Esta caracte-

rística permite hacer económicamente viable la

explotación de un pozo con zonas de aporte rela-

tivamente bajas y que por su condición técnica o

económica imposibilita el uso de una completa-

ción dual o similar.

La válvula se puede calibrar para una deter-

minada presión de activación, razón por la cual

se personaliza para la aplicación de cada pozo de

producción.

Dependiendo de las condiciones exigidas por

el cliente, pueden fabricarse en aceros de baja


F

35


ESTIMULACIÓN / INYECCIÓN DE QUÍMICOS

Los sistemas de completación selectivo, permi-

ten la inyección y estimulación de químicos para ga-

rantizar el cuidado de las formaciones.

La estimulación puede ser realizada a través de

los mandriles inyectores de manera selectiva. Es de-

cir, se estimula a la arena seleccionada. Los inyecto-

res pueden ser acoplados a líneas flexibles o tubería.

CONFIABILIDADAl ser sistemas activados hidráulicamente son

muy confiables, ya que no dependen de una conexión eléctrica a superficie. Están diseñados para trabajar tanto en posición vertical como en posición total-mente horizontal, por esta razón puede instalarse en cualquier tipo de pozo. El rendimiento del sistema puede apreciarse en la gráfica. Tan pronto fue instala-da, el control del pozo fue efectuado con agua, el nivel de producción fue recuperado y se estabilizó en 1500

barriles día.

F

36


En síntesis, los equipos tienen ventajas ope-

rativas como:

Todos los equipos incorporan el sistema pro-

tector para evitar que las zonas productivas

sean invadidas por cualquier fluido que pueda

dañarlas.

Si una de las zonas deja de producir, es fácil

cambiar de zona o adicionarla mediante un

pulso de presión.

Permite completar pozos inclinados con ter-

minaciones selectivas.

Ahorra dinero al evitar las operaciones de pla-

taforma para cambios de zona de producción.

El sistema selectivo podría cambiar de posición

sin quitar el sistema de Levantamiento Artifi-

cial.

Su orientación a solucionar problemas opera-

tivos y ahorrar dinero ha sido probada satis-

factoriamente en campos ecuatorianos, por

tal motivo se considera al equipo desarrollado

como una herramienta práctica y eficaz.

CONCLUSIONESa. El desarrollo del sistema protector de forma-

ción ha evitado daños en las formaciones ge-

nerando un ahorro de recursos monetarios y

operacionales a sus clientes, sobre todo en ya-

cimientos ecuatorianos, en los cuales, debido


F

37


a la reducción de presión natural, se requiere

de alternativas que los protejan de la invasión

de fluidos que puedan generar daños positi-

vos sobre las formaciones productoras.

b. Los sistemas de fondo han demostrado su

capacidad de duración en fondo de pozo con

casos que superan los 2.800 días. Esto se debe

a que su metalurgia durante la fase de diseño

fue definida en base a la experiencia recogida

de las características de los pozos como cuan-

do tienen desprendimiento de arenas, incrus-

taciones (scala), agentes oxidantes y variación

de presiones.

c. Los sistemas tradicionales para selección de

arenas están limitados por los ángulos de des-

viación que tienen los pozos, mientras que, el

Sistema Hidroselectivo permite a la operado-

ra instalarlo en cualquier tipo de pozo.

d. Las configuraciones del Sistema Hidroselec-

tivo no sólo brindan la opción de producir

independiente de cada formación; sino que

también, en pozos de bajo aporte puede ser

configurada para producir de ambas forma-

ciones a la vez.

REFERENCIASVálvulas del Pacífico S.A. – Registros de

Instalación, Diagramas de Pozo y Producción

de equipos instalados desde 2011.

F

38

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 24 - Quito, Marzo 2020 Proyección de crecimiento de anomalías por corrosión en ductos para los Bloques 16 y 67 – Repsol Ecuador S.A.

Autor. Marco Vinicio Cisneros Martínez

RESUMENEn las tuberías enterradas de los Bloques 16

& 67, operados por Repsol Ecuador S.A., se utili-

za el MFL (Magnetic Flux Leakage) como técnica

de inspección en línea (ILI – In-Line Inspection)

para determinar su integridad mecánica. La fre-

cuencia de inspección que se considera es de al

menos cinco años, de acuerdo con la normativa

internacional en la que se fundamenta el Siste-

ma de Gestión de Integridad de Tuberías vigen-

te desde 2009. Con las inspecciones internas se

detectan los sitios con pérdida de espesor por

corrosión, seleccionado para eventuales repara-

ciones, aquellos lugares con desgastes mayores al

40% de pérdida de material y/o con un ERF ma-

yor a uno (Estimated Repair Factor). Es aquí don-

de cabe preguntarse: ¿Qué pasa con los puntos

con pérdidas de espesor menores al 40% durante

el intervalo de tiempo de inspección recomenda-

do?. Para esto se ha implementado una metodo-

logía de proyección de crecimiento de anomalías

por corrosión.

La metodología parte de segmentar las tube-

rías en función de su comportamiento a lo largo

de toda su longitud, debido a que en cada seg-

mento se puede presentar una tasa de crecimien-

to de corrosión distinta. Una vez que se tiene seg-

mentada la tubería, se procede a estimar las tasas

de crecimiento de corrosión interna y/o externa,

para cada uno de los segmentos definidos, lo cual

se puede realizar a través de la comparación de

dos ILI realizados con la misma técnica, análisis

de cupones de corrosión, comparación de los da-

tos del ILI versus los datos recolectados en la ins-

pección directa en campo -después de un periodo

de tiempo-, entre otros. Los resultados obtenidos

de las proyecciones de crecimiento anomalías por

corrosión en ductos, ha permitido estimar -con

buena precisión- su comportamiento y establecer

planes de reparaciones preventivas, durante el

intervalo de re-inspección con ILI, de tal manera

que se pueda asegurar la integridad mecánica de

los ductos operados por Repsol Ecuador S.A.

ABSTRACTMagnetic flux leakage (MFL) has been used with

a frequency of at least five years as an in-line ins-

pection technique to determine mechanical integri-

ty of pipelines in Blocks 16th y 67th, in accordance

with international norms and Repsol’s Pipeline In-

tegrity Management System. With internal inspec-

tions, sites with loss of thickness due to corrosion

are selected for eventual repairs, in those places

with wear greater than 40% of metal loss. However,

it is important to answer the following question:

What happen with sites with metal losses smaller

than 40% during the recommended inspection in-

terval? For this, a methodology for corrosion grow-

th assessment has been implemented.

The methodology starts by segmenting the pipe-

lines based on their behavior because each segment

may present a different corrosion growing rate.

Once the pipeline is segmented, the internal and

external corrosion growth rates will be estimated

for each segment. This can be done by comparing

two in-line inspections with the same technique,

corrosion coupon analysis, comparison of in-line

inspection versus direct inspection -after a period-.

The results obtained from the corrosion growth

assessment in pipelines have allowed to estimate

-with good precision- their behavior and to esta-

blish preventive repairs plans during the ILI re-ins-

pection interval, in such a way that it can help to

assurance the mechanical integrity of the operated

pipelines by Repsol Ecuador S.A.

INTRODUCCIÓNEn los Bloques 16 y 67, se encuentran aproxima-

damente en operación un total de 520 kilómetros

de tuberías enterradas para el transporte de crudo,

diésel, fluido multifásico y agua de formación.

Autor: Marco Vinicio Cisneros Martínez

Ingeniero Mecánico, Máster en Dirección, Gestión y Diseño de

Proyectos, en el equipo de trabajo de Repsol

Ecuador S.A. desde el año 2012; inició como Ingeniero de Proyectos

Junior y posteriormente como Ingeniero de Inspección Técnica

& Recubrimiento. Actualmente, cumple

la función de Ingeniero de Equipo Estático en el área de Ingeniería

de Mantenimiento.

VT, PAUT nivel II; NACE CIP 1; NACE Internal

de Mantenimiento USFQ.

Fluido transportado Distancia (Km.)Crudo 212Diésel 145

Fluido multifásico 93Agua de formación 70



Palabras clave: ILI, MFL, tasa de corrosión,

ductos enterrados, , proyec-ción de crecimiento de ano-

malías, cupones de corrosión, integridad mecánica.

Keywords: ILI, MFL, corrosion rate,

pipelines, corrosion growth assessment, corrosion cou-pon, mechanical integrity.

Proyección de crecimiento de anomalías por corrosión en

ductos para los Bloques 16 y 67 – Repsol Ecuador S.A.

en los Bloques 16 y 67.

F

39


Como parte del Sistema de Gestión de Inte-

gridad de Tuberías implementado en Repsol

Ecuador S.A., se realizan inspecciones en línea

(ILI: In-Line Inspection) a través de herramien-

tas inteligentes que permiten conocer el estado

interno y externo de las tuberías señaladas, uti-

lizando la técnica MFL (Magnetic Flux Leakage).

Las inspecciones en línea son realizadas con una

frecuencia de al menos 5 años, de acuerdo con

las mejores prácticas internacionales. Los resul-

tados de las inspecciones en línea son muy im-

portantes para gestionar la integridad mecánica

de las tuberías, en especial al determinar el gra-

do de afectación que pueden tener estos activos

por problemas de corrosión, y establecer las ac-

ciones necesarias que permitan mejorar su con-

fiabilidad y así prevenir posibles fallas asociadas

a corrosión (Imagen 1).

Entre los resultados obtenidos a través de las

inspecciones en línea, ejecutadas en las tuberías

de transporte de crudo, diésel, fluido multifási-

co y agua de formación de los Bloques 16 y 67,

se encuentran la determinación y dimensiona-

miento de anomalías producidas por corrosión

interna y/o externa (ver Imagen 2). Sin embar-

go, son datos generados para la fecha en la cual

fue realizada la inspección en línea y en función

de ellos se generan planes de reparación, que en-

tre otras cosas, consideran pérdidas de espesor

superiores al 40% (ver Imagen 3) y/o ERF (Es-

timated Repair Factor) mayor a uno. Ahora la

pregunta es: ¿Qué pasa con los sitios con pérdida

de espesor menor al 40%, durante el intervalo

de tiempo de inspección recomendado?. En el

lapso de 5 años, las anomalías asociadas a corro-

sión interna/externa tienen alta probabilidad de

crecer a pesar de todos los esfuerzos realizados

para mitigar el fenómeno de la corrosión. Por

tal motivo, es importante mantener un procedi-

miento que permita evaluar, durante el periodo

de re-inspección, el crecimiento de las anomalías

por corrosión -con pérdidas de material meno-

res al 40%- las cuales fueron determinadas en la

última inspección ILI. Considerando que la tasa

o velocidad de corrosión no tiene un comporta-

miento lineal, se dificulta predecir el crecimiento

de la corrosión, y esta no se detiene, a pesar del

tratamiento químico o el sistema de protección

catódica. De cualquier manera, se pueden reali-

zar estimaciones bastante acertadas de tasas de

crecimiento de corrosión, que permiten pronos-

ticar el estado de una anomalía, para una fecha

posterior a la última inspección en línea (ILI)

(Imágenes 2 y 3).

en los Bloques 16 y 67.

F

40


En la determinación de la tasa de crecimiento

de anomalías por corrosión, se pueden utilizar

varias metodologías que permiten estimar el

comportamiento de la tubería con su entorno;

por ejemplo: comparaciones entre las dos últi-

mas inspecciones ILI, modelos estadísticos utili-

zando la información que se obtiene confrontan-

do los resultados de inspección ILI con los datos

de las inspecciones directas realizadas en campo,

tasas de corrosión obtenidas de cupones, datos

históricos en la industria, etc. En la Imagen 4, se

puede observar el proceso de proyección de cre-

cimiento de anomalías utilizado para analizar las

tuberías de los Bloques 16 y 67.

Cabe indicar, que las reparaciones de los

defectos -mayores al 40% de pérdida de material

y/o ERF > 1- por corrosión en las tuberías

enterradas operadas por Repsol Ecuador S.A,

son realizadas mediante reemplazos de tramos

o la instalación de refuerzos metálicos (camisas

metálicas tipo B), consideradas como reparaciones

permanentes, de acuerdo con lo establecido en la

normativa internacional existente: ASME B31.4

“Pipeline Transportation Systems for Liquid

Hydrocarbons and Other Liquids”, ASME PCC-

2 “Repair of Pressure Equipment and Piping”,

“Pipeline Corrosión Integrity Management

(PCIM)” de NACE International, “Pipeline

Proyección de crecimiento de anomalías por corrosión en ductos para los Bloques 16 y 67 – Repsol Ecuador S.A.


F

41


Repair Manual” of Pipeline Research Council

International, Inc., entre otras.

METODOLOGÍA

1. Recolección de datosLos datos históricos de una tubería son de

gran importancia y utilidad al momento de rea-

lizar los análisis para determinar su integridad

mecánica; datos como: resultados de inspeccio-

nes con herramientas inteligentes previas (ILI),

perfil topográfico, monitoreo de cupones de

corrosión, análisis físico-químicos, nos pueden

ayudar a determinar el comportamiento de la co-

rrosión interna en las tuberías. De la misma ma-

nera, resultados de los estudios indirectos como:

close interval potential surveys (CIS), medicio-

nes de potencial de protección catódica poste a

poste (PAP), alternating/direct current voltage

graditet (ACVG/DCVG), análisis del suelo, , etc.,

permiten estimar el crecimiento de anomalías

por corrosión externa. Por lo indicado, el primer

paso y uno de los más importantes para poder

realizar proyecciones de anomalías, viene a ser

la recopilación de información. Esta tarea puede

volverse sencilla, siempre y cuando se disponga

de información centralizada, lo cual representa

una de las ventajas de mantener un sistema de

gestión integrado de tuberías.

2. Segmentación de tuberíaLos ductos enterrados pueden presentar

comportamientos diferentes a lo largo de

su longitud; para el propósito de análisis, es

importante determinar si los ductos presentan

diferentes comportamientos en algunos de sus

tramos – tanto para corrosión interna como para

corrosión externa-, de tal manera que en cada

tramo o segmento identificado, se pueda realizar

la proyección de crecimiento de anomalías por

separado. En la imagen 5, se puede observar

un ejemplo de segmentación de una tubería,

en función del diámetro que presenta en cada

segmento, considerando que el segmento de

mayor diámetro corresponde a un reemplazo de

tramo realizado en la tubería, que por tanto, tiene

menor tiempo de uso comparado con los otros dos

segmentos de la tubería, y un comportamiento

distinto en cuanto a crecimiento de corrosión.

De la misma forma, es posible segmentar una

tubería en función de las tasas de corrosión

interna y externa determinadas al comparar dos

inspecciones, el perfil topográfico de la línea, las

características del suelo, etc., según se requiera.

3. Determinación de tasa de crecimiento

de corrosiónComparación entre dos corridas de ins-

pección en línea (ILI): Al disponer de dos

inspecciones en línea con técnicas similares, se

puede realizar un análisis del comportamiento

de las anomalías en el tiempo. Es decir, permite

estimar su crecimiento durante el intervalo de

tiempo en el cual se realizaron las inspecciones,

llegándose a determinar la tasa de crecimiento

de corrosión para cada anomalía. En las tuberías

de los Bloques 16 y 67, las dos últimas campa-

ñas de inspección en línea han sido ejecutadas

con la misma técnica, en este caso magnetic flux

leakage (MFL), esto ha permitido determinar el

crecimiento de las anomalías durante el tiempo

transcurrido entre las dos inspecciones. En la

Imagen 6, se puede observar una comparación

F

42


entre los resultados de dos inspecciones en lí-

nea realizadas en 2012 y 2018 para una tubería

de transporte de agua de formación del Bloque

16; se identifican anomalías que han tenido un

crecimiento respecto a la inspección de 2012, así

como también, la aparición de nuevas anomalías

que fueron detectadas en la inspección 2018.

Para cada una de las anomalías se estima una

tasa de crecimiento de corrosión. Sin embargo,

de manera conservativa, en cada segmento de

la tubería, se puede utilizar la tasa de corrosión

más alta calculada, o una tasa de crecimiento

promedio. Por ejemplo: en el segmento #1 de

la Imagen 6, la tasa de crecimiento podría ser

aproximadamente 0,20 mm/year (7,8 mpy), si

se utiliza un valor promedio; en el segmento #2

esta tasa sería de 0,60mm/year (23,4 mpy), si

se utiliza el valor más alto calculado; y para el

segmento #3 la tasa correspondería a 0,20 mm/

year (7,8 mpy), si se utiliza el valor que más se

repite a lo largo de todo el segmento. La unidad

mpy (mils per year) representa milésimas de

pulgada por año.

Monitoreo de cupones de corrosión: Los

cupones de corrosión son dispositivos que per-

miten simular las condiciones de corrosión in-

terna o externa que pueden tener las tuberías;

entregan resultados confiables de tasas de co-

rrosión que pueden ser utilizadas para proyec-

tar el crecimiento de anomalías en el tiempo. Se

pueden utilizar los valores más conservativos de

las tasas de corrosión obtenidas a través de cu-

pones de corrosión, o también se utiliza el valor

promedio de todas las tasas de corrosión que se

disponen en el historial de datos con este tipo de

cupones. En la Imagen 7, se observa el historial

Imagen 7. Historial de



F

43


de velocidades de corrosión interna en diferen-

tes evaluaciones.

Comparación ILI vs. Inspecciones Direc-

tas: Posterior a una inspección ILI y de acuerdo

con sus resultados, en algunas tuberías es nece-

sario ejecutar inspecciones directas y reparacio-

nes. La información de las inspecciones directas,

que normalmente son realizadas con ultrasoni-

do industrial (ver Imagen 8), puede ser utiliza-

da para poder comparar con la información en-

tregada por la inspección en línea, y estimar el

crecimiento de las anomalías desde la fecha en

la cual se realizó esa inspección en línea, hasta la

fecha en la que se ejecuta la inspección directa.

Es necesario tomar en cuenta que se puede tener

incertidumbre en la comparación, ya que son dos

técnicas de inspección diferentes. Sin embargo,

se ha podido comprobar en muchos casos que los

resultados, utilizando los dos tipos de inspec-

ción, son bastante similares.

Utilizando la media ponderada de todas las

desviaciones encontradas entre las inspecciones

ILI, versus las inspecciones directas en campo, se

estima la tasa de crecimiento de anomalías por

corrosión, considerando que las desviaciones

encontradas se deben al comportamiento de las

anomalías en el tiempo.

En la Imagen 9 y Tabla 2, se puede observar un

ejemplo de la estimación de la tasa de crecimiento

de anomalías por corrosión interna para una

tubería en la que se dispone de información de

inspección ILI y también la correspondiente a

inspecciones directas en campo. Las inspecciones

en campo fueron realizadas 3,8 años después de

la fecha de inspección ILI, y el cálculo de la media

ponderada de todas las desviaciones encontradas

dio como resultado un 9,9% de desviación,

durante el tiempo transcurrido entre los dos

tipos de inspección. Con esto se determina

que la desviación indicada corresponde a un

F

44


crecimiento medio ponderado de las anomalías

por corrosión interna de 9,9% en 3,8 años, y se

obtiene una tasa de crecimiento anual del 2,6%

de pérdida de espesor por año.

Datos históricos en la industria: En los ca-

sos en los cuales no se dispone de información

para determinar tasas de corrosión, existe una

normativa internacional que da ciertos linea-

mientos hacia utilizar tasas de corrosión deter-

minadas para ciertas condiciones de las tuberías.

Por ejemplo, en casos de corrosión externa,

ANSI/NACE SP0502-2010 “Pipeline External

Corrosion Direct Assessment Methodology” y

NACE “Pipeline Corrosion Integrity Manage-

ment (PCIM) Student Manual”, indican que se

puede utilizar una tasa de crecimiento de corro-

sión de 16 mpy (mils per year) por default, en los

casos que no se dispongan de tasas de corrosión.

En el Pipeline Corrosion Integrity Management

(PCIM) Student Manual de NACE International,

también se recomienda utilizar la tabla Ughlig’s

Corrosion Rates for Steel in Soil, al determinar

tasas de corrosión externa para tuberías ente-

rradas en función de la resistividad del suelo y

drenaje en el ambiente (ver Imagen 10).

Repeticiones

Diferencia pérdida de espesor

(%)

Profundidad media(%)

Desviación estándar de profundidad

(%)

Media ponderada

(%)

Tasa de crecimiento de

anomalías(%/año)

1 -2%

12% 7,4% 9,9% 2,6%/año

1 0%

1 2%

1 3%

1 4%

1 6%

1 7%

2 8%

3 9%

2 10%

1 11%

2 12%

2 13%

1 14%

2 15%

1 16%

1 17%

1 18%

1 21%

2 24%

2 26%



F

45


Enviromental Factors

General Corrosion Rates* Pitting Corrosion Rates*

Maximum Minimum Average Maximum Minimum Average

Soil Resistivity

1,000 2.5 0.7 1.3 12.2 4.3 7.9

1,000 to 5,000 2.3 0.2 0.7 17.7 2.0 5.5

5,000 to 12,000 1.3 0.2 0.7 9.1 2.4 5.5

12,000 1.4 0.1 0.6 10.2 1.2 4.3

Drainage

Very Poor 2.3 1.5 1.8 17.7 6.3 11.0

Poor 1.5 0.4 0.9 9.1 2.0 5.5

Fair 2.5 0.7 0.9 12.2 3.1 6.3

Good 0.9 0.1 0.4 7.1 1.2 4.3

4. Proyección de crecimiento de

anomalías

Una vez calculadas las tasas de corrosión, por

cualquier método posible, el siguiente paso es

determinar cuál es la tasa más representativa

para cada segmento de la tubería, y la que será

usada hacia proyectar las anomalías en el tiem-

po. Para elegir la tasa de crecimiento de corro-

sión con la que se proyectarán las anomalías, se

pueden utilizar criterios como el nivel de riesgo

en los segmentos de los ductos, confiabilidad de

la información utilizada en determinar las tasas

de corrosión, historiales de fallas, etc. Con la tasa

de crecimiento de corrosión definida, se procede

a proyectar las anomalías desde la última fecha

de inspección, hasta la fecha en la que se quie-

re estimar el estado de las anomalías; esto pue-

de ser a la fecha en la que se realiza el análisis o

se pueden realizar proyecciones a futuro, según

se requiera. En la imagen 11, se puede observar

un ejemplo de proyección de crecimiento de las

anomalías detectadas por el ILI en una tubería

en el año 2018, hasta la fecha de análisis en di-

ciembre de 2019 (1 año); para esto se utilizaron

las siguientes tasas de crecimiento de corrosión

interna: Segmento 1 = 2,3%/año (7,8 mpy); Seg-

mento 2 = 5,8%/año (23,4 mpy); y Segmento 3 =

2,3%/año (7,8 mpy).

5. Evaluación de integridad mecánicaLos resultados de la proyección de crecimien-

to de anomalías son utilizados para realizar eva-

luaciones de integridad mecánica de las tuberías.

Es decir, cálculo de la presión segura de trabajo

(SWP: Safe Working Pressure) para cada anomalía

proyectada y comparando dichas presiones con la

máxima presión admisible de operación (MAOP:

Maximum Allowable Operating Pressure). Esto

permite desarrollar planes anuales de reparacio-

nes preventivas en las tuberías con el fin de asegu-

rar su integridad mecánica y evitar fugas.

F

46


6. Inspección directaDe acuerdo con los resultados de las evalua-

ciones de integridad mecánica, como ya se men-

cionó, en algunas tuberías se ejecutan inspec-

ciones directas y reparaciones mecánicas, estas

inspecciones directas sirven para comprobar el

estado real de las tuberías y también permiten

comprobar el nivel de confiabilidad de las pro-

yecciones de crecimiento de anomalías.

Por ejemplo, en la Imagen 14 se puede

observar la comparación de datos obtenidos

por una inspección en línea (ILI), la proyección

de crecimiento, y la inspección directa para una

anomalía por corrosión externa. En la inspección

ILI en 2012, la anomalía registró una pérdida

de espesor del 16%, y según la proyección de

crecimiento de corrosión, la anomalía en cuatro

años debió haber crecido aproximadamente 28%,

teniendo una pérdida de espesor proyectada

para 2016 del 44%; en la inspección directa en

campo se encontró que la anomalía en 2016

tuvo una pérdida de espesor del 41%. Es decir,

existió una diferencia del 3% entre la proyección

o estimación de pérdida de espesor al 2016

y la inspección directa en campo a esa fecha.

En este ejemplo existieron desviaciones entre

los resultados obtenidos entre proyección de

crecimiento de anomalías e inspección directa.

No obstante, estas se encontraron dentro del

rango de aceptación de +/- 10%.

RESULTADOSEn la mayoría de los casos existen desviacio-

nes entre lo encontrado directamente en campo



F

47


y lo que se estimó con la proyección de creci-

miento de anomalías. Sin embargo, las desvia-

ciones se encuentran en un rango de +/- 10%,

tanto para corrosión interna, como para corro-

sión externa, convitiéndose en una información

aceptable, y de gran utilidad para definir los pla-

nes de reparación de ductos de los Bloques 16 y

67, durante el intervalo de re-inspección ILI. En

la Tabla 3, se puede observar algunos resultados

en los cuales se ha podido realizar una inspec-

ción directa en las tuberías y comprobar los re-

sultados de las estimaciones de crecimiento de

anomalías realizadas.

CONCLUSIONESLa inspección magnética MFL es la herra-

mienta que ha permitido a Repsol Ecuador S.A.,

conocer con bastante precisión el estado y ubi-

cación de las anomalías causadas por corrosión

interna y externa. Sin embargo, durante el pe-

riodo entre las campañas de inspección en línea,

la proyección de crecimiento de anomalías es

una metodología que si bien tiene desviaciones,

permite determinar una estimación en el tiem-

po del estado de anomalías que en algunos casos

son críticas y requieren reparación.

F

48


Línea

Pérdida de espesor

proyección (%)

Pérdida de espesor campo

(%)

Desviación(%) Tipo corrosión

Oleoducto 16” SPF - NPF38% 27% 11% Externa

44% 33% 11% Externa

Oleoducto 16” NPF - PPY38% 40% -2% Externa

42% 45% -3% Externa

Agua 10” NPF - Tivacuno

41% 38% 3% Externa

41% 35% 6% Externa

41% 48% -7% Externa

Agua 14”/16” NPF - Capiron

50% 40% 10% Externa

50% 40% 10% Externa

50% 42% 9% Externa

50% 40% 10% Externa

50% 40% 10% Externa

Agua 10” NPF - Tivacuno31% 39% -8% Interna

33% 38% -5% Interna

Fluido 12” Iro A - Y Iro 43% 37% 6% Interna

Fluido 12” Bogi - Capiron 46% 44% 2% Interna

Agua 12” Y Iro – Iro A36% 40% -4% Interna

30% 32% -2% Interna



F

49

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 24 - Quito, Marzo 2020Autores: Álvaro Izurieta (Halliburton) y Mayra Ruilova (Universidad Central del Ecuador)

RESUMENEste estudio describe las diferentes pruebas

de laboratorio utilizadas para identificar el daño

de formación debido a migración de finos y el

comportamiento de producción relacionado con

la arenisca Hollín del play central de la Cuenca

Oriente. Se proponen diferentes tratamientos

para mejorar el rendimiento y extender la vida

productiva del pozo.

Este estudio evalúa diferentes herramientas

desde el diagnóstico, diseño y la implementa-

ción para soportar los diversos trabajos sugeri-

dos durante el ciclo de producción de los pozos

analizados.

Mediante la implementación de estas estra-

tegias se puede lograr una identificación directa

de los mecanismos de daño de formación. El flu-

jo de trabajo presentado incluye las pruebas de

laboratorio requeridas, así como las herramien-

tas de diseño para una implementación exitosa.

Los perfiles de producción normalizados relacio-

nados con la migración de finos también se in-

cluyen para ayudar a identificar este mecanismo

de daño.

ABSTRACTThis study describes the different laboratory

tests used to identify formation damage related

to fines migration and production behavior as-

sociated with the Hollín sandstone, central play

of the Oriente basin.

Different treatments are proposed to impro-

ve productivity and to extend the productive

life of the well. This study evaluates different

approaches from diagnosis, design, and field im-

plementation to support the various jobs recom-

mendations during the production cycle of the

analyzed wells.

A straight-forward identification of forma-

tion damage mechanisms can be attained by

using this approach. The workflow presented

includes the required laboratory tests as well as

modeling tools for successful implementation.

Normalized production profiles related to fines

migration are also included to help identify the

damage mechanism.

INTRODUCCIÓNEl daño de formación es un problema común

de los reservorios de la Cuenca Oriente, pue-

de ocurrir durante las diversas fases de la vida

productiva del pozo que incluyen operaciones de

perforación, producción y reacondicionamiento.

Las operadoras requieren aplicar diferentes

metodologías a fin de recuperar o mantener la

productividad de los pozos, para lo cual se deben

estudiar formulaciones de fluidos de control,

sistemas ácidos, fluidos de fractura y control de

Diagnóstico, evaluación y prevención de la migración de

Autores: Álvaro Izurieta (Halliburton) y Mayra Ruilova (Universidad Central del Ecuador)

Álvaro Izurieta, se desem-peña actualmente como

-cement en Halliburton, cuenta con 10 años de experiencia en la industria petrolera. Es Autor y coautor de varios artículos técnicos de la SPE y el Congreso Mexicano del Petróleo.

Mayra Ruilova, ingeniera en petróleos de la Universidad Central del Ecuador, cuenta con un año de experiencia en la

-

como pasante de la línea de Registros Eléctricos y cañoneo en Halliburton, y además brindó soporte al área de Desarrollo de Yaci-mientos de Repsol S.A.

Fecha recepción: 01 de marzo de 2020

Fecha aprobación: 09 de marzo de 2020

Palabras clave:Retorno de PermeabilidadDifracción de Rayos XEstimulación AcidaMecanismo de DañoModificadores de Permeabili-dad RelativaFracturamiento Hidráulico

matricial

a)

c)

F

50


agua específicos que permitan optimizar la pro-

ducción de los pozos dañados, de manera espe-

cial en campos maduros.

Entre uno de los principales mecanismos de

daño se encuentra la migración de finos, que se

manifiesta durante la producción con una dismi-

nución del fluido total al incrementar el corte de

agua o una caída de producción drástica luego de

una operación. Figura 1.

La selección de un tratamiento adecuado para

el reservorio Hollín permitirá recuperar la pro-

ductividad del reservorio y disminuir el costo de

producción por barril de la operadora, de esta

manera incrementar los ingresos y rentabilidad

de sus activos.

A continuación, se describe el flujo de

trabajo que permite establecer cualitativa y

cuantitativamente la existencia de fino de

migración, se discuten los diferentes mecanismos

en los que ocurre este tipo de daño de formación

y se plantean tratamientos tradicionales y

técnicas combinadas soportadas en base de los

principios físicos estudiados.

EXISTENCIA DE LOS FINOS DE MIGRACIÓN EN EL RESERVORIO HOLLÍN

Existen diferentes técnicas para determinar la

existencia de arcillas de migración en el reservo-

rio, entre las principales constan: Evaluación de

la formación a través de difracción de rayos X

(XRD), descripción en el máster log, análisis de

láminas delgadas y registros eléctricos. Figura 2,

Figura 3.

F

51


MECANISMOS DE MIGRACIÓN DE FINOSExistes dos razones principales para la migra-

ción de finos:

1. Interacción de la fase acuosa en el

sistema roca – fluidoLa Figura 4, muestra diferentes casos en los

que se observa la migración de finos, desde, al

caso ideal, hasta la condición real en la que se

muestra el flujo multifásico en reservorio, este

primer escenario es análogo al incremento del

corte de agua en el tiempo.

La Figura 5, muestra el caso de migración de

finos debido a la desestabilización del sistema

por contacto con agua de menor salinidad que

el agua de formación. Este caso se observa en el

control de pozo cuando no se toma en cuenta la

salinidad del agua de formación para el diseño

del fluido de control.

La cantidad de partículas que son transferi-

das de la fase acuosa a la fase oleosa se describe

mediante la relación:

Donde,

cp = concentración de partículas en la fase

acuosa

Dp = diámetro de partícula

Dw = diámetro de la gota de agua

fw = fracción de agua

= tiempo de inducción (tiempo requerido

para el movimiento de partículas de la fase

acuosa a fase oleosa)

De esta relación se concluye que conforme in-

crementa el corte de agua en el reservorio (fw), y

a un mayor tiempo de exposición ( ) a un fluido

de control no diseñado adecuadamente, la mi-

gración de partículas también incrementa.

2. Migración por desprendimiento

mecánicoLa Figura 6, muestra un ensayo de laboratorio

en el que al exceder la velocidad crítica, se pro-

duce un desprendimiento de los finos y posterior

taponamiento, el cual se muestra como una dis-

minución en la relación de permeabilidad actual/

inicial.

La velocidad intersticial se describe mediante

la relación:

Donde

v = velocidad intersticial

Δp = diferencial de presión

= porosidad

= densidad del fluido

Swc = saturación de agua connata

a)


F

52


Sro = saturación de crudo residual

K = permeabilidad

L = longitud del plug

= coeficiente de inercia

= tortuosidad

TÉCNICAS PARA EL CONTROL DE FINOSEn esta sección se describen los distintos tra-

tamientos que permiten atacar la migración de

finos, debe notarse que si bien existen prácticas

orientadas a prevención, el mecanismo de pro-

ducción natural del reservorio producirá migra-

ción de finos conforme incrementa el corte de

agua . En estos casos se debe actuar sobre las pro-

piedades físicas antes descritas para incrementar

y/o prolongar la vida productiva del pozo.

En el siguiente cuadro se muestran las tecno-

logías aplicadas de acuerdo al tipo de tratamiento

seleccionado para controlar la migración de finos.

F

53


FLUIDOS DE CONTROL Existen dos tipos de fuerzas dentro del re-

servorio, las fuerzas electrostáticas y las fuerzas

de Van der Waals, cuando se usa un fluido de

baja salinidad se produce un intercambio ióni-

co y estas fuerzas se ven afectadas permitiendo

la migración de finos (mecanismo de migración

No.1), lo cual se ve reflejado en una reducción de

permeabilidad. La Figura 7, muestra los resul-

tados de distintitas formulaciones de fluidos de

control para el reservorio Hollín donde se obser-

va que una formulación adecuada limita la pérdi-

da de permeabilidad por debajo del 10%.

De igual manera, es importante tener en

cuenta los aditivos que van a ser enviados con

el fluido de control (solventes mutuales y surfac-

tantes), ya que cantidades inadecuadas de estos

podrían desestabilizar el sistema y provocar mi-

gración de finos, como se muestra en la Figura 8.

ESTIMULACIÓN ÁCIDAEl tratamiento de estimulación ácida busca

disolver los finos que taponan las gargantas po-

rales y limitan la productividad del pozo. Figura

9. Debe notarse que este tratamiento si bien es

efectivo en la disolución de los finos de migra-

ción, no previene una futura migración dado que

el corte de agua continuará incrementándose en

el tiempo. Con la finalidad de extender el tiem-

po entre estimulaciones matriciales, se puede

combinar el tratamiento ácido con polímeros

estabilizadores de finos que se describen a con-

tinuación:

FLUIDO ESTABILIZADOR DE FINOSLos finos generalmente se adhieren al

polímero por atracción electrostática o

intercambio iónico en los minerales a estabilizar.

Debido a que los silicatos tienen una carga

correctas de aditivos.


F

54


negativa, el estabilizador más efectivo tiene una

carga positiva (catiónica). La Figura 10, muestra

un ensayo de laboratorio en el que monitorea

la producción de finos (velocidad crítica) y se

inyecta uno de los polímeros antes descritos

para control de finos.

Para un correcto diseño del tratamiento esta-

bilizador de finos se deben seguir lo siguientes

pasos: (Figura 11)

1. Acondicionamos la matriz con el fluido de

control.

2. Sistema ácido para eliminar finos que hayan

migrado.

3. Estabilizador de finos con el objetivo que ac-

túe en la cara de formación y atrape aquellos

finos que migren en un futuro.

F

55


MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA

La fracción de agua es importante dado que

es directamente proporcional a la cantidad de fi-

nos que migran (mecanismo de migración No.1),

con los Modificadores de Permeabilidad Relativa

(RPM) se busca alterar la curva de flujo fraccio-

nal y disminuir la fracción de agua en el reservo-

rio (fw). El principio bajo el cual actúa, se basa

en un polímero hidrofílico que atrae la partícu-

la de agua en la garganta poral, evitando que la

partícula polar de aceite se adhiera al fino y la

libere (Figura 12). En la Figura 13, se presenta

los resultados de las pruebas de laboratorio rea-

lizadas en la arenisca Hollín en la que se observa

una reducción total de la permeabilidad relativa

al agua.

FRACTURA HIDRÁULICA Y MÉTODOS COMBINADOS

Mediante el fracturamiento hidráulico se bus-

ca disminuir el delta de presión (aumentar el

índice de productividad), esto se traduce en una

disminución de velocidad intersticial, incluso es

posible producir por debajo de la velocidad críti-

ca. Otro mecanismo con el cual se ataca la migra-

ción de finos se basa en el principio que permite

el paso de los finos por el empaque apuntalan-

te. Con el fin de asegurar la efectividad de esta

técnica, se debe usar un tamaño de apuntalante

suficientemente grande para lograr el libre paso

de los finos (Figura 14).

El fracturamiento hidráulico puede

combinarse con los tratamientos antes descritos

para lograr un efecto de mayor duración y

obtener una intervención de pozo que no solo


F

56


incremente la productividad, sino que permita

prolongar el tiempo entre intervenciones. La

selección del tratamiento más adecuado se debe

realizar en base de los objetivos de la operadora.

Como se observa en la Figura 15, se puede

obtener la mayor productividad mediante el

fracturamiento hidráulico. Sin embargo, al no

combinar el fracturamiento hidráulico con un

tratamiento estabilizador de finos, se limita

el tiempo en el cual se puede mantener la

producción.

CONCLUSIONESLa caolinita e illita conocidas como arcillas

de migración, al exponerse a fluidos de baja sa-

linidad (intrusión de agua o fluidos de control)

migran, taponando las gargantas porales lo cual

provoca una reducción de permeabilidad en el

reservorio.

Los casos históricos de producción muestran

una declinación de producción, conforme incre-

menta el corte de agua, lo cual indica que la in-

trusión del acuífero de Hollín provoca migración

de finos debido a la interacción de la fase acuosa

en el medio poroso.

Las pruebas de retorno de permeabilidad con

estimulación con ácidos muestran un resultado

favorable en los diferentes escenarios, ya que se

mantiene o se regana la permeabilidad hasta un

400%. Este tratamiento debe aplicarse continua-

mente durante la vida productiva del pozo ya

que la migración de finos estará presente siem-

-

F

57


pre que aumente el corte de agua.

Debido a que el agua es uno de los principales

causantes de la migración de finos, se propone el

uso de modificadores de permeabilidad relativa,

los cuales buscan atenuar el incremento de corte

de agua en el tiempo.

El fracturamiento hidráulico es uno de los

tratamientos en los que se logra la mayor pro-

ductividad y al combinarse con los tratamientos

de estabilización de finos o con modificadores de

permeabilidad relativa se logra una intervención

efectiva en el tiempo, maximizando el valor de

los activos de la operadora.

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REFINACIÓNIndustria Petroquímica: Perspectiva y Estructura

SSAEnfrentando la Realidad

Covid-19

PRODUCCIÓNFracturamiento Hidraúlico,

Herramienta para Optimizar y Aumentar la Producción de Hidrocarburos en Campos

Maduros, Caso Campo Sacha

Edición No. 025 - JUNIO 20201 000 EJEMPLARES ISS

N 1

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PGE PETRÓLEO & GAS - No. 25 - Quito, Junio 2020

PRESENTACIÓN

La Revista PGE Petróleo&Gas Junio 2020, se hace eco de la importancia que las organizaciones deben considerar dentro de su estrategia para la elaboración de un Plan Estratégico Integral de Continuidad que permita enfrentar al covid-19, la nueva realidad del país y del mundo.

Por esta razón, en nuestra nueva edición Usted podrá encontrar los artículos: Estrategia de un Modelo de Empresa Saludable en Tiempo de Crisis y Enfrentando la Realidad covid-19, que brindarán a nuestros lectores herramientas para apoyar en la mitigación del impacto del coronavirus en las organizaciones.

Siguiendo con la línea técnica de la Revista presentamos el artículo: Reservoir Monitoring Tool y redes neuronales en agujero revestido son una solución para determinar la saturación de reservorios en campos maduros.

A continuación, se exponen los trabajos técnicos: Características Geomecánicas de las Formaciones del Campo Pacoa y su influencia durante la perforación; y Fracturamiento hidraúlico, herramienta para optimizar y aumentar la producción de hidrocarburos en campos maduros, caso Campo Sacha.

Finalizamos la sección técnica de la Revista con el artículo: Perspectiva y Estructura de la Industria Petroquímica, resume al sector petroquímico como una prioridad estratégica en la industria petrolera.

Esperamos que esta nueva edición cumpla con las expectativas de informarle sobre los nuevas herramientas y retos que la dinámica de la industria petrolera demanda.

REFINACIÓNIndustria Petroquímica: Perspectiva y Estructura

SSAEnfrentando la Realidad

Covid-19

PRODUCCIÓNFracturamiento Hidraúlico,

Herramienta para Optimizar y Aumentar la Producción de Hidrocarburos en Campos

Maduros, Caso Campo Sacha

Edición No. 025 - JUNIO 20201 000 EJEMPLARES ISS

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CONTENIDO

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CONSEJO EDITORIAL

Ing. Ernesto GrijalvaDirector EjecutivoAsociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE)

Evaluador Técnico Externo:Ing. José Luis Ziritt

Coordinación:Mayra ReveloAsociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE)

Editor Responsable Sandra Mosquera, Globalcorp

DiseñoJuan Centeno, Globalcorp

FotografíasWikipedia

Colaboradores:Nelson Xavier Ramírez, Thais Sifontes, Carlos Eduardo Vásquez, Armin Pazmiño Silva, Juliana Santos, Rommel Castillo, Santiago Aguirre, Byron Delgado, Andrés Miño Ron, María Belén Polanco y John Jacinto Zambrano Celly.

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

Impresión: GlobalcorpTiraje: 1000Número: 025 - Junio 2020Frecuencia: TrimestralLugar de Edición: Quito - EcuadorISSN: 1390 - 8812

Contacto, ventas e información:[email protected]

Globalcorp: [email protected] Teléf: (593-2) 259-8407 Celular: 099 5404195

EstadísticasAIHE

Industria petroquímica: perspectiva y estructuraAndrés Miño Ron

Enfrentando la Realidad COVID-19María Belén Polanco y John Jacinto Zambrano Celly

Estrategia de un Modelo de Empresa Saludable en Tiempo de CrisisArmin Pazmiño Silva

Fracturamiento hidráulico, herramienta para optimizar y aumentar la producción de hidrocarburos en campos maduros, caso Campo Sacha Rommel Castillo, Santiago Aguirre y Byron Delgado

Reservoir Monitoring Tool y Redes Neuronales en Agujero Revestido son una solución para determinar la saturación de reservorios en campos madurosNelson Xavier Ramírez, Thais Sifontes y Carlos Eduardo Vázquez

Características geomecánicas de las formaciones del Campo Pacoa y su influencia durante la perforaciónJuliana Santos


F

23


PER

FO

RA

CIÓ

N

ámbito de la industria petrolera ecuatoriana.La �abilidad de la predicción realizada por el modelo de árbol de decisión neural puede variar si el algoritmo clasi�cador es utilizado para la predicción de tendencias de incrusta-ción de un petróleo extraído de regiones no pertenecientes a la Amazonía ecuatoriana.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS:[1] L. Zerpa, “A practical model to pre-dict gas hydrtae formation, dissociation and transportability in oil and gas �owlines,” Co-lorado School of Mines, 2013.[1] L. Zerpa, “A practical model to pre-dict gas hydrtae formation, dissociation and transportability in oil and gas �owlines,” Co-lorado School of Mines, 2013.[2] P. Sandrine, A. Laurent, and F.-D. Vua-taz, “Review on chemical stimulation techni-ques in oil industry and applications to geo-thermal systems,” Deep Heat Min. Assoc., no. 28, pp. 1–32, 2007.[3] G. Landeta, “Caracterización y evalua-ción de crudos pesados del oriente ecuatoria-

no,” Universidad Central del Ecuador, 2014.[4] B. Guo, S. Song, A. Ghalambor, and L. Tian Ran, O�shore pipelines: design, installa-tion, and maintenance, no. 2. 2014.[5] J. Fink, Petroleum engineer’s guide to oil �eld chemicals and �uids, 1st ed. Wal-tham: Elsevier Inc, 2012.[6] E. Calixto, Gas and Oil Reliability Engi-neering, 2nd ed. San Francisco: Elsevier Inc, 2016.[7] I. da Silva, J. Cagnon, and N. Saggioro, “Recurrent neural network based approach for solving groundwater hydrology problems,” Intech, vol. I, no. Deep learning, p. 13, 2016.[8] Y. S. Lee and S.-J. Yen, “Neural-based approaches for improving the accuracy of decision trees,” Lect. Notes Comput. Sci. (in-cluding Subser. Lect. Notes Artif. Intell. Lect. Notes Bioinformatics), vol. 2454 LNCS, pp. 114–123, 2002.

La energía nos conecta

REPORTES

6


I



CONTRATISTA RIG No. TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

CCDC CCDC 025 ZJ70DB - 2000 HP STDBY DORINE G PAD (ANDES PETROLEUM)CCDC CCDC 036 ZJ70D -2000 HP COCA BASECCDC CCDC 037 ZJ70DB - 2000 HP STDBY. IN KUPI E PAD (PETRORIENTAL)CCDC CCDC 038 ZJ50D - 1500 HP LAGO AGRIO BASECCDC CCDC 039 ZJ50DB -1500 HP COCA BASE

CCDC CCDC 066 ZJ70DB - 2000 HP STDBY RIG MOVE FROM COCA TO TMBE PAD (TAMBOCOCHA PAD, PETROAMAZONAS)

CCDC CCDC 069 ZJ70DB - 2000 HP STDBY PRHH031 PADEQUIPENINSULA EQP 100 HEARTLAND RIG INTERNATIONAL (HRI) 850 HP ANCON BASE. PACIFPETROL (SINERGY GROUP)HILONG HL 7 ZJ70D - 2000 HP SINGUE B PAD (GENTE OIL)


PETREX 20 HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP COCA BASEPETREX 5824 NATIONAL 1320 (HELI RIG) COCA BASESINOPEC 119 ZJ70/4500D - 2000 HP CYFOIL CAMP (CUYABENO AREA)SINOPEC 127 ZJ70D - 2000 HP PINDO CAMPSINOPEC 128 ZJ70D - 2000 HP COCA BASESINOPEC 129 ZJ70D - 2000 HP OSO A PADSINOPEC 156 ZJ70/4500D 2000 HP COCA BASESINOPEC 168 ZJ70DB - 2000 HP YURALPA PAD (WAYRA ENERGY)SINOPEC 169 ZJ70DB - 2000 HP COCA BASESINOPEC 183 ZJ70DB - 2000 HP COCA BASESINOPEC 185 ZJ70DB - 2000 HP OSO H PAD (WAYRA)SINOPEC 188 ZJ50D - 1500 HP COCA BASESINOPEC 191 ZJ70D/4500D50 - 2000 HP COCA BASESINOPEC 219 ZJ70DB - 2000 HP CUYABENO PAD (PAM/CUYABENO PETRO) SINOPEC 220 ZJ70/4500D92 - 2000 HP COCA BASESINOPEC 248 ZJ70DB - 2000 HP COCA BASERPT-RMS (Former SLR, SCHLUMBERGER) **

RPT - 401 MAVERICK T 1000 (2000 HP) COCA

RPT-RMS (Former SLR, SCHLUMBERGER) **

RPT - 402 MAVERICK T 1000 (2000 HP) SHUSHUFINDI BASE

TRIBOILGAS 202 SERVICE KING 1000 HP PREPARRING EQUIPMENT TO DRILL IN BLANCA VINITA FIELD (VINITA 04 FIRST WELL)

TUSCANY DRILLING 117 HELI RIG 200O HP INCHI C3 PAD (ENAP SIPEC)TUSCANY DRILLING 119 DSI CANTILEVER TYPE 2000 HP COCA BASE

Junio 01, 2020


OPERADOR POZO CONTRATISTA No. RIG TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

EP PETROAMAZONAS SACHA AF529H (SCHAF 529H) CCDC CCDC 028 ZJ70DB - 2000 HP RUNNING 7" LINER

Junio 01, 2020

** Rig Performance Technologies - Rig Management Systems

REPORTES

7


I


ENAP SIPEC MDC 022 TRIBOILGAS 204 SERVICE KING 1000 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS YRCA 006 CCDC 42 XJ550 - 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SCHAM 456 ESPINEL & ASOCIADOS EA - 12 XJ 650 W.O.

EP PETROAMAZONAS AGRA 013 FAST DRILLING FD 11 XJ 650 (700 HP) W.O.

EP PETROAMAZONAS SACHA 175 TRIBOILGAS 101 550 HP W.O.


EP PETROAMAZONAS PAKA SUR 02 TRIBOILGAS 103 LCT 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS VHRA 012 TRIBOILGAS 104 LOADCRAFT 550 W.O.

EP PETROAMAZONAS GUANTA 42 TRIBOILGAS 105 CROWN 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS EDYD 180 TRIBOILGAS 107 LOADCRAFT 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SECOYA 01 TRIBOILGAS 201 DRILLING SERVICE KING 1000HP W.O.

EP PETROAMAZONAS1 ACAE 082 GEOPETSA 04 UPET 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS1 CHSA 014 RE TUSCANY DRILLING 111 CARE 665 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS2 SHS 059 GEOPETSA 7 KING SERVICES 750HP W.O.

EP PETROAMAZONAS2 SHSC 208 GEOPETSA 3 WILSON 42B 500 MOBILIZING FROM SHS 132

EP PETROAMAZONAS3 ARMB 05 SINOPEC 907 XJ 550 - 550 HP W.O.

Junio 01, 2020Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador

1.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. ha firmado un contrato con Petroamazonas 2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi ha firmado un contrato con Petroamazonas (contrato de Campos Maduros) 3.- Para proveer servicios en esta área, ECUASERVOIL. ha firmado un contrato con Petroamazonas

REPORTES

8


I

Junio 01, 2020Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador



CCDC CCDC 40 ZJ20 - 650 HP ZJ20 - 650 HP"


CCDC CCDC 51 XJ650 - 650 HP XJ650 - 650 HP"

CCDC CCDC 52 ZJ - 650 HP ZJ - 650 HP"


DYGOIL 30 CAMERON 600 SHUSHUFINDI BASE

GEOPETSA 5 LTO-550-VIN-26606 COCA BASE

GEOPETSA 6 ZPEC 650 COCA BASE

HILONG HL - 3 DFXK JC11/21 650HP STDBY IN FANNY 120 PAD (ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.

HILONG HL - 18 DFXK JC11/21 650HP STDBY IN MARIANN 15 PAD ( ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD.


LOXODONTA ELEFANTE 01 CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY) COCA BASE

ORIENDRILL S.A. 901 LOADCRAFT 650 STDBY SACHA BASE DUE TO NATIONAL EMERGENCY (IT USED TO BE WORKING FOR ENAP)

ORIENDRILL S.A. 902 LOADCRAFT 650 SACHA BASE. PERFORMING TESTING IN COMPLEMENTARY EQUIPMENT

PLUSPETROL ECUADOR B.V. AOE 1 OIME 750SL STBY. VILLANO "A" PAD

PLUSPETROL ECUADOR B.V. AOE 2 OIME 500 STBY. VILLANO "B" PAD

PSS WORKOVER S.A. PSS 815 IRI 2042 / FRANKS 600 MAINTENANCE IN COCA BASE

SINOPEC 903 XJ 650 - 650 HP STDBY. LMNK PAD (PAM/PAÑATURI)



SINOPEC 908 XJ 650 - 650 HP STBY BLOCK 16 (REPSOL ECUADOR)

SINOPEC 932 XJ 650 - 650 HP STBY EDYK PAD (PAM, KAMANA OPERATION)

RPT-RMS (Former SLR, SCHLUMBERGER) ** RPT 32 WILSON MOGUL 42B SHUSHUFINDI BASE

RPT-RMS (Former SLR, SCHLUMBERGER) ** RPT 34 WILSON 42B SHUSHUFINDI BASE














TUSCANY DRILLING 105 CARE 650 HP COCA BASE


9


I ESTADÍSTICAS

10,00

30,00

50,00

70,00

90,00

110,00

130,00

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

CRUDO ORIENTE CRUDO NAPO WTI (WEST TEXAS INTERMEDIATE) BRENT




PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS FEBRERO 2018 - MAYO 2020

(BPPD)

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

SUBTOTAL CÍAS PRIVADAS SUBTOTAL CÍAS ESTATALES

Fuente: Agencia de Regulación y Control HidrocarburíferoElaboración: AIHE

10


IESTADÍSTICAS

050000

100000150000200000250000300000350000400000450000500000

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

PETROAMAZONAS EP

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

AGIP OIL ECUADOR B.V.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20


0

100

200

300

400

500

600

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

CONSORCIO PEGASO (CAMPO PUMA ORIENTE S.A.)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

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19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

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18

ago.

-18

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-18

oct.-

18

nov.

-18

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-18

ene.

-19

feb.

-19

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.-19

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19

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.-19

jun.

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ago.

-19

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-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

ORION ENERGY OCANOPB S.A

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

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ago.

-18

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-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

ORIONOIL ER S.A.

0500

1.0001.5002.0002.5003.0003.5004.000

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

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-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

CONSORCIO PETROLERO PALANDA - YUCA SURCONSORCIO PALANDA - YUCA SUR



PETROAMAZONAS EP






ORIONOIL ER S.A.

11


I ESTADÍSTICAS

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA

0

200

400

600

800

1.000

1.200

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

PACIFPETROL

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

PETROBELL INC.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

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ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

PETROORIENTAL S.A.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

feb.

-18

mar

.-18

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18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

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ago.

-19

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-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20


0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

feb.

-18

mar

.-18

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18

may

.-18

jun.

-18

jul.-

18

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-18

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-18

oct.-

18

nov.

-18

dic.

-18

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.-19

abr.-

19

may

.-19

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PETROORIENTAL S. A.





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Estrategia de un Modelo de Empresa Saludable en Tiempo de Crisis

Autor: Armin Pazmiño Silva

RESUMENAnte los nuevos escenarios y realidades de-

rivadas por efectos de la pandemia que azota a todas las regiones del planeta, se hace impres-cindible que las instituciones y organizaciones del ámbito público y privado consideren dentro de su estrategia la formulación de un Plan Es-tratégico Integral de Continuidad para hacer frente a esta pandemia que ha causado devas-tadores impactos en la salud, integridad de las personas y economías de los países; principal-mente de aquellos que no disponen de reservas financieras y recursos suficientes para atender de manera eficaz la emergencia sanitaria del Coronavirus (COVID-19).

De ahí que los gobiernos, instituciones gu-bernamentales, no gubernamentales, y las or-ganizaciones de cualquier sector, tamaño y con-texto deben asumir con decisión, compromiso y liderazgo la responsabilidad ética, de la ejecu-ción y adaptación de planes estratégicos inte-grales, sostenibles y saludables para disminuir y mitigar el impacto del coronavirus COVID-19 que ha trastocado nuestra realidad y estilo de vida.

Es imprescindible que nuestro país tenga una hoja de ruta estratégica para proporcionar segu-ridad y confianza a todos los actores de nuestra economía. Por otra parte, también es fundamen-tal que las empresas asuman su responsabilidad bajo estos nuevos escenarios y condiciones no previstas para hacer frente a las consecuencias y a los impactos que se presentan y se pueden generar en sus empresas. Por estos motivos, se deben considerar principalmente aspectos inhe-rentes a cuidar y promover la integridad de la empresa, fundamentada en principios promovi-dos a nivel global, cuyo objetivo primordial sea el logro del bienestar integral responsable.

Por lo expuesto, los planes estratégicos de continuidad integral deberán considerar pri-mordialmente aspectos inherentes a: Cuidado de Salud y Seguridad, garantizando condiciones de trabajo responsables y saludables, comple-mentándose con la promoción y puesta en prác-tica de estrategias de bienestar empresarial y laboral, lo cual derivará en garantizar de manera

ordenada resultados que generen eficiencia, pro-ductividad y por ende competitividad; para ello será necesario establecer, proporcionar y mante-ner la operatividad de las infraestructuras apre-ciadas como críticas para la continuidad integral del giro de negocio.

Estos factores constituyen el imperativo de contar con un Modelo Responsable de Empre-sa Saludable, el cual es sin duda un reto y com-promiso que deberán asumir todas las organi-zaciones que tengan como objetivo estratégico primordial garantizar la sostenibilidad integral de su giro de negocio.

SUMMARYPublic and private institutions should consi-

der within their strategy an Integral Continuity Strategy Plans to address the pandemic that has caused devastating impacts on the health, inte-grity of people and economies of the countries, mainly those who do not have adequate finan-cial reserves and resources to effectively attend to Coronavirus health emergency (COVID-19).

Hence, governments, governmental and non-governmental institutions, and organiza-tions of any sector must assume with decision, commitment and leadership the ethical res-ponsibility for the execution and adaptation of comprehensive, sustainable and healthy strate-gic plans to decrease and mitigate the impact of the coronavirus COVID-19 that has disrupted our reality and lifestyle.

Our country should have a strategic road-map to provide security and confidence to all involved in the economy. It is also important that companies assume their responsibility un-der these new scenarios and unforeseen condi-tions to face the consequences and the impacts in their companies. Mainly, aspects inherent to caring for and promoting the integrity of the company must be considered, based on princi-ples promoted at a global level, whose primary objective is the achievement of responsible in-tegral well-being.

The integral continuity strategy plans must primarily consider aspects inherent to Health and Safety Care, guaranteeing responsible and

Estrategia de un Modelo de Empresa Saludable en

Tiempo de CrisisAutor: Armin Pazmiño Silva

Armin Pazmiño Silva,Ingeniero Comercial, Magister en Gestión del Conocimiento y

Competitividad, Magister en Sistemas Integrados, Magister en Creatividad

e Innovación, Magister en Gestión de Coaching. Auditor Internacional de

Sistemas de Gestión Anti soborno e Implementa-

dor de SGAS; experto en Gestión de Riesgos, sostenibilidad integral, gestión del cambio; 25 años de experiencia en el ámbito petrolero, ca-tedrático de programas de Maestrías, Tutor de

Organismos Internacio-nales, ex Subsecretario

de Calidad del Ministerio de Producción, Comercio

Exterior, Inversiones y Pesca.

Fecha recepción: 02 de junio de 2020

Fecha aprobación: 04 de junio de 2020

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healthy working conditions with the promotion and implementation of business and labor we-ll-being strategies to ensure orderly results that generate efficiency, productivity and therefore competitiveness. It will be necessary to establi-sh, provide and maintain the operation of criti-cal infrastructures for the integral continuity of the business line.

These factors show the importance of having a Responsible Model of a Healthy Company. This is a challenge and commitment that must be assumed by all organizations whose strategic objective is to guarantee the integral sustaina-bility of their line of business.

APRECIACIÓN DE RECURSOS PARA ATENDER ESTE TIPO DE EMERGENCIAS

A partir del mes de marzo de este año, desde la expansión del coronavirus, se han dado a co-nocer progresivamente los efectos adversos ge-nerados en la sociedad, gobiernos, instituciones gubernamentales y empresas. Algunos de estos impactos incluyen paralizaciones e interrup-ciones en los procesos productivos, cadenas de suministro, crisis financieras y de carácter legal.

Todo esto debido a consideraciones emer-gentes no previstas en el incumplimiento de acuerdos, contratos y compromisos con inver-sionistas, clientes, proveedores y empleados, de ahí que las organizaciones visionarias y res-ponsables deberán prepararse para responder a emergencias de este tipo.

Bajo esta nueva realidad que experimenta-mos, las empresas deberían considerar dar res-puestas algunas preguntas:

• ¿Están definidos y dispuestos los recursos adicionales necesarios para el funcionamien-to de la empresa bajo estas nuevas circuns-tancias?

• ¿Estamos organizados para hacer frente a esta emergencia?

• ¿Contamos con una estrategia integral de Continuidad?

• ¿La he puesto a prueba y validado última-mente?

• ¿He considerado el diseño de un Modelo de Empresa Saludable que garantice la sosteni-bilidad responsable de mi negocio?

• ¿He identificado los riesgos que el coronavi-rus representa para mi empresa?

• ¿He identificado a las personas relevantes y cuáles serían las más difíciles de reemplazar?

• ¿He revisado la pertinencia de mis seguros frente a este tipo de emergencia?

• ¿Está mi empresa preparada para cubrir las demandas o necesidades de mis clientes?

ANTECEDENTES DEL IMPACTO DEL ENTORNO LABORAL EN SALUD DE LA POBLACIÓN

Aproximadamente 2 millones de hombres y mujeres fallecen anualmente como consecuen-cia de accidentes de trabajo y enfermedades o traumatismos relacionados con el mismo. Este año la pandemia del coronavirus representa una consideración especial, qué si bien no entra en la categoría de enfermedades laborales, constituye un riesgo significativo el cual las empresas deben apreciar en su entorno de operación. Por esta razón, es fundamental el rol de la Alta Dirección en lo que respecta a la promoción de estrategias saludables y sostenibles.

Por la pandemia del coronavirus se han regis-trado más de 350 mil muertes a nivel mundial entre enero a mayo del 2020; de estas cifras nace precisamente la importancia de conocer ¿qué hacen las empresas para contribuir a disminuir estos índices?

Bajo esta reflexión, es importante citar un concepto establecido por la Organización Mun-dial de la Salud-OMS: “La salud y el bienestar de los empleados no solo constituyen fines nobles en sí mismos, sino que además son esenciales para la productividad, la competitividad y la sos-tenibilidad de las empresas”.

La promoción de la salud en la empresa es uno de los grandes objetivos definidos en el Plan de Acción Mundial de la OMS.

Una empresa saludable es aquella en la que sus integrantes colaboran para prote-ger y promover la salud, seguridad y bien-estar de los trabajadores y la sostenibilidad del espacio de trabajo, dentro de un proceso de mejora continua, en el cual se considera lo siguiente:

• La salud y la seguridad dependen del entorno físico del trabajo

• La salud, seguridad y bienestar dependen del entorno psicosocial del trabajo, incluyendo la organización del trabajo y la cultura del espa-cio laboral

• Los recursos de salud en el espacio laboral y• Las formas de participar en la comunidad

para mejorar la salud de los trabajadores, sus familias y los otros miembros de la comuni-dad

¿CÓMO SE HA DESARROLLADO EL MODELO DE EMPRESA SALUDABLE?

• Como una norma de sistemas de Gestión cer-tificable

• Está basada en la experiencia de otras nor-mas de gestión internacional

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• Ha considerado las mejores prácticas de em-presas de diferentes sectores

• Se fundamenta en datos epidemiológicos y su adaptabilidad, por tanto, a la nueva reali-dad emergente que vivimos

• Es un estándar internacional que se basa en el principio de mejora continua – PDCA, filo-sofía de todo estándar de gestión certificable.

¿QUÉ ES EL SISTEMA DE GESTIÓN DE EMPRESA SALUDABLE?

Especifica los requisitos para un sistema de gestión que permita a una organización desa-rrollar e implementar una política y objetivos de Empresa Saludable que tengan en cuenta los requisitos legales y la información sobre los fac-tores que pueden influir en la salud, seguridad y bienestar de los trabajadores.

ASPECTOS CLAVES PARA LA ELABORACIÓN DEL MODELO

• Identificación, evaluación y determinación de controles sobre los factores que influyen en el ambiente de trabajo.

• Seguimiento de la efectividad de los controles.• Mejora en la seguridad, salud y bienestar de

los empleados.• Para el desarrollo de un Modelo de Empresa

Saludable se recomienda considerar los si-guientes criterios:

• Establecer y analizar los beneficios esperados para la organización y que los mismos se en-cuentren alineados con las estrategias de con-tinuidad del negocio.

• Efectuar un análisis del contexto de la organi-zación considerando factores, condiciones y

circunstancias.• Elaborar un plan de implementación detallan-

do todas las actividades por cada una de las etapas, las cuales deberán formalizarse en una planificación, determinando acciones, recur-sos requeridos para el desarrollo del proceso, responsables, mediciones y plazos.

• Contar con el apoyo y compromiso de la Alta Dirección en cada una de las fases de estable-cimiento y puesta en marcha del desarrollo del Modelo.

• Efectuar un seguimiento de todas las activida-des a fin de tomar acciones oportunas y vali-dándolas con la finalidad de asegurar los resul-tados esperados que se encentran previstos.

ASPECTOS CLAVES A CONSIDERAR EN LA IMPLEMENTACIÓN

A continuación, se citan algunos aspectos de carácter técnico que son parte de un Modelo de Empresa Saludable, considerando como criterio un estándar certificable:

Considerando la gráfica citada se han esta-blecido algunas estrategias y compromisos para asegurar el proceso de implementación del Mo-delo de Empresa Saludable

• Asegurarse que cuenta con el compromiso de la alta dirección.

• Concluir la planificación para establecer un marco en el cual identificar los factores, eva-luarlos e implementar las medidas de control necesarias.

• Identificar y entender las obligaciones legales, marcar unos objetivos y establecer un progra-ma de gestión para lograr implementarlos.

• Establecer funciones y responsabilidades.

Estrategia de un Modelo de Empresa Saludable en Tiempo de Crisis

Autor: Armin Pazmiño Silva

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• Desarrollar información documentada tanto mandatoria como necesaria para garantizar su pertinencia y eficacia continua.

• Definir criterios de: análisis, control, verifica-ción y validación con la finalidad de garantizar resultados previstos y que cada uno de los re-quisitos los cuales son parte de la estructura del Modelo de Empresa Saludable, arrojen re-sultados previstos.

• Efectuar una revisión integral del Sistema de Gestión del Modelo de Empresa Saludable, mediante la participación activa de todos los actores, principalmente lideradas por la Alta Dirección de la empresa.

• Realizar una auditoría integral de las estrate-gias, compromisos y requisitos constitutivos que son parte de la estructura del Sistema de Gestión certificable del Modelo de Empresa Saludable.

BIBLIOGRAFÍA• OMS. Entornos laborales saludables: funda-

mentos y modelo de la OMS. Ginebra: OMS, 2010

• Red Europea de Promoción de la Salud en el Trabajo (ENWHP)

• AENOR – Asociación Española de Normaliza-ción y Certificación 2014, Requisitos

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Reservoir Monitoring Tool y Redes Neuronales en agujero Revestido son una solución para determinar la saturación de reservorios en campos madurosAutores: Nelson Xavier Ramírez, Thais Sifontes y Carlos Eduardo Vásquez

RESUMEN La tecnología de neutrones pulsados (RMT)

permite obtener dos saturaciones independien-tes en hueco entubado. Los modos inelásticos y de captura nos permiten obtener saturaciones a través de la relación carbono-oxígeno (C/O) y de sigma, que está relacionada con la captura de neutrones. Adicionalmente, el modo captura nos permite aplicar una tecnología denominada Chi Modeling, con la cual se obtienen pseudo curvas de los registros de triple combo (resistividad, densidad y neutrón). En esta publicación se es-tudian tres casos, el primero es un pozo donde se tenían registros de triple combo, además se obtuvieron saturaciones de C/O, sigma y se reali-zó el Chi Modeling, en donde se obtuvo una muy buena respuesta de la saturación del modo C/O, y de las curvas de Chi Modeling. El Segundo caso de estudio corresponde a un pozo con doble re-vestidor, en el que, debido a una falla mecánica de la herramienta de hueco abierto, no se pudo obtener el registro de densidad en todo el inter-valo. Se usó Chi Modeling para obtener la curva de densidad, lo que permitió dar una solución adecuada y realizar el análisis petrofísico de todo el intervalo. Finalmente, el tercer caso de análi-sis corresponde a un pozo con condiciones difí-ciles para registrar, en el que se usó satisfacto-riamente Chi Modeling para obtener el intervalo faltante del registro de resistividad.

SUMMARYPulsed neutron technology (RMT) allows

two independent saturations to be obtained in cased hole conditions. The inelastic and capture modes allow us to obtain saturations using C/O and sigma. Additionally, the inelastic mode allows us to apply an advanced processing called Chi Modeling. This technology is applies to obtain pseudo curves of the triple combo log

(resistivity, density and neutron). During the publication three cases are studied, the first one is a well with triple combo logs. Through Sigma and C/O modes, saturations were obtained, and Chi Modeling was performed where the results showed a very good response of the C/O saturation, and the Chi Modeling curves. The second case study corresponds to a well with a double casing, in which due to a mechanical failure of the open hole tool, the density log could not be obtained in the entire interval. Chi Modeling was applied to obtain the density curve, which allowed to deliver the best solution and a petrophysical evaluation of the entire interval. Finally, the third case of analysis corresponds to a well with difficult conditions to log, in which Chi Modeling was successfully used to obtain a missing interval of the resistivity curve.

El Ecuador es un país cuya principal fuente de ingresos es la industria petrolera. Los princi-pales yacimientos petroleros ecuatorianos están ubicados en las provincias de la amazonía, en la llamada Cuenca Oriente, y los reservorios más importantes son las areniscas U, T y Hollín. Al-gunos campos de esta cuenca están en declive de producción y se pueden catalogar como campos maduros. Estos campos presentan particularida-des en su naturaleza, como avance de la mesa de agua, variación en el medio poroso, zonas bypa-seadas, etc. Muchas reservas remanentes toda-vía pueden encontrarse en estos campos. Para este propósito se cuenta con las herramientas de neutrones pulsados que permiten obtener nue-vos contactos agua petróleo en pozos antiguos de campos maduros. Adicionalmente, el Chi Mo-deling permite reducir riesgos en la adquisición de los registros.

La herramienta RMT (Reservoir Monitoring Tool) es una herramienta de espectrometría para

Reservoir Monitoring Tool y Redes Neuronales en Agujero Revestido son una solución para determinar la saturación de reservorios en campos maduros

Nelson Xavier Ramirez, Technical Solution Advisor, Halliburton, Petrofísica e Ingeniería en Reservorios.

Thais Sifontes, Ingeniera en Petróleo, Interprete Senior de Registro en Hueco Abierto y Hueco Entubado, Especialista en Latinoamérica en interpretación de tecnologías de neutrones pulsantes.

Carlos Eduardo Vázquez, Ingeniero en Petróleo, Interprete Senior de Registros en Hueco Abierto y Hueco entubado.

Fecha recepción: 21 de mayo de 2020


Keywords: Chi Modeling, pseudo curves, Triple combo, Saturation, C/O & Sigma Mode, Cased Hole, petro-physical, RMT – Reservoir Monitoring Tool

Palabras claves: Chi Modeling, pseudo curvas, Triple combo, saturación, Modo C/O & Sigma, hueco entubado, petrofísica, RMT-Reservoir Monitoring Tool.

Autores: Nelson Xavier Ramírez, Thais Sifontes y Carlos Eduardo Vázquez – Halliburton

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hueco entubado. Algunas de las aplicaciones princi-pales de esta tecnología son:

• Monitoreo de fluidos en la vida productiva del pozo.

• Determinar saturación de hidrocarburo a través del revestidor.

• Obtener una litología básica y porosidad.• Observar la dirección de flujo y velocidad a tra-

vés del revestidor y liner.

El RMT presenta un generador de neutrones pulsados y dos sensores de germanato de bismuto. Este material y el tamaño de los sensores permite una resolución mucho mejor en los espectros, y por ende de los resultados de la herramienta. La tecno-logía se basa en la generación de neutrones de alta energía (neutrones pulsados). Estos neutrones son generados en una cámara de alto voltaje donde co-lisionan dos isotopos del hidrogeno. Esto produce una emisión de neutrones de alta energía y helio. El helio es reabsorbido en la cámara y los neutrones son disparados a la formación.

Los neutrones que se disparan al reservorio pro-ducen tres tipos de colisiones: inelásticas, elásticas y de captura. Las colisiones inelásticas se generan por el choque de los neutrones con átomos de la formación. Fruto de esto, se produce emisiones de rayos gamma que son característicos de diferentes elementos. Estas reacciones inelásticas son la base de las mediciones de litología y de relación de car-bono oxigeno (C/O), que se analizará en párrafos posteriores.

Las colisiones elásticas se dan cuando los neutrones colisionan con la formación, pero no hay emisión de rayos gamma. Finalmente, las

colisiones de captura se dan a niveles de energía bajos, cuando los neutrones han sido capturados por los átomos de la formación. Esta es la base de la saturación y de las mediciones relativas a sigma, que se relaciona con la captura de neutrones.

Cabe señalar que la herramienta dispara los neutrones en dos modos principales: inelástico (carbono oxigeno) y captura (sigma). A partir de este último modo se obtiene una aplicación adicio-nal: Chi Modeling.

MODO INELÁSTICOEl modo inelástico se basa en bombardear la for-

mación con neutrones en altas frecuencias. En base a este modo se obtiene espectros que nos sirven para ver la matriz (es decir la roca reservorio) y los espectros de carbono y de oxígeno. Los espectros de carbono y oxigeno son usados para determinar los fluidos presentes en la formación (Figura 1). En un gráfico de cuentas vs nivel de energía vamos a tener diferentes picos característicos de cada ele-mento. Para los fluidos vamos a observar los pi-cos de carbón y oxígeno. Los hidrocarburos van a tener una relación alta de carbono oxigeno (C/O), mientras que una baja relación C/O nos indica presencia de agua en la formación. En base a esto podemos obtener una saturación independiente de resistividad. Este modo es idóneo para determinar volúmenes y saturaciones de fluidos en reservorios de petróleo. Los picos de los espectros de silicio y calcio son usados para determinar la matriz de la formación.

Modo CapturaEl modo captura o sigma se basa igualmente en

Figura 1: Espectros de diferentes elementos usados en el modo inelástico.

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bombardear la formación con neutrones, pero en frecuencias bajas. Sigma es una medición relaciona-da con la facilidad de captura de los neutrones por la formación. Dado que el elemento que más fácil-mente captura neutrones es el cloro, esta medición está íntimamente relacionada con la salinidad de formación. En formaciones con altas salinidades nos sirve para medir otra saturación independiente de registros de triple combo. Algunas curvas que se ge-neran en este modo de disparo emulan las formas de curvas de hueco abierto. En base a esto se ha desa-rrollado el servicio de modelamiento Chi Modelling.

Chi ModelingEste es el primer servicio en el mercado de proce-

samiento que permite evaluar un reservorio que no tiene registros de hueco abierto. Esta aplicación es exitosamente usada en muchos países como México y Argentina (Reed, 2005).

Como se explicó en párrafos precedentes, varias curvas del modo de captura tienen formas de las curvas similares a las de hueco abierto. Por ejem-plo, la curva SGFF (sigma de la formación) emula la forma de la curva de resistividad profunda. Usando estas similitudes y un software de redes neuronales podemos generar pseudo curvas de hueco abierto.

Para este propósito usamos un pozo semilla (tra-ining well) en cada zona y las curvas generadas en la pasada del modo de captura. En ciertos casos se pueden usar como pozo semilla intervalos del mis-mo pozo. Este pozo semilla debe tener registros de triple combo de buena calidad, y se realiza una sola pasada del modo captura. En otros pozos del campo (application wells) solo basta hacer una corrida en modo captura en hueco entubado y se obtienen to-das las curvas modeladas de triple combo (Figura 2).

Las redes neuronales son sistemas usados en re-des informáticas que imitan el comportamiento de las neuronas en el cerebro humano. El procesamien-to presenta tres partes:INPUT: que son las curvas del modo de captura de la herramienta RMT.

CAPA ESCONDIDA: son nodos y ecuaciones inter-conectadas con diferentes pesos.

OUTPUT: pseudocurvas de triple combo obtenidas a partir del modo captura de la herramienta.

El modelamiento Chi Modelling es usado para pozos con condiciones dificiles de registrar, o con secciones faltantes, etc. La cadena de procesamiento se resume en la Figura 3.

Figura 2: Esquema de ubicación de pozos semilla y pozos de aplicación.

Figura 3: Diagrama de procesamiento de Chi Modeling.


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CASOS DE ESTUDIOS

Caso de estudio 1El primer caso es de un pozo en el cual

se probó la tecnología de RMT, a la par con registros de hueco abierto para comparar los resultados. Se usó un pozo semilla del campo. Se realizó un análisis petrofísico con las curvas

de hueco abierto. La saturación de agua de esta petrofísica fue comparada con las saturaciones independientes de los modos inelástico y de captura. Se observó una buena correlación de las saturaciones de C/O y de la petrofísica de hueco abierto. La saturación de sigma se utilizó para caracterizar la saturación de gas, obteniendo una solución para tres fases (Figura 4).

Figura 4: Registro de RMT obtenido con saturaciones en modo inelástico y de captura.

Figura 5: Comparación de curvas de hueco abierto y de Chi Modeling.

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Figura 6: Margen de error de las curvas de Chi Modelling.

Figura 7: Correlacion de la densidad de chi modeling y la de hueco abierto, en el intervalo tomado como semilla.

Se observa la relación de las curvas de hueco abierto con las curvas obtenidas por Chi Mode-ling (Figura 5). La resistividad en este caso tiene un valor estadístico R de 0,8687 de similitud, mientras que la densidad tiene un valor estadís-tico R de 0,8313. (Figura 6). Esto nos indica una idoneidad absoluta de las curvas y una perfecta aplicabilidad para realizar análisis petrofísicos y geológicos.

Caso de estudio 2 El Segundo caso de estudio corresponde

a un pozo con doble revestidor, en un pozo que hubo problemas en la adquisición de la data de densidad. En este pozo la litología era particularmente compleja por lo que la data

de densidad era critica para obtener valores idóneos de porosidad total y efectiva. En el pozo hubo una falla mecánica en la herramienta de densidad y una parte del pozo no pudo ser registrado. En tal virtud se usó la tecnología de Chi Modeling para obtener la densidad del intervalo faltante. Como pozo semilla se usó el intervalo del pozo donde sí se pudo adquirir data de densidad de hueco abierto (Figura 7). El valor estadístico de R fue de 0,76, (Figura 8). Gracias al procesamiento se pudo obtener data en todo el intervalo de interés (Figura 9). El modelamiento CHI fue una alternativa válida para obtener valores adecuados de densidad que sirvieron para realizar la evaluación petrofísica (Reed, 2005).


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Figura 8: Determinacion estadistica del margen de error de la curva de densidad del Chi Modeling.

Figura 9: Registros completos tomados en hueco abierto y los de Chi Modeling.

Caso de estudio 3El tercer caso de estudio corresponde a un

pozo con condiciones particularmente difíciles para registrar. Este campo presenta formacio-nes sobre presurizadas e inestables lo que ha dificultado tomar registros en hueco abierto.

La tecnología de Chi Modeling fue usada para obtener información de resistividad. Se adqui-rió resistividad en LWD, pero no en todo el in-tervalo. El intervalo adquirido fue usado como zona de pozo semilla (Figura 10). Se aplicó la tecnología de neutrones pulsados para obtener

Densidad obtenida por Chimodelling

Densidad de hueco abierto

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Figura 10: Determinación estadistica del margen de error de la curva de resistividad.

Figura 11: Determinación estadistica del margen de error de la curva de resistividad.

curvas de resistividad en el intervalo faltante. Se obtuvo un dato estadístico muy adecuado (R de 0.915) (Figura 11). Como adicionalmen-te se adquirió las pseudocurvas de densidad y porosidad neutrón se pudo comparar con las

curvas de hueco abierto, y se verificó una alta repetibilidad. En la Figura 12, se analiza los resultados del intervalo usado como semilla y el resultado en la zona con registros faltantes (Reed, 2005).


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CONCLUSIONES• La tecnología de neutrones pulsados permi-

te obtener dos saturaciones independientes (sigma y carbono oxigeno) de triple combo en agujero revestido.

• La saturación de sigma es más adecuada para salinidades altas.

• La saturación de carbono oxigeno es muy ade-cuada para campos maduros de hidrocarburos líquidos como es el caso del Ecuador.

• La respuesta del Chi Modeling es totalmen-te idónea para reconstruir curvas de hueco abierto, y permite realizar un análisis petro-físico muy adecuado, con márgenes de error muy pequeños.

BIBLIOGRAFÍA• S. Reed, J. Quirein, J. Thorne, M. Morales, J.

Bernal, M. Perez, Aplicación of CHI Modeling Using Pulsed Neutron to Create Pseudo Open Hole Logs, 2005, SPE 94716.

Figura 12 : Pseudo curvas reconstruidas

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Características geomecánicas de las formaciones del Campo Pacoa y su influencia durante la perforaciónAutor: Juliana Santos

RESUMENLos pozos del Campo Pacoa se caracterizan por

presentar marcadas diferencias en sus propieda-des geomecánicas e inclusive en sus volúmenes de producción entre las diferentes unidades y forma-ciones que atraviesan. Los efectos de los esfuerzos tectónicos sobre los estratos y las variaciones en la composición litológica de las formaciones han demostrado ser un desafío técnico-económico du-rante la perforación. A fin de incrementar las pro-babilidades de éxito en la construcción de nuevos pozos, se ha realizado un análisis geomecánico de los pozos exploratorios. Utilizando la infor-mación disponible, se logró entender de mejor manera las geopresiones y la litología esperada, y su influencia en la planificación y ejecución. Este conocimiento permitirá mitigar los tiempos no productivos y ayudará a evitar ciertas acciones que pudieran afectar su producción. A través de este estudio, se podrá planificar una perforación eficiente, protegiendo la productividad de los re-servorios objetivo y minimizando los tiempos invertidos.

ABSTRACTPacoa field wells are defined by presenting mar-

ked differences in their geomechanical features and even in their own production volumes throu-gh different formations and units. The tectonic efforts effects on strata and variations in litholo-gical composition of formations have proven to be a technical-economic challenge during drilling. With the purpose of increasing the chances of success for new wells construction, it has been ca-rried out an in-depth-analysis of geomechanical properties of exploration wells. By using the avai-lable information, it could be better understood the geo-pressures and expected lithology, and so, their influence on planning and execution. This knowledge will mitigate non-productive time and help to avoid certain actions that could affect its production. By means of the present study, an efficient drilling planning may be achieved, kee-ping the productivity of the target reservoirs, and optimizing the drilling performance curve.

INTRODUCCIÓNLos Campos de la Costa ecuatoriana presen-

tan particularidades desde el punto de vista geo-lógico y operativo que difieren notoriamente de lo visto en los Campos de la Cuenca Oriente.

El Campo Pacoa, no es la excepción, lo que se evidencia en las diferencias existentes entre los pozos de las zonas norte, centro y sur en cuanto a: grado API, tasa de declinación, grado de fracturamiento natural (Belco y Tripetrol, 1988-1991) y producción acumulada y diaria. A pesar de ello, difícilmente se ha podido definir un patrón claro de los rasgos geológicos, sumado a la ausencia e inconsistencia de la información existente, la mayoría de las actividades en el pro-ceso de exploración y explotación del campo han constituido un reto.

El primer paso para recuperar los hidrocar-buros del subsuelo es la perforación y de su eje-cución puede depender la producción. Por este motivo, es muy importante entender los riesgos encontrados durante la perforación en Pacoa. Esto se traduce, en la práctica, en un mapa de riesgos correctamente elaborado, incluyendo un plan de contingencia que considere; frecuentes derrumbes, hinchamiento de arcillas, pérdidas de circulación, litologías plásticas, bolsas in-termitentes de gas, zonas sobre-presurizadas y presencia de rocas de alta dureza que frenan el avance.

Iniciar por comprender las características geo-lógicas y operativas es fundamental, por tanto, el presente trabajo aborda el comportamiento de las geo-presiones y principales eventos operati-vos asociados a la estabilidad del hoyo y equili-brio hidrostático de los pozos exploratorios.

MARCADOR GEOLÓGICO DE ALTA DUREZA

Los registros eléctricos permiten identificar transiciones litológicas de acuerdo con su tenden-cia, la cual varía en función de las propiedades de la roca y fluidos presentes, convirtiéndose así, en una herramienta eficiente para discriminar la presencia de hidrocarburos en los intervalos productores.

Características geomecánicas de las formaciones del Campo Pacoa y su influencia durante la perforaciónAutor: Juliana Santos - Santa Elena Petroleum

Juliana Santos, cuenta con 10 años de experiencia en la industria petrolera, se graduó de Inge-niera en Petróleos en la Universidad Estadual del Norte Fluminense. Posee una maestría de Rice University en explora-ción y explotación de petróleos con espe-cialización en perfo-ración. Actualmente, desempeña la fun-ción de Coordinadora de Operaciones en el Campo Pacoa.



Palabras clave: Campo Pacoa, caracte-rísticas geomecánicas, perforación, composición litológica.

Keywords: Pacoa field, geomecha-nical features, drilling, lithological composition.

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Al revisar los registros eléctricos de los pozos que alcanzaron la Unidad Rosario (Figuras 1 - 4), se pudo evidenciar un cambio notorio en su tendencia a par-tir de los 5000 ft aproximadamente. Correlacionan-do con otras fuentes como control litológico, análisis de núcleos y parámetros de perforación (principal-mente rata de penetración, ROP), se determinó que la litología perforada corresponde a toba arcillosa y aglomerado volcánico sedimentario, los dos silici-ficados, compuestos en su mayoría por rellenos de yeso, calcáreo y en algunos casos anhidrita y sílice. Esto significa, que los valores de gamma ray no indi-can presencia de areniscas sino de otras litologías de baja radiación natural y los valores altos de resisti-vidad con bajos tiempos de tránsito corresponden a una roca con poca porosidad y de alta dureza.

Por esta razón, las curvas de resistividad y gamma ray, por sí solas, pueden inducir a conclusiones erróneas (acumulación considerable de

hidrocarburos).Las Figuras 5 y 6 presentan una comparación

estadística de los registros de resistividad y sónico del intervalo en estudio para los pozos San Pablo, Guayacán, La Mata Chivato (MCH) y Pacoa-01. Los valores y distribución en MCH son completamente diferentes frente a los pozos restantes. Para San Pa-blo y Guayacán se registra una mayor frecuencia de resistividades elevadas y menores tiempos de tránsi-to. Según la documentación disponible este interva-lo correspondería a la formación Cayo.

También, es importante notar que la tendencia de los registros eléctricos en la Unidad Rosario de todos los pozos es similar (excepto en San Pablo donde se reporta ausencia de esta Unidad), poniendo de mani-fiesto la necesidad de un estudio más profundo de las razones por las cuales no se obtuvieron resultados con-sistentes en términos de producción de estos pozos.

Figura 1.-Registros y descripción litológica pozo Guayacán

Figura 2.-Registros y descripción litológica pozo Pacoa - 01

Figura 3.-Registros y descripción litológica pozo San Pablo

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GEOPRESIONES EN ROSARIO Y SOCORRO

Con el fin de recrear las ventanas operativas de los pozos exploratorios que alcanzaron Rosario, se llevó a cabo una exhaustiva revisión y recopilación de la información existente, incluyendo: control li-tológico, informes de perforación, registros eléctri-cos, pruebas de restauración de presión y pruebas de integridad de formación (Leakoff Test, LOT).

Durante la perforación de los pozos en estudio, la empresa operadora elaboraba la ventana operati-va utilizando información de pozos de correlación

y actualizaba el modelamiento de las geopresiones con datos reales provenientes del pozo en cons-trucción.

Presión de sobrecargaLa presión de sobrecarga se define por tres pa-

rámetros: profundidad, constante gravitacional y densidad de cada capa sobrepuesta que atraviesa el pozo.

Figura 4.-Registros y descripción litológica pozo MCH

Figura 5.-Histograma del registro resistividad para las zonas de alta dureza de cada pozo

Figura 6.-Histograma del registro sónico para las zonas de alta dureza de cada pozo


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Ρbi = densidad de cada capa de la formación, g/cm3ΔD = intervalos de profundad, metros

Para estimar la densidad se utilizó la correla-ción de Gardner definida por la siguiente ecua-ción:

Δt = tiempo de tránsito compresional, us/ft

Presión de porosEl control de presión de poros durante la per-

foración de los pozos fue estimado a través de la curva de perforabilidad (también conocida como exponente “d” corregido) y el método de Eaton. Esto, tomando en cuenta los eventos de derrum-bes, gases (viaje, conexión, pistoneo, línea base y formación), densidad equivalente de circulación (ECD), junto con la densidad de lutitas y tempe-ratura del fluido de perforación.

El método de Eaton establece que la tenden-cia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal. El análisis de cambio de tendencia sólo es posible en secciones lito-lógicas compuestas únicamente por lutitas. La metodología utilizada durante la perforación de los pozos de Pacoa está definida por la siguiente ecuación:

PN = Presión normaldc = Exponente “d” corregidodcn = Exponente “d” corregido extrapolado de la línea de tendencia normal

Donde el exponente “d” corregido es dado por la siguiente ecuación:

D = diámetro de la brocaWOB = peso sobre la brocaRPM = revoluciones por minuto

En base a datos regionales de la Costa Ecua-toriana (Belco y Tripetrol, 1988-1991), se de-terminó el equivalente del gradiente de presión normal en 8,4 libras por galón (ppg).

Esta metodología consiste en una medición indirecta para estimar la presión de poros duran-te el avance de la perforación.

Se puede observar que la curva de perforabili-dad es afectada por el diámetro del hoyo causado por derrumbes o hinchamientos, desgaste de la broca, cambio brusco de los parámetros de per-foración, litologías no pelíticas (areniscas, tobas y otros).

Al comparar la presión de poros estimada en lutitas con las presiones de las pruebas de restau-ración en zonas permeables (Belco y Tripetrol, 1988-1991), se aprecia un buen ajuste (Tabla -1).

Es importante notar, que para algunos inter-valos se observó sobrepresión (gradientes mayo-res al referencial de 0,433 psi/ft), posiblemente, debido al gas disuelto en el fluido que podría estar confinado en un espacio poroso menor al necesario para su almacenamiento (Belco y Tri-petrol, 1988-1991).

A más de la expansión de fluidos por el gas, otros factores pueden causar zonas de sobrepresiones, los

Pozo

Prueba de Restauración Presión de Poros Esti-

mada(psi)

Precisión(%) Profundidad

del Sensor(ft)

Presión(psi)

Tiempo de Cierre(hr)

Fecha

San Pablo1277 513 24 15-08-91 606 82

1601 728 36 20-08-91 792 91

MCH

2049 865 48 05-10-91 990 85

2902 1543 48 12-09-91 1516 98

5123 3174 48 11-01-91 3176 99,9

Pacoa-011795 893 34 25-08-91 945 94

5697 3307 7 20-06-91 3735

Tiempo de cierre inferior

a 24hGuayacán

3926 1708 3 24-05-91 2119

6645 2825 8 17-07-91 3977

6795 3346 8 12-07-91 4066

Tabla 1.-Comparación entre la presión de poros estimada a través del método de Eaton versus la prueba de restauración de presión

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cuales actúan de manera individual o simultánea, como: efectos tectónicos, grado de compactación y tipo y edad de los sedimentos.

Presión de fracturaEl gradiente de fractura fue estimado a través

de la correlación de Eaton, el cual relaciona las presiones de sobrecarga y poros con la relación de Poisson, dada por la siguiente ecuación:

μ = relación de PoissonEl gradiente de fractura fue ajustado con los

LOTs tomados a lo largo de la perforación de cada pozo (Tabla 2).

Presión de colapsoSe trata de la presión que causa la ruptura de

la roca por el cizallamiento. Es decir, tensión de compresión. La falla por el colapso puede ocurrir tanto por un bajo peso del fluido de perforación como por un exceso de este. Las consecuencias en términos operacionales varían de acuerdo con el tipo de roca, siendo las más comunes: el estre-chamiento del hoyo (lo que se traduce general-mente en un aumento del torque en superficie) y derrumbes (totales o parciales). En los dos casos existe un elevado riesgo de pega mecánica de la sarta.

En el presente documento no se abordará el tema relacionado a la presión de colapso.

VENTANAS OPERATIVAS DE ROSARIO Y SOCORRO

La ventana operativa determina el rango de variación permitido de la presión ejercida por el fluido de perforación a medida que avanza la construcción del pozo, con el fin de mantener la integridad del hoyo y a la vez evitar arremetidas o invasión severa a los intervalos productores. Esto, sin inhibir la aparición de excesos de gases, lo cual es utilizado para la estimación de la pre-sión de poros.

Por lo general, la presión hidrostática debe es-tar limitada entre la presión de poros y colapso y la presión de fractura.

Durante la perforación de los pozos en Pacoa, se identificó que los siguientes rangos de pesos del fluido permitieron mantener un hoyo estable y en equilibrio hidrostático (Belco y Tripetrol, 1988-1991):

• Para pozos profundos, valores de 12 a 13 ppg • Para pozos someros (hasta 4000 ft), valores

de 10 a 11 ppg Sin embargo, en el pozo San Pablo se llegó a

utilizar hasta 15,6 ppg debido a la presencia fre-cuente de gas y derrumbes.

La densidad del fluido, por sí solo, no es sufi-ciente para determinar un daño a la formación que no pudiera ser revertido mediante trata-miento matricial y/o fracturamiento hidráulico (dependiendo de la profundidad de la invasión). Ya que, en Pacoa las formaciones son natural-mente fracturadas, la invasión puede alcanzar mayores profundidades. Sin embargo, no exis-ten datos suficientes para descartar alteraciones de los reservorios ocasionadas por compuestos químicos y/o sólidos contenidos en el fluido de perforación.

Los principales eventos esperados durante la perforación en Pacoa según lo registrado en los po-zos exploratorios (Figura 7 - 10) corresponden a:

Deformación del diámetro del hoyoSe observó intervalos con reducción del diá-

metro del hoyo y casi siempre acompañado de un aumento de torque en superficie. Esto fue cau-sado por la presencia de arcillas reactivas que se hinchan al contacto con el fluido de perforación base agua o litología con comportamiento plásti-co. En algunos puntos, la reducción del diámetro fue tan severa que se produjeron pegas mecáni-cas. Un hoyo de menor tamaño del planificado también fue producto de la pérdida de calibre de las brocas utilizadas.

Pozo Profundidad(ft)

Leakoff Test(psi/ft)

Presión(psi)

San Pablo1060 0,832 882

3213 0,858 2756

MCH 1417 0,853 1208

Pacoa-01 1196 0,945 1130

Guayacán 100 0,880 88

Tabla 2.-Prueba de Leakoff Test. La presión de fractura es la que ocasiona una falla por tracción, la misma pue-de ser causada por bajo o excesivo peso del fluido de perforación, dando lugar consecuentemente a eventos de derrumbes y pérdida de circulación.


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Embolamiento de la brocaTanto los pozos exploratorios como los pozos

Pacoa someros analizados fueron perforados con brocas tricónicas, tecnología común en la época. Esta tecnología tuvo un desempeño pobre, pues su configuración hidráulica, diseño y mecanismo de corte no eran eficientes frente a las formacio-nes que contienen litologías plásticas con arcillas sensibles al agua. Por este motivo, se registraron continuos embolamientos y tasas de penetra-ción bajas.

Derrumbes de formaciónVarios eventos de derrumbes fueron eviden-

ciados a lo largo de la perforación de los pozos analizados. En casos extremos, causaron el apri-sionamiento de la sarta con alto torque, ausencia de movimiento axial y circulación.

Presencia de fluidos de formaciónEra normal la presencia intermitente de hasta

2000u de gas (5 a 15 minutos correspondientes a lecturas de alta saturación y en pocas ocasiones de hasta 45 minutos). Teniendo mayor concentra-ción de metano (C1) con poca presencia de etano, propano o gases más pesados. En algunas ocasio-nes, causaba un desbalance en las presiones con la consecuente inestabilidad en las paredes del hoyo (derrumbes).

En algunos casos, se reportó presencia de cru-do liviano disperso en el fluido de perforación, así como, pequeños incrementos en volumen (debido al efecto del gas) en los tanques (Tabla 3).

Pérdida de circulaciónEn general, a partir de 3500 ft se reportaron

pérdidas de circulación, siendo más severas en

PozoIntervalo /

Profundidad(ft)

Pérdida Volumen(Bls)

Intervalo / Profundidad

(ft)

Aumento en Volumen

(Bls)

San Pablo5770 300

2334 165862 130

Guayacán 3630 a 3643 50 7150 a 7246 16

Pacoa-01

5418 30 5415 15

5445 205440 26

6344 11

MCH 3705 100 4335 4

Tabla 3.-Eventos de pérdida de circulación y aumento en volumen. En el pozo San Pablo, se trató de una sur-gencia de agua salada. En los pozos Pacoa-01 y MCH, en cada surgencia se probó flujo con bombas apagadas con resultados negativos. En el pozo Guayacán, se cerró el pozo con presión máxima en superficie de 30 psi. Se trata de aporte generado por el gas.

Figura 7.-Pozo Guayacán, eventos de derrumbes hasta 1035 ft. Se densificó a 10,5 ppg. A partir de 7100 ft se observó derrumbes esporádicos, aumentando el peso a 12,4 ppg. Al perforar el intervalo 6837 a 7246 ft, los estabilizadores salieron desgastados y la broca prácticamente sin insertos.

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Figura 8.-Pozo Pacoa-01. De 1472 a 1534 ft, se evidenció estrechamiento del hoyo, siendo su origen atribuido a la presencia de arcillas reactivas que también se observó en otros intervalos de perforación. De 2280 a 2826 ft, hubo una pega mecánica por derrumbe, sin retorno de circulación.

Figura 9.-Pozo MCH. La perforación avanzó hasta 1412 ft con inestabilidad del hoyo asociado al estrechamiento del mismo. En los intervalos 2030 a 2263 ft y 3705 a 3712 ft, se registraron derrumbes con presencia de gas, causando una condición de desbalance y alto torque.


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los pozos MCH y San Pablo, alcanzando valores de 100 y 300 barriles, respectivamente. (Tabla 3).

Las pérdidas presentadas son atribuidas, principalmente, a fracturas preexistentes. Esto, considerando que se trata de zonas fracturadas naturalmente debido a los esfuerzos tectónicos (Belco y Tripetrol, 1988-1991).

Toba arcillosa y aglomerado volcánico sedi-mentario silicificados

A partir de 5000 ft, se registró una sucesión litológica de alta y baja dureza, provocando que la ROP haya alcanzado valores sumamente bajos (en el orden de los 2 fph promedio), presentan-do además varios eventos de embolamiento. En respuesta a esta baja ROP se incrementó el WOB (afectando la verticalidad del pozo) y RPM. Estas acciones no permitieron mejorar el escenario.

Este intervalo con un avance sumamente lento contribuyó a tener una curva de tiempo mayor. Sin embargo, la curva de perforación fue afectada también por las maniobras de repaso para acondicionar la geometría del hoyo, embo-lamientos, trabajos en la sarta para liberarla de pegas mecánicas, circulación al desplazar el gas, limpieza de pozo, desgaste prematuro de la broca y muestras de ripios.

CONCLUSIONESEn general, los pozos analizados muestran un

patrón heterogéneo con cambios pronunciados en litología (porcentaje y contenido mineralógico)

y grado de fracturamiento natural a lo largo de las formaciones y unidades que atraviesan.

Durante la perforación de los tramos de alta dureza también se registró presencia de gas inter-mitente de duración corta, lo cual se debe a la pre-sencia de pequeños volúmenes de gas atrapados en las fisuras naturales de los estratos.

De acuerdo a las ventanas operativas recrea-das, la densidad del fluido de perforación fue dimensionada para mantener la estabilidad del hoyo, evitar influjos y pérdidas de circulación. Los valores de densidad utilizados estuvieron dentro de los rangos aceptables si se compara con las ope-raciones actuales de campos similares en Talara, Perú (con excepción del pozo San Pablo).

Los datos disponibles no permiten descartar completamente posibles daños de formación por invasión del fluido de perforación, principalmen-te en los intervalos donde se reportaron pérdidas de circulación.

La estimulación por tratamiento matricial y/o fracturamiento hidráulico son actividades ade-cuadas para mejorar la productividad de los po-zos de Pacoa, es fundamental realizar siempre un análisis de factibilidad técnico-económica antes de iniciar estos procesos.

Actualmente, se cuenta con una curva de aprendizaje bastante sólida (aunque puede ser optimizada), que permite establecer un mapa de riesgos para prevenir los principales eventos de disfunciones operativas con mejores prácticas y tecnología.

Figura 10.-Pozo San Pablo. Durante la perforación del intervalo 4685 a 5181 ft, se densificó a 15,6 ppg debido a la presencia de gas y frecuentes derrumbes. La concentración máxima de metano reportada para este pozo fue alrededor de 3 veces mayor que en los demás pozos.

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Los eventos geomecánicos y presencia de gas no permiten mantener densidades de fluido de perforación estables, lo que incrementa el riesgo de afectar por daño a los reservorios, más aún, si no se disponen de análisis de compatibilidad fiables de roca-fluido y fluido-fluido.

RECOMENDACIONES Previo a la planificación y ejecución de nue-

vos pozos, es indispensable la caracterización geológica y de reservorios, lo cual debe ser com-plementado con correctas prácticas operativas y una adecuada selección de tecnologías, sin olvi-dar que el objetivo también es obtener un punto de equilibrio económico.

Realizar una caracterización mineralógica de los ripios y muestras de núcleos disponibles. Esto permitirá diseñar un fluido de perforación adecuado a la mineralogía de las formaciones a ser perforadas.

Seleccionar cuidadosamente el tipo y diseño de la broca e hidráulica, fluido de perforación, sarta y mapa de parámetros para conseguir una perforación eficiente de las formaciones espera-das.

Considerar actividades de estimulación de los intervalos productivos que permitan contrarres-tar cualquier problema derivado de la invasión de fluido de perforación.

RECONOCIMIENTOPermiso de publicación Santa Elena Petro-

leum. Comentarios y sugerencias: Alfredo Bui-trón, Luis de la Torre, José Endara y Valdo Ro-dríguez.

REFERENCIAS• Belco, 1988, Completion Report, Well B1-San

Pablo-1X• Belco, 1991, Reporte final Pozo La Mata Chi-

vato 1X.• Luis Alberto Santos Rocha, 2007, Projetos

de Poços de Petróleo (Geopressões e assenta-mento de colunas de Revestimentos).

• PGE Petróleo y Gas Septiembre, 2019. Nuevas Oportunidades de Desarrollo y Exploración para el Campo Pacoa.

• PGE Petróleo y Gas Diciembre, 2019, Primer Fracturamiento Hidráulico de la Unidad Ro-sario en el Campo Pacoa.

• Valdo Rodrigues, 2011. Projeto Unificado FH.• Tripetrol, 1991, Reporte Final Pozo Guaya-

cán. • Tripetrol, 1991, Reporte Final Pozo Pacoa-01.


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Fracturamiento hidráulico, herramienta para optimizar y aumentar la producción de hidrocarburos en campos maduros, caso Campo Sacha

Autores: Rommel Castillo, Santiago Aguirre, Byron Delgado

RESUMENLa extensa y exitosa historia del campo Sacha

muestra el esfuerzo y dedicación de generacio-nes de técnicos, profesionales, analistas y perso-nal administrativo, que han aportado al desarro-llo del campo, enfrentando muchos y variados retos en cada etapa de maduración del mismo.

Actualmente, el campo se encuentra en una etapa madura donde el principal objetivo es la maximización y eficiente extracción de las reser-vas remanentes, para lo cual y como parte del plan de desarrollo se ha identificado a la técni-ca de Fracturamiento Hidráulico y su evolución como una herramienta para lograr el objetivo buscado.

La metodología empleada tiene como inicio la base teórica de la técnica de fracturamiento hidráulico con sus fundamentos en cuanto a la aplicación, que es considerada en pozos con conductividad limitada, permeabilidades bajas o en presencia de daño de formación. El análi-sis de los pozos candidatos se realizó estudiando sectorialmente las características de cada pozo y sus pozos vecinos, así como las características petrofísicas, estáticas y dinámicas. Se ejecuta la simulación del trabajo de fracturamiento hi-dráulico verificando las condiciones del pozo en cuanto a presión de reservorio, daño de forma-ción e historial de trabajos de reacondiciona-miento, se analiza en el diseño que los volúme-nes de fluidos de fracturamiento y apuntalante a inyectar sean los idóneos para lograr los obje-tivos trazados.

La siguiente etapa, es la ejecución del traba-jo y se realiza mediante una supervisión directa con toma de decisiones in situ. El monitoreo y análisis de resultados permite asimilar las me-jores prácticas y aprendizaje, con la finalidad de mejorar la técnica y adaptar las prácticas a las características propias del campo. Esta metodo-logía es cíclica para la selección de nuevos can-didatos.

SUMMARYThe successful history of the Sacha field

shows the effort and dedication of generations of technicians, professionals, analysts, and ad-ministrative staff who have contributed to the development of the field, facing challenges at each stage of field maturation.

Currently the field is in a mature stage where the main objective is the maximization and effi-cient extraction of the remaining reserves, for which, and as part of the development plan the Hydraulic Fracturing technique has been identi-fied as a tool to achieve the desired goal.

The methodology used starts with the theo-retical basis of the hydraulic fracturing techni-que with its fundamentals in terms of applica-tion, which is considered in wells with limited conductivity, low permeabilities or in the pre-sence of formation damage. The analysis of the candidate wells was carried out by studying the characteristics of each well and its neighboring wells, as well as the petrophysical, static and dy-namic characteristics. The simulation of the hy-draulic fracturing work is carried out, verifying the conditions of the well in terms of reservoir pressure, formation damage and reconditioning work history, it is analyzed in the design that the volumes of fracturing and proppant fluids to be injected are the ideal to achieve the objec-tives set.

The next stage is the execution of the work and it is carried out through direct supervision with on-site decision making. The monitoring and analysis of results allows assimilating best practices and learning, to improve the techni-que and adapt the practices to the characteris-tics of the field. This methodology is cyclical for the selection of new candidates.

MARCO TEÓRICOEl campo Sacha está ubicado en la Cuenca

Oriente del Ecuador, fue descubierto en el año

Fracturamiento hidráulico, herramienta para optimizar

y aumentar la producción de hidrocarburos en campos

maduros, caso Campo Sacha

Rommel CastilloIngeniero en Petróleos

de la Universidad Central del Ecuador,

Maestría en Eficiencia Energética de la

Escuela Politécnica Nacional. Experien-cia de Ingeniero de Operaciones en los Bloques 7, 18 y 44.

Desempeña el cargo de Gerente de Activo

Sacha de Petroamazo-nas EP.

Santiago Aguirre Ingeniero de Petróleos

de la Escuela Politéc-nica Nacional. Expe-

riencia como Reservo-rista en las empresas

Operaciones Río Napo y Petroamazonas

EP y operaciones de reacondicionamiento en Andes Petroleum

Ecuador Ltd.

Byron DelgadoIngeniero en Petróleos

de la Escuela Politéc-nica Nacional. Expe-

riencia como Ingeniero de Extracción y Reser-

vorista en Petrobras Ecuador e Ingeniero

de Reservorios en Petroamazonas EP.

Fecha recepción: 08 de mayo de 2020


Palabras clave: Fracturamiento Hidráu-

lico, Reservorio, Daño de Formación, Presiones de

Reservorio, Conductividad de fractura.

Keywords:Hydraulic Fracturing, Reservoir, Formation

Damage, Reservoir Pressures, Fracture

Conductivity.

Autores: Rommel Castillo, Santiago Aguirre, Byron Delgado – Petroamazonas EP

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1969 con la perforación del pozo Sacha-01 lle-gando a 10.160 pies de profundidad, pozo que produjo en pruebas 1.328 barriles de petróleo por día (BPPD) de 30°API provenientes del ya-cimiento Hollín. El campo inició su producción el 06 de julio de 1972. En consecuencia, hasta el presente año el campo Sacha tiene 48 años de producción continua. Con el desarrollo integral del campo se tiene un total de 449 pozos, de los cuales: 241 pozos productores, 148 pozos cerra-dos, 33 pozos abandonados, 16 pozos inyecto-res y 11 pozos re-inyectores, lo que ha permiti-do producir un importante volumen de petróleo y en el primer cuatrimestre del año 2020 llegó a la extraordinaria cifra de 1,000 MMBLS de pe-tróleo producido acumulado.

La técnica de fracturamiento hidráulico se ha ejecutado por muchos años en el sector petro-lero como opción de estimulación en pozos pe-troleros. Vamos a partir con el antecedente que en el campo Sacha, en 2013 se empleó la téc-nica para pozos del reservorio Hollín Superior qué a pesar de estar influenciados por empuje lateral de presión, registraban producciones li-mitadas. Los análisis de registros y pruebas de presión mostraron permeabilidades bajas (40-80 mD-milidarcys) comparadas con otros yaci-mientos de la Cuenca Oriente. El fracturamien-to hidráulico ha sido conceptualizado como opción para incrementar el potencial de los po-zos al lograr estimular el sistema reservorio-po-zo, comprobado con pruebas de presión (logran-do daños –skin- entre -2 y -3.5 Adimensional).

Como resultado de los primeros trabajos realizados en el reservorio Hollín Superior se obtuvo incremento de producción, y del moni-toreo posterior se evidenció la estabilidad del comportamiento de producción mejorando tan-to en caudal como en las reservas que se vieron incrementadas.

Con lo expuesto, el objeto del estudio es el

sistema Reservorio-Pozo en donde la concep-tualización construida parte del entendimiento del camino que los hidrocarburos deben recorrer a través del reservorio (roca porosa y permea-ble). El volumen de hidrocarburos presente en el reservorio debe recorrer a través del espacio poroso hacia el pozo por efecto del drawdown (DD = Pe – Pwf), en donde Pe = Presión Está-tica y Pwf = Presión de Fondo Fluyente, creado por la extracción del fluido hacia la cara del pozo y posteriormente a superficie. Cierto volumen de hidrocarburo, conceptualizado unitario ubi-cado en determinada posición en el reservorio e influenciado por el transiente de presión, re-corre un camino definido por la tortuosidad y barreras (daño de formación); el trayecto y las barreras presentes determinan que tan eficiente puede ser la extracción del hidrocarburo. (Esco-bar, 2000)

Mediante la técnica de fracturamiento hidráu-lico se modifican varias de las características de este sistema con la finalidad de lograr generar una vía más eficiente para la extracción del pe-tróleo; el modelo de doble porosidad generado en la matriz modifica el patrón de flujo de radial a bilineal. El hidrocarburo presente en la roca tie-ne dirección preferencial perpendicular hacia el plano de fractura apuntalado, este plano a su vez presenta propiedades ventajosas para el flujo por tener excelente conductividad, direccionando el flujo hacia el pozo. (Yen & Weng, 2014).

La conceptualización para la generación de la fractura se fundamenta entre otras propiedades del entendimiento de los “Esfuerzos”; la roca re-servorio está sometida a esfuerzos principales en los tres ejes normales del espacio, siendo de magnitudes diferentes. La técnica de fractura-miento hidráulico consiste en bombear fluidos viscosos a presión que sobrepasa la presión de fractura con lo cual se genera la ruptura de la roca y la separación de los planos. La fractura

Gráfico 01: Diferencial de Presión (DD) en un pozo incluido daño de formación. Fuente: (Hirschfeldt & Ruiz, 2008)

Gráfico 02: Modelo de esfuerzos y plano preferencial de fractura. Fuente: (Van Golf-Racht, 1982)

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se abre en dirección del menor esfuerzo debido a que es la dirección de menor resistencia, por lo cual el plano se propaga en dirección de los mayores esfuerzos formando el plano de fractu-ra. La técnica contempla durante el tiempo de separación de los planos, bombear en el volu-men de fluido viscoso material apuntalante que queda confinado cuando se libera la presión de fracturamiento, generando una zona de mejores condiciones para el flujo del hidrocarburo. (Van Golf-Racht, 1982)

La técnica de fracturamiento hidráulico ge-nera el incremento del área de drenaje, la hipó-tesis ha sido verificada con la ayuda del análisis de reservas y en todos los casos se ha visto in-cremento de los volúmenes. Considerando que todos los parámetros de la matriz se mantienen, el factor que ha cambiado es la zona fracturada que se muestra como una longitud de propie-dades mejoradas, por tanto tiene preferencia el flujo desde la matriz hacia el pozo. Consi-derando la longitud lograda con la fractura, el área contactada va más allá del modelo radial,

geométricamente se observa rectangular a lo largo del plano de fractura con semicircunferen-cias en los extremos del plano.

En el plano vertical también se observa ven-taja mediante la técnica, considerando la hete-rogeneidad vertical en ocasiones se presentan niveles no contactados con trabajos de cañoneo o cuerpos arenosos de menor permeabilidad que por temas petrofísicos no son disparados por tener limitadas propiedades que no mues-tran pago. Sin embargo, en núcleos se observan saturados. Mediante la ejecución del fractura-miento hidráulico, el plano tiende a propagarse en dirección vertical hasta encontrar barreras geológicas, como se puede observar en el Gráfi-co 04, el intervalo disparado fue el marcado en color azul en el cuarto (4to) track del registro eléctrico. No obstante, en los registros eléctri-cos se observó 16 pies en la parte superior que corresponde a arenisca con mayor porcentaje de arcillosidad, los cuales no fueron disparados ini-cialmente, luego del trabajo de fracturamiento hidráulico los mismos fueron contactados.

Gráfico 03: Esquema incremento área de drenaje por Fracturamiento HidráulicoFuente: (Petroamazonas EP, 2020)

Gráfico 04: Heterogeneidad vertical, fracturamiento hidráulico empleado para contactar niveles.Fuente: (Petroamazonas EP, 2020)



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METODOLOGÍAUn proceso integral de caracterización, aná-

lisis y búsqueda de oportunidades para trabajos de fracturamiento hidráulico en los reservo-rios Hollín Superior, Napo T y Napo U, que de la mano del avance progresivo de la tecnología ha permitido ejecutar 68 trabajos de Fractura-miento Hidráulico hasta la presente fecha en el campo Sacha, visualizando probablemente 30 trabajos adicionales por ejecutar, los cuales han sido certificados en su factibilidad y reservas asociadas.

La técnica de fracturamiento hidráulico por Pilares o Canales “Pillar Fracturing”, ha sido considerada como una opción válida para in-crementar la producción y reservas de petróleo, incremento del área de drenaje por el cambio de modelo de flujo mediante la generación de una sección horizontal fracturada, mejora de la eficiencia de producción en la zona vecina al wellbore por la generación de canales de gran conductividad, con el objetivo de disminuir las pérdidas de energía que normalmente se gene-ran debido a la tortuosidad y presencia de daño de formación, aprovechando de manera más efi-ciente la energía natural del reservorio.

Inicialmente la técnica de fracturamiento hidráulico convencional fue empleada en pozos del reservorio Hollín Superior (Hs), con la finalidad de mejorar la productividad del pozo al generar la zona fracturada de mejor permeabilidad que

aporta al wellbore, las características principales buscadas en este reservorio fueron:1. Evidencia de soporte de presión de tipo la-

teral2. Espesor neto saturado3. Presencia de un sello lutítico en la parte in-

ferior de espesor considerable. La finalidad es confinar la fractura al reservorio Hs y que no se comunique con el reservorio Hollín In-ferior (Hi) para evitar contactar al acuífero de fondo.

4. El espesor del sello fue empleado como filtro para la búsqueda de candidatos llevando la técnica hacia retos mayores probando en po-zos con sellos cada vez menores.

Posteriormente, se inició la evaluación de los reservorios del desarrollo Napo, cuyo meca-nismo principal de producción es expansión de roca y fluido (Escobar, 2000), determinando que debido a la recuperación primaria la energía del reservorio ha ido disminuyendo en el paso de los años hasta niveles de presiones de reservo-rio cerca de la presión de burbuja, como se ob-serva en el Gráfico 05. Esto representó para la técnica de fracturamiento hidráulico un reto de-bido a las características de fluidos y presiones necesarias hacia mantener abierta la fractura, ya que en trabajos previos se evidenció que este fue el motivo de arenamientos prematuros en los trabajos de fracturamiento hidráulico con-vencional.

Gráfico 05: Comportamiento de las presiones en los reservorios del Campo Sacha.Fuente: (PetroamazonasEP, 2020)

Inicio Inyección 1986

Masificación 2019

Pb: 1181

Pb: 820


Pb: 939


Masificación 2017

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Adicionalmente, debido a las bajas presio-nes en los pozos productores de los reservorios Napo “U” y Napo “T”, en las intervenciones de Reacondicionamiento de Pozos (Workover), luego de los trabajos tipo Pulling, los reservo-rios sufrieron importantes daños de formación debido al ingreso de fluidos de control de pozo hacia el reservorio por la presión hidrostática (Ph) mayor a la Pwf; en tal sentido, estos po-zos, con daño de formación (Adegbola & Boney, 2002), fueron candidatos para realizar un frac-turamiento hidráulico y pasar el daño de forma-ción, con fluidos, materiales y equipos de nueva generación.

Con las experiencias realizadas, la visuali-zación de optimización a través de nuevas tec-nologías y con el análisis de oportunidades, el siguiente paso fue tomar la decisión de probar la técnica de fracturamiento hidráulico con el bombeo de apuntalante por etapas, técnica co-nocida como Fracturamiento Hidráulico por Pi-lares o Canales, “Pillar Fracturing”.

Este método desacopla la conductividad del área fracturada de la permeabilidad del apun-talante, debido a que el hidrocarburo fluye principalmente a través de los canales creados, lo que permite incrementar sustancialmente la conductividad a pesar de utilizar el mismo agente sostén. El proceso de creación de canales consiste en bombear el apuntalante en pulsos cortos alternados con pulsos de fluido limpio, siguiendo una rampa incremental con diseños convencionales mostrada en la Gráfica 06. La última etapa del tratamiento llamada “tail-in” se bombea sin pulsar para garantizar una conexión estable y uniforme con el pozo.

Un elemento importante para mantener la integridad de los pulsos desde el momento que son bombeados en superficie hasta el momento que se colocan en formación, es la utilización de fibras o apuntalante resinado previamente, lo cual asegura que no ocurra dispersión del apun-talante mientras es transportado a fondo hasta el cierre de la fractura. (Samir, y otros, 2013)

Gráfico 06: Detalle de metodología de bombeo en pulsos. Fuente: (Gillard, y otros, 2010)

15:34:53 15:47:23 15:59:53 16:12:23 16:24:53Time - hh:mm:ss

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Pres

sure

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i

0

5

10

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25

30

Rate - bbl/m

in

0

2

4

6

8

10

12

14

Concentration - PPA

Tr. Press AN_PRESS Slurry Rate

Prop Con BH_PROP_CON

ISIP = 3117 psi.

P final = 4822 psi.P max. = 5044 psi.

FracCAT*

FRACTURA

Petroamazonas EPSCHM-33311-20-2018

Gráfico 07: Técnica de fracturamiento hidráulico por canales o pilares.Fuente: (PetroamazonasEP, 2018)



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Tabla 01: Trabajos de Fracturamiento Hidráulico entre 2016 - 2020. Fuente: (PetroamazonasEP, 2020)

Año

Tipo FracturamientoTotal

trabajos“Pillar Fracturing” Convencional

2016 0 7 7

2017 3 8 11

2018 20 1 21

2019 17 0 17

2020 6 0 6

Total 46 16 62

En el Gráfico 07, se observa el comporta-miento del trabajo realizado en un pozo del campo Sacha, donde la presión de bombeo llega a estabilizarse en un punto máximo y el volu-men de apuntalante es admitido por la forma-ción en su totalidad. Es interesante notar el in-cremento de presión neta de aproximadamente 3.000 psi (ISIP), lo cual permite obtener anchos de pilares de alrededor de 0.45 pulgadas sin que se incurra en arenamiento prematuro. La utili-zación de esta técnica nos ha permitido realizar diseños con rampas de apuntalante agresivas, incrementando las concentraciones acelerada-mente para maximizar la conductividad efectiva de la fractura.

DISCUSIÓN DE RESULTADOSCon esta técnica, la probabilidad de arena-

miento prematuro en los pozos del campo Sacha ha sido nula, puesto que el acomodamiento del apuntalante ayuda a la admisión de éste en el reservorio.

Operativamente, la técnica de Fracturamien-to Hidráulico por Pilares o Canales, “Pillar Frac-turing”, nos ha permitido tener la admisión de la totalidad del apuntalante y la etapa de evalua-ción posterior es inmediata, con lo cual se logra extraer el gel de fractura y se obtiene una mejor estimulación del pozo, al mismo tiempo que se reduce en aproximadamente 40% el volumen de apuntalante utilizado.

En los últimos trabajos de fracturamiento hidráulico se logró optimizar la etapa de eva-luación. Es decir, una vez realizado el fractu-ramiento hidráulico se procede a instalar el levantamiento artificial (en el caso del cam-po Sacha, bombeo electrosumergible – BES), para la producción controlada del pozo, esto

ha significado económicamente un ahorro de aproximadamente el 22% del costo del trabajo de reacondicionamiento total con torre. Final-mente, desde el punto de vista de productivi-dad, se observó una mejoría considerable de la técnica “Pillar Fracturing” frente a la fractura hidráulica convencional, esto es relacionado a la mejor conductividad entre pilares o canales que se producen bajo la técnica.

Considerando los seis trabajos ejecutados entre los años 2012 - 2015 como antecedentes, hasta el primer cuatrimestre del año 2020, se han ejecutado 68 trabajos de fracturamiento hi-dráulico en el campo Sacha, de los cuales 60 se han realizado bajo la operación de Petroamazo-nas EP (a cargo de la operación del campo Sacha desde el 01 de agosto del 2016); siendo 46 tra-bajos con la técnica por Pilares o Canales, “Pillar Fracturing” que se inició en el último trimestre

2.823.90

8.65

6.25

2.495

11

2117

6

0

10

20

30

40

50

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

2016 2017 2018 2019 2020

NU

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O D

E PO

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EMEN

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o, M

bpp

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Incremental por Fracturamiento Hidráulico

Incremento Qo(M bppd)

# pozos

Gráfico 08: Incremental anual de producción por fracturamiento hidráulicoFuente: (PetroamazonasEP, 2020)

del año 2017. Es decir, entre el período 2016 - 2020 el 23% de los trabajos de fracturamiento hidráulico fueron del tipo convencional y el 77% con la técnica “Pillar Fracturing”.

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Con la aplicación de trabajos de fractura-miento hidráulico se han incrementado los vo-lúmenes finales de reservas recuperables en 65 (sesenta y cinco) millones de barriles de petró-leo (MMBLS), cuyo método para estimación fue comparar el comportamiento de producción an-tes y después del trabajo, evidenciando mejora en la productividad de los pozos, en sus reservas remanentes y en el acumulado hasta la fecha ac-tual, aportando a la producción diaria aproxi-madamente 24 (veinte y cuatro) mil barriles de petróleo (MBPPD).

Operativamente la ejecución de los trabajos de fracturamiento hidráulico con la técnica “Pi-llar Fracturing” ha evolucionado cumpliendo una curva de aprendizaje y retos mayores. Uno de ellos ha sido el incremento de la cantidad de apuntalante llegando a inyectar más de 30 mil libras con la técnica de Fracturamiento Hidráu-lico por Pilares o Canales, “Pillar Fracturing” de manera estable, sin riesgo de arenamiento, con-siderando que los primeros trabajos iniciaron con la inyección de 11 mil libras, esto ha sido un éxito para la técnica.

Los últimos trabajos ejecutados mostraron conductividades mayores a 90 mil md/pie. En todos las operaciones se ha empleado como apuntalante el material carbolita 20/40. Un punto importante evidenciado en los trabajos es que el tiempo necesario para iniciar la extrac-ción del gel lineal debe ser inmediato, es por ello que se busca realizar un trabajo limpio sin are-namiento prematuro.

CONCLUSIONESEl análisis realizado en cada pozo donde se

ejecutó los trabajos de fracturamiento hidráu-lico con la técnica de pilares o canales, mostró mejor incremental de producción y reservas remanentes a recuperar frente a los trabajos ejecutados con la técnica del fracturamiento hi-dráulico convencional.

El área de drenaje post trabajo de fractura-miento hidráulico con la técnica de pilares o canales se ve incrementada debido al plano de fractura, y el flujo de fluidos en la matriz cambia a un modelo bilineal teniendo el eje de fractura como la dirección preferencial del flujo alimen-tado de manera perpendicular por los hidrocar-buros de la matriz.

Utilizando la técnica de fracturamiento hi-dráulico de pilares o canales, la probabilidad de arenamiento prematuro en los pozos del cam-po Sacha se ha minimizado, debido al bombeo en etapas de apuntalante y gel de fractura cuyo acomodamiento del apuntalante en la fractura ayuda a la admisión de este en el reservorio, lo que ha permitido tener la admisión de la totali-dad del apuntalante. Adicionalmente, se reduce en aproximadamente 40% el volumen de apun-talante utilizado frente a la fractura hidráulica convencional.

La curva de aprendizaje de la técnica de fracturamiento hidráulico de pilares o canales en el campo Sacha, es una importante fuente de información para reproducir en otros campos maduros, con la finalidad de emplear

Gráfico 09: Incremental estimado en Reservas RecuperablesFuente: (PetroamazonasEP, 2020)



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el fracturamiento hidráulico como herramienta hacia optimizar y aumentar la extracción de reservas remanentes en campos de similares características. Esta técnica mostró excelentes resultados en los reservorios U y T del desarrollo Napo que tienen bajas presiones de reservorio y daños de formación, por su tiempo de producción compensando en área y pasando el daño de formación al mejorar la conductividad de fractura.

El mayor reto ha sido la optimización en producción y el incremento de reservas a recu-perar en un campo maduro de casi 50 años de producción, logrando obtener al momento un estimado en reservas a recuperar de 65 MM-BLS de petróleo, considerando la ejecución de 46 trabajos mediante fracturamiento hidráulico con la técnica de pilares o canales desde el últi-mo trimestre del 2017. En los últimos años ya no se han ejecutado trabajos de fracturamiento hidráulico convencionales debido a las ventajas que ha mostrado la técnica de pilares o canales.

Los trabajos ejecutados fueron el resultado de usar una metodología de búsqueda de opor-tunidades, simulación, ejecución del trabajo, monitoreo y análisis de resultados con la finali-dad de forzar cada vez más la técnica para mejo-rar los resultados.

La metodología cíclica se sigue aplicando en el campo, actualmente se cuenta con cartera de 30 pozos candidatos para la ejecución de traba-jos de fracturamiento hidráulico.

REFERENCIAS• Adegbola, K., & Boney, C. (01 de Enero de

2002). The Skin Effect and Its Influence on the Productive Capacity of a Well. Interna-tional Symposium and Exhibition on Forma-tion Damage Control. Lafayette, Louisiana, USA: Society of Petroleum Engineers.

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• Petroamazonas EP. (2018). Ecuador.• Petroamazonas EP. (2020). Ecuador.• Samir, M., Kamal, M., Mathur, A., Semary,

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• Yen, C. H., & Weng, X. (2014). Mechanics of Hydraulic Fracturing (Segunda ed.). USA: Gulf Profesional Publishing.

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NIndustria petroquímica: perspectiva y estructura

Autor: Dr. Andrés Miño Ron

RESUMENLos productos petroquímicos son fundamen-

tales en la sociedad moderna y su perspectiva posiciona al sector petroquímico como una prio-ridad estratégica en la industria petrolera. Los petroquímicos se producen a partir del petróleo, gas natural o carbón. Estas materias primas son transformadas inicialmente en moléculas base, las cuales están al inicio de toda la diversidad de productos petroquímicos finales. Las molécu-las base, obtenidas mayoritariamente a partir del petróleo son las olefinas (etileno, propile-no y corriente C4) y los aromáticos (benceno, tolueno y xilenos), sus principales productos finales son los plásticos. También se consideran como moléculas base al amoníaco y metanol, que son obtenidos principalmente a partir del gas natural y del carbón. Los productos finales más importantes del amoníaco constituyen los fertilizantes, mientras que del metanol se obtienen grandes intermediarios químicos. El proceso primordial de producción de olefinas y aromáticos es el craqueo al vapor que usa como alimentación principalmente etano y nafta. Los procesos de refinación, craqueo catalítico fluidi-zado y reformado catalítico, también pueden ser orientados hacia la producción de ciertas molé-culas base. El gas natural y el carbón alimentan principalmente la unidad de reformado al vapor para producir gas de síntesis, proceso previo a la producción de amoníaco o metanol.

ABSTRACTPetrochemical products are fundamental

in modern society and their outlook place the petrochemical sector as a strategic priority in the oil industry. Petrochemicals are produced from oil, natural gas or coal. These raw materials are firstly transformed into building blocks, which are at the beginning of the whole final petrochemical products. The building blocks, obtained mainly from petroleum, are olefins (ethylene, propylene and C4 stream) and aromatics (benzene, toluene, and xylenes), and the main end products are plastics. Ammonia and methanol are also considered as building blocks, which are obtained mainly from natural gas and coal. The main final products of ammonia are fertilizers, while large chemical

intermediates are obtained from methanol. The main process to produce olefins and aromatics is steam cracking, which employ mainly ethane and naphtha as feedstocks. Refining processes, fluidized catalytic cracking and catalytic reforming, can also be oriented towards the production of certain building blocks. Natural gas and coal mainly feed the steam reforming unit to produce synthesis gas, a process prior to the production of ammonia or methanol.

INTRODUCCIÓNVivimos en un mundo dependiente de pro-

ductos petroquímicos que son fundamentales en varios aspectos de nuestra sociedad moder-na. Los plásticos y fertilizantes son los produc-tos finales más conocidos de la petroquímica. Los plásticos se encuentran en todos los aspec-tos de nuestra vida diaria, como por ejemplo: fundas plásticas de polietileno, tuberías de PVC que transportan agua en nuestros inmuebles, componentes de policarbonato usados en el interior de los automóviles, poliuretanos que se emplean en todo tipo de esponjas, fibras po-liméricas que se utilizan en la industria textil, cauchos sintéticos para fabricación de neumáti-cos, materiales e insumos médicos y sanitarios, empaques para el sector de alimentación; entre las innumerables aplicaciones. Por su parte, los fertilizantes han jugado un rol trascendental en la agricultura permitiendo alimentar a la pobla-ción mundial. Además de estos dos grandes gru-pos (plásticos y fertilizantes), otros productos finales derivados de la petroquímica incluyen tintes, detergentes, explosivos, desinfectantes, farmacéuticos, pesticidas, solventes, aditivos, etc.

La petroquímica se puede definir como la in-dustria que produce moléculas de composición y estructura perfectamente definidas a partir de materias primas provenientes principalmente del petróleo, gas natural o carbón. Sus principa-les objetivos son proponer productos de síntesis que substituyan productos naturales de gran consumo y formular productos de síntesis dota-dos de propiedades originales conocidos como productos de especialidad, complementando a los productos naturales.

Este artículo iniciará analizando la importancia

Industria petroquímica: perspectiva y estructura

Andrés Miño RonDoctor en Catálisis

de la Universidad de Lille y el Instituto

Francés del Petróleo, Máster en Catálisis

y Procesos de la Escuela Nacional de

Química de Lille y del IFP School, Inge-niero Químico de la Escuela Politécnica

Nacional. Se ha desempeñado como

Asesor Ministerial, Representante Nacio-

nal ante la OPEP, Docente Universi-tario, Viceministro de Hidrocarburos.

Actualmente se desempeña como

Docente Universitario a nivel de postgrado.



Palabras clave español:

Petroquímica, moléculas base, craqueo al vapor,

reformado al vapor.

Keywords: Petrochemistry, building

blocks, steam cracking, steam reforming.

Autor: Dr. Andrés Miño Ron

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del sector petroquímico en la demanda total de crudo. De esta manera, se identifica al sector petroquímico como el de mayor crecimiento en la demanda de crudo, incluso considerablemente superior al sector de transporte terrestre el cual tradicionalmente conducía el crecimiento de la demanda de crudo. Para empezar el contenido tecnológico se establecen las moléculas base o petroquímicos primarios, compuestos que están al inicio de toda la diversidad de productos petroquímicos finales. Se presentará una breve descripción de cada una de estas moléculas, así como sus principales aplicaciones. Luego, se abordarán los principales procesos de producción de las moléculas base, el craqueo al vapor considerado como el corazón del complejo petroquímico, el craqueo catalítico fluidizado y el reformado catalítico, unidades de refinación que producen importantes cantidades de moléculas base y el reformado al vapor para la producción de gas de síntesis. Finalmente, se presenta un análisis de la materia prima que alimenta la industria petroquímica haciendo énfasis en los hidrocarburos o cortes provenientes del petróleo susceptibles de alimentar la filial petroquímica, así como en las moléculas base que se producen en el sector de refinación.

PERSPECTIVA DEL SECTOR PETROQUÍMICO

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), estimó para el año 2018 la de-manda de crudo del sector petroquímico en 13,4 millones de barriles por día, aproximadamente el 14% de la demanda total de crudo. Este va-lor ubica a la industria petroquímica como el segundo sector de mayor consumo después

del transporte terrestre. La Figura 1, presenta la demanda de crudo por sector expresada en porcentajes en el año 2018. La perspectiva para el sector petroquímico, publicada por la OPEP en el año 2019, estimó que la participación del sector petroquímico crece en el largo plazo, mientras que el transporte terrestre, principal sector de demanda de crudo, decrece en este periodo. El crecimiento de participación del sector petroquímico en el largo plazo se tradu-ce en un importante incremento en volumen de demanda, posicionando al sector petroquímico como el principal conductor del crecimiento de la demanda de crudo muy por delante del trans-porte terrestre, sector que tradicionalmente se consideraba como el motor del crecimiento de la demanda (World Oil Outlook, 2019).

La Figura 2, presenta patrones de consumo regionales de plásticos y fertilizantes en fun-ción del producto interno bruto per cápita. Así, se demuestra que mientras la economía del país o de la región es más desarrollada, mayor es el consumo de productos petroquímicos. El consumo de plásticos en países desarrollados como Japón, Estados Unidos o algunos países de Europa del Oeste, se estima entre 65 a 80 ki-logramos per cápita (kg/cápita) con bajas tasas de crecimiento en los últimos años, lo que indica una posible saturación. Mientras tanto el con-sumo en países en vías de desarrollo como In-dia, China o países africanos se establece desde 4 kg/cápita, con altas tasas de crecimiento. En el caso de los fertilizantes se observa la misma tendencia; el consumo de fertilizantes en países desarrollados se estima entre 85 a 135 kg/cápi-ta, mientras que en países en vías de desarrollo varía entre 12 a 60 kg/cápita y con altas tasas

Figura 1. Demanda de crudo por sector en el año 2018 (World Oil Outlook, 2019).

45%

14%

13%

11%

7%

5%4%2%

Transporte terrestrePetroquímicaOtras industriasResidencial/Comercial/AgriculturaAviaciónGeneración EléctricaMarí�mo internacionalFerroviario/Marí�mo local

Demanda total: 98,7 millones de barriles por día

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de crecimiento (The Future of Petrochemicals, 2018). Esto significa que los países desarrolla-dos consumen hasta 10 veces más fertilizantes y hasta 20 veces más plásticos per cápita que los países en vías de desarrollo, subrayando un po-tencial y significativo crecimiento, establecien-do una relación directa entre la calidad de vida y el consumo de productos petroquímicos.

Se estima que la demanda de productos pe-troquímicos ha crecido en un promedio anual del 3,7% durante los últimos 15 años (Abbott., J., 2017). Conforme van creciendo las econo-mías de los países la población demanda más productos petroquímicos. Estos sólidos fun-damentos han direccionado a las grandes em-presas petroleras a considerar el negocio de los productos petroquímicos como una prioridad estratégica de crecimiento.

Durante la crisis sanitaria mundial se ha he-cho evidente la importancia de los productos petroquímicos en nuestra sociedad. La Asocia-ción Americana de Fabricantes de Combustibles y Petroquímicos (American Fuel & Petroche-mical Manufacturers) califica a esta industria como infraestructura crítica, pues es la respon-sable de producir los petroquímicos primarios a partir de los cuales se obtienen todos los ma-teriales médicos y de protección indispensables en esta emergencia sanitaria como guantes, mascarillas, trajes de protección, jeringuillas y todo tipo de materiales plásticos presentes en el sistema de salud. De esta manera, se anunció que la industria petroquímica americana no ha parado su operación.

Las principales incertitudes que podrían afectar el crecimiento del sector petroquímico son, el empleo de materias primas alternati-vas y los aspectos ambientales. Actualmente, existe una amplia investigación de materias

primas alternativas para el sector petroquími-co. Aunque, su penetración a escala industrial ha sido limitada y accesible solo en determina-das regiones, tal es el caso de la producción de plásticos a partir de la caña de azúcar en Brasil. Por tanto, el petróleo y el gas natural continua-rán empleándose mayoritariamente como ma-terias primas a nivel industrial. La creciente preocupación de proliferación de plásticos en el medio ambiente ha conducido a tomar dife-rentes políticas gubernamentales, en algunos casos ya en efecto como la prohibición de cier-tos plásticos de un solo uso, reciclaje de plásti-cos y manejo de basura plástica, sin embargo, el crecimiento esperado del sector compensará ampliamente estas disminuciones previstas (World Oil Outlook, 2019).

MOLÉCULAS BASE DE LA INDUSTRIA PETROQUÍMICA

Los productos petroquímicos finales son ob-tenidos a partir de compuestos conocidos como moléculas base, en literatura se les llama petro-químicos primarios, intermediarios de primera generación, mientras que en inglés se denominan “building blocks”. Estas moléculas base están al inicio de toda la diversidad de productos petroquí-micos finales que rodean nuestra vida cotidiana.

Las moléculas base que se obtienen mayori-tariamente a partir del petróleo componen dos grupos: las olefinas y los aromáticos. Dentro de las olefinas están el etileno, propileno y la co-rriente C4 (hidrocarburos olefínicos con cuatro átomos de carbono), y en el grupo de los aro-máticos se encuentran el benceno, tolueno y los xilenos, por sus iniciales conocidos como BTX.

El etileno (H2C=CH2), es el más pequeño de la familia de los hidrocarburos olefínicos y constituye la molécula base de mayor consumo

Figura 2. Consumo regional per cápita de plásticos y fertilizantes nitrogenados.(The future of petrochemicals, 2018).

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para la producción de varios productos petroquímicos finales como plásticos, resinas, fibras, etc. Así, el etileno puede ser polimerizado hacia el material plástico polietileno, pero también reacciona con el oxígeno para obtener óxido de etileno o con el benceno para obtener etilbenceno, importantes intermediarios químicos para la fabricación de una amplia gama de productos (Sundaram, K., et al., 2010). El propileno (CH3CH=CH2), es el segundo producto más importante en la industria petroquímica después del etileno. Importantes cantidades de propileno son empleados para producir plásticos como el polipropileno, así como para producir químicos de gran consumo como el acrilonitrilo, óxido de propileno, 2-propanol y cumeno (Calamur, N., y Carrera, M., 2005). El producto más valorizable de la corriente C4 es el 1,3 butadieno (CH2=CH-CH=CH2). Los elastómeros consumen la mayor parte de este compuesto, liderados por la manufactura del caucho estireno-butadieno (SBR por sus siglas en inglés “styrene-butadiene rubber”), caucho sintético con el mayor volumen de producción mundial, siendo su principal aplicación la fabricación de neumáticos (Sun, H., y Wristers, J., 2002).

El benceno (C6H6) es el compuesto aromático más simple y constituye una de las materias primas más importantes en la industria química. Se emplea como intermediario químico para la producción de varios compuestos industriales fundamentales como el estireno (plásticos, cauchos sintéticos), fenol (resinas fenólicas), ciclohexano (nylon), anilina (tintes), alquilbencenos (detergentes) y clorobencenos (tintes, insecticidas). Estos intermediarios alimentan numerosos sectores de la industria química permitiendo producir farmacéuticos, químicos de especialidad, plásticos, resinas, tintes y pesticidas (Fruscella, W., 2002). El tolueno (C7H8) es un hidrocarburo aromático cuyos productos finales mayoritarios son los poliuretanos (esponjas, aislantes, recubrimientos) y determinados solventes (adhesivos, pinturas, limpieza). El tolueno es también utilizado ampliamente para producir benceno y xilenos para satisfacer la demanda de estos compuestos (Dickson, E., 2000). Los xilenos (C8H10) consisten en tres isómeros: orto, meta y para xileno, los cuales difieren en la posición de los dos grupos metilos en el anillo bencénico. Los xilenos son utilizados como materia prima en la manufactura de plastificantes, plásticos (PVC rígido o flexible), fibras poliéster, solventes, tintes, películas plásticas. De los isómeros del xileno, el para xileno es el más importante en términos de demanda (Cannella, W., 2007).

Adicionalmente, a las olefinas y a los aromáticos se les consideran también como moléculas base al metanol y al amoníaco. Estas moléculas base son obtenidas a partir del gas de síntesis, mezcla de monóxido de carbono e hidrógeno, que se produce de la reacción de una fuente hidrocarbonácea con vapor. La fuente hidrocarbonácea más común es el metano (gas natural), pero también se puede em-plear crudo residual o carbón (Speight, J., 2020).

El amoníaco (NH3), es producido y usado extensivamente alrededor del mundo, aproximadamente el 85% de su producción se emplea en la manufactura de fertilizantes para el sector agrícola. La principal ruta de síntesis hacia la producción comercial de amoníaco es el reformado al vapor del metano. El principal uso del amoníaco es la fabricación de fertilizantes entre los que se destaca urea, fosfato mono y diamónico, solución urea - nitrato de amonio, etc. Otros usos incluyen la producción de ácido nítrico, fluido de escape diésel (conocido comercialmente como AdBlue), caprolactama, acrilonitrilo, ácido cianhídrico, explosivos, productos de limpieza, entre los principales (Pattabathula, V., 2019). El metanol puede ser empleado a modo de combustible en mezcla directa o indirectamente como metil ter-butil éter (MTBE) o para usos químicos en la producción del formaldehido (resinas, poliuretanos), ácido acético, metil metacrilato (plásticos) y oxo-alcoholes, importantes intermediarios de la industria química. También es utilizado como solvente en varias aplicaciones. En los últimos años, en China, hay un incremento importante del uso de metanol para la producción de olefinas y recientemente de aromáticos (Basile, A., y Dalena, F., 2017).

PRINCIPALES PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE LAS MOLÉCULAS BASE

Las olefinas (etileno, propileno y corriente C4) y los aromáticos BTX (benceno, tolueno y xilenos) son simultáneamente producidos en el proceso conocido como craqueo al vapor, en inglés “steam cracking”, considerado el corazón del complejo petroquímico. El craqueo al vapor consiste en una pirólisis de hidrocarburos saturados provenientes del petróleo o gas natural, en presencia de vapor de agua. La alimentación o carga más empleada para este proceso son el etano y la nafta, aunque actualmente, el gas licuado de petróleo (butano y propano) y ciertos cortes diésel (gasóleos) son también cargas importantes para el proceso. El craqueo al vapor está orientado a producir principalmente etileno y propileno, pero también en menor proporción y según la carga utilizada, la corriente C4 rica en butadieno y un

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corte C5+ (hidrocarburos con cinco o más átomos de carbón) que contiene un alto contenido en aromáticos, particularmente en benceno, denominado gasolina de pirólisis. La diversidad de los productos del craqueo al vapor posiciona a este proceso como una unidad clave, alrededor de la cual se incorporan las instalaciones del complejo de la química orgánica industrial, usuaria de los hidrocarburos de base producidos (Moulijn, V., et al., 2013).

Si bien las unidades de craqueo al vapor es-tán diseñadas para maximizar la producción de etileno, sin importar la carga empleada al proce-so, mientras más pesada es la carga, mayor es el rendimiento de otros productos formados. Así, por ejemplo, para cargas líquidas como naftas o gasóleos, los productos obtenidos están en el rango de olefinas y aromáticos, mientras que, para cargas más livianas como el etano, el prin-cipal producto es el etileno. La Tabla 1, presenta la influencia de la naturaleza de la carga sobre los rendimientos del craqueo al vapor (Raim-bault, C., y Lefebvre, G., 1995).

En la Tabla 1, también se observa que el hidrógeno es un subproducto del craqueo al vapor. Parte o todo el hidrógeno puede ser empleado para convertir subproductos como por ejemplo el acetileno o el propadieno en etileno y propileno. Si el hidrógeno producido no es empleado en el complejo industrial este puede ser vendido como combustible o materia prima para otros procesos químicos o de refinación de petróleo. En el caso de la

refinación de petróleo, el hidrógeno juega un papel fundamental como materia prima en los procesos de hidrotratamiento. Así, por ejemplo, en la eliminación de azufre en los cortes gasolina o diésel. La importante producción de hidrógeno en el sector petroquímico y la necesidad de este compuesto en el sector de refinación constituye una verdadera interacción entre estos dos sectores de la industria petrolera, concediendo importantes ventajas competitivas a los complejos industriales que han integrado la petroquímica con la refinación (Al-Qahtani, K., y Elkamel, A., 2010).

Mientras que el etileno es producido casi exclusivamente en las unidades de craqueo al vapor, el propileno es obtenido en importantes cantidades como subproducto de las operaciones de refinación, específicamente en la unidad de craqueo catalítico fluidizado (FCC). El rendimiento en masa del corte C3 (propano y propileno) de una unidad convencional de FCC se estima entre el 5 al 9% y dentro de esta corriente el propileno puede alcanzar hasta un 70% (Marcilly, Ch., 2003). Teniendo en cuenta el interés actual del propileno en la industria petroquímica, el corte C3 es económicamente muy interesante valorizarle. Así, numerosas refinerías han optimizado las condiciones de operación de las unidades de FCC para maximizar la producción de propileno y han puesto en marcha instalaciones de separación del propileno por destilación (Nilca, V., 2018). Se estima que la producción de propileno

Tabla 1. Influencia de la naturaleza de la carga sobre los rendimientos (% en masa) del proceso craqueo al vapor (Raimbault, C., y Lefebvre, G., 1995).

1Fracción o corte de petróleo cuya destilación se efectúa entre la temperatura de ebullición del pentano (36 °C) y 200 °C, a presión atmosférica.

ProductosObtenidos

Carga

Etano Propano Butano Nafta Diéselatmosférico

Gasóleode vacío

H2 (95% vol.) 8.8 2.3 1.6 1.5 0.9 0.8

Metano CH4 6.3 27.5 22.0 17.2 11.2 8.8

Etileno C2H4 77.8 42.0 40.0 33.6 26.0 20.5

Propileno C3H6 2.8 16.8 17.3 15.6 16.1 14.0

Butadieno C4H6 1.9 3.0 3.5 4.5 4.5 5.3

Otros C4 0.7 1.3 6.8 4.2 4.8 6.3

Nafta1 1.7 6.6 7.1 18.7 18.4 19.3

Benceno C6H6 0.9 2.5 3.0 6.7 6.0 3.7

Tolueno C7H8 0.1 0.5 0.8 3.4 2.9 2.9

Aromáticos C8 - - 0.4 1.8 2.2 1.9

No aromáticos C8 0.7 3.6 2.9 6.8 7.3 10.8

Combustible - 0.5 1.7 4.7 18.1 25.0


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en las unidades FCC alcanza un 30% de la producción mundial de esta molécula base de la petroquímica (The Future of Petrochemicals, 2018). En Ecuador la unidad de FCC de la Refinería de Esmeraldas produce una corriente de GLP que contiene alrededor del 30% en volumen de propileno, el cual podría ser recuperable mediante la implementación de columnas de destilación generando un impacto económico favorable a la refinería y el inicio de la petroquímica en el país. Otros procesos para la producción de propileno, aunque con una participación bastante reducida, son la deshidrogenación de propano y la metátesis de olefinas. Las olefinas también pueden ser producidas en el proceso metanol-a-olefinas, el mismo que solo se emplea en China, en donde existe una abundante disponibilidad de carbón del cual se produce el metanol.

La principal fuente de producción de BTX es el reformado catalítico, proceso empleado por los refinadores para mejorar el índice de octa-no de las gasolinas mediante la fabricación de aromáticos (Miño, A., 2019). Este procedimien-to produce un corte rico en aromáticos llama-do reformado a partir del cual se puede extraer y luego separar los aromáticos. El contenido de aromáticos de un reformado varía según la composición de la carga, generalmente nafta de destilación directa y de la severidad del proceso de reformado. La segunda fuente de aromáticos es la gasolina de pirólisis proveniente del cra-queo al vapor de naftas o gasóleos. El craqueo al vapor, cuyo rol principal es la producción de olefinas cortas como etileno o propileno, tam-bién produce una fracción más pesada cuyo in-tervalo de destilación es similar al de gasolina, fracción denominada gasolina de pirólisis, la cual es rica en BTX y particularmente en ben-ceno. El reformado o gasolina de pirólisis son tratados en el seno de un complejo industrial denominado complejo aromático. Este complejo petroquímico reagrupa unidades de extracción y purificación de productos aromáticos de muy alta pureza (>98%), pero también unidades de conversión catalítica, con la finalidad de cubrir la demanda del mercado petroquímico (Guillon, E., et Leflaive, P., 2011). La unidad de reforma-do catalítico de la Refinería Esmeraldas tiene la capacidad de orientar su operación hacia la producción de BTX. Sin embargo, es prioritario en el país la producción de naftas de alto octa-no para la fabricación de gasolinas automotri-ces. Por otro lado, la instalación de un complejo aromático que permita extraer los BTX es una inversión bastante elevada.

El proceso principal para producir tanto

amoníaco como metanol es el reformado al vapor (en inglés “steam reforming”) del gas natural. No obstante, la etapa de síntesis que tiene lugar después de este proceso difiere en cada compuesto, en la síntesis de Haber Bosch para el amoníaco y la síntesis de metanol a varias presiones, la necesidad del gas de síntesis es común en los dos. Cortes petroleros como nafta, gas licuado de petróleo y fuel-oil, pueden ser utilizados ya sea con el reformado al vapor o mediante una ruta similar hacia gas de síntesis conocida como oxidación parcial (Moulijn, V., et al., 2013). China, es el único lugar en donde se utiliza carbón como materia prima para producir amoníaco y metanol, pasando primero por un proceso de gasificación antes de la producción de gas de síntesis (Basile, A., 2017).

MATERIAS PRIMAS PARA LA OBTENCIÓN DE MOLÉCULAS BASE

Las olefinas y aromáticos se obtienen a par-tir de ciertos cortes petroleros producidos en refinación, así como de los hidrocarburos pre-sentes en el gas asociado que sale a la superficie durante la extracción del crudo. Los principales cortes petroleros obtenidos del fraccionamiento de petróleo que se emplean para alimentar la fi-lial petroquímica son gas licuado de petróleo o GLP (propano y butano), nafta y ciertos cortes, diésel o gasóleos. En la Figura 3, se presenta un esquema general del fraccionamiento de crudo en una refinería de mediana conversión donde se identifican los cortes petroleros que pueden alimentar la industria petroquímica, además de las moléculas base de la petroquímica que se producen en la refinación del petróleo.

Del gas asociado, mezcla que contiene prin-cipalmente metano (típicamente más del 80% en volumen), se puede obtener etano, propano, butano e hidrocarburos más pesados que el bu-tano, denominados hidrocarburos C5+ y conoci-dos comúnmente como condensados. Todos es-tos hidrocarburos pueden ser empleados como materia prima para la industria petroquímica. La Figura 4, presenta un esquema general del fraccionamiento del gas asociado proveniente de los pozos petroleros.

De aproximadamente 13 millones de barriles por día de crudo, principalmente etano o nafta, más del 90% entran al sector petroquímico como materia prima para ser transformados en olefinas y aromáticos. Muy pequeñas cantidades son empleados para la producción de metanol o amoníaco y el restante se utiliza en la producción de otros químicos. La demanda de gas natural para el sector petroquímico se estima en 105 billones de metros cúbicos, de estos el 25% es empleado

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en la producción de metanol y la mayoría restante para producción de amoníaco. La demanda de carbón que alimenta la industria petroquímica se estima en 80 millones de toneladas, de los cuales casi en proporciones iguales se emplean en generar metanol y amoníaco. Aproximadamente, 190 millones de toneladas de moléculas base son producidas en el sector de refinación como subproductos, alimentando el sector químico hacia procesos posteriores. En otros términos, más de 500 millones de toneladas de crudo equivalente de materia prima es consumida para producir 1 billón de toneladas de productos químicos, siendo el crudo la principal materia prima para la producción de olefinas y aromáticos mientras que el gas natural y el carbón para la obtención de metanol y amoníaco (The Future of Petrochemicals, 2018).

CONCLUSIONESLa perspectiva del sector petroquímico le

ubica como el principal conductor del creci-miento de la demanda de crudo, muy por delan-te del transporte terrestre. Los productos petro-químicos tienen relación directa con la calidad de vida, conforme las economías de los países

crecen, el consumo de petroquímicos aumenta. Estos fundamentos sólidos han direccionado a las grandes empresas petroleras a considerar el sector petroquímico como una prioridad estra-tégica de crecimiento.

Las moléculas base o petroquímicos prima-rios constituyen las olefinas (etileno, propileno, corriente C4), los aromáticos (benceno, tolueno y xilenos), el amoníaco y el metanol, compues-tos que están al inicio de toda la diversidad de productos petroquímicos finales, principalmen-te de plásticos y fertilizantes.

El craqueo al vapor, considerado el corazón del complejo petroquímico, produce olefinas y aromáticos y puede aceptar cargas variadas, desde etano hasta ciertos cortes de diésel. El hi-drógeno es un subproducto del proceso y puede alimentar el sector de refinación para los proce-sos de hidrotratamientos, logrando una verda-dera integración entre la refinación y la petro-química.

Las unidades de refinación que producen im-portantes cantidades de moléculas base para la petroquímica son el craqueo catalítico fluidiza-do (FCC) y el reformado catalítico. En Ecuador existe la oportunidad de valorizar el propileno

Figura 3. Esquema gene-ral del fraccionamiento de crudo en una refinería de mediana conversión. En amarillo los cortes petroleros que pueden alimentar la industria petroquímica y en azul las moléculas base de la petroquímica producidas en la refinería.

Figura 4. Esquema del fracciona-miento del gas asociado provenien-te de los pozos petroleros. En ama-rillo, los hidrocarburos que pueden alimentar la industria petroquímica.


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que se produce en la unidad de FCC propiciando el inicio de la industria petroquímica en el país.

A partir de gas natural o carbón, el reforma-do al vapor es el proceso que permite obtener gas de síntesis que constituye el paso previo a la producción de amoníaco y metanol, moléculas base que están al inicio de la cadena de produc-ción de fertilizantes e intermediarios químicos respectivamente.

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tróleo, World Oil Outlook 2019, noviembre 2019, ISBN 978-3-9503936-8-2.

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Enfrentando la Realidad COVID-19Autores: María Belén Polanco y John Jacinto Zambrano Celly

RESUMENFrente a una nueva realidad, es preciso iden-

tificar que todo reto implica una oportunidad y, con ello, un proceso de innovación. Schlumber-ger se plantea esta innovación a través de las ac-ciones y respuestas frente a la crisis por la pan-demia de COVID-19 y establece cuatro pilares para sostener su actuación: educar, comunicar, mitigar y colaborar. El desarrollo e implemen-tación de estas acciones implica un compromiso con sus empleados, clientes, contratistas y co-munidades de las zonas de influencia de su acti-vidad para inmiscuir a toda la industria y asumir posiciones frente a los asuntos relevantes y de interés común.

Faced with a new reality, it is necessary to identify that every challenge implies an oppor-tunity and, with it, a process of innovation. Schlumberger considers this innovation throu-gh actions and responses to the pandemic CO-VID-19 crisis and establishes four pillars to sustain its performance: educate, communicate, mitigate and collaborate. The development and implementation of these actions implies a com-mitment to its employees, customers, contrac-tors and communities in the areas of influence of its activities to involve the entire industry and take positions on relevant issues of common in-terests.

INTRODUCCIÓN:La planificación de una empresa a nivel fi-

nanciero, económico y gerencial, se realiza desde meses antes de iniciar un nuevo año. Esto no es un secreto, es nada más un hecho. A partir de dicha planificación se construyen escenarios po-sibles y tanto las estrategias como las acciones, se arman en ese sentido.

¿Qué pasa cuando se presenta un escenario que no se anticipaba? Esta es una pregunta que, si alguien se la hizo antes, de seguro no imaginó la realidad actual y sus retos.

Varios son los elementos que han edificado este contexto completamente nuevo, inesperado y caótico. Una crisis global aguda a nivel sanita-rio que detonó la caída de la demanda general de productos (existen salvedades, por supuesto), una economía paralizada y retraída; y repercu-siones sociales y políticas. Es decir, parámetros

que consolidan hoy una realidad diferente, don-de los planes y las acciones son reemplazados por un nuevo paradigma: la incertidumbre.

En este contexto, nuevo para todos los acto-res sociales y políticos, las diferentes industrias, incluyendo a la de petróleo y gas, están experi-mentando un crecimiento débil o incluso nulo, y sumados a estos riesgos descritos, están los riesgos de su entorno empresarial y local. Estas condiciones obligan a cambiar la perspectiva y la forma de operar. Lejos está la industria de petró-leo y gas de pasar por alto este nuevo reto.

La creciente complejidad del panorama al que nos enfrentamos debe ser considerada como uno de los momentos históricos que definirán nues-tra próxima época. La industria debe prepararse para escenarios que no estuvieron antes pro-puestos: cambios de dinámicas, interacción en mercados diferentes, y expectativas distintas de los grupos de interés y clientes. Esto debe signi-ficar solo una cosa: oportunidad.

Como concepto, la oportunidad significa aprovechar el lugar y momento. Y el momento actual es idóneo, en especial porque permite dar la importancia correspondiente a la innovación como un elemento fundamental del crecimiento.

En Schlumberger, la innovación no es un con-cepto nuevo; y, sin embargo, debe ser abordado desde diferentes perspectivas. La innovación se convierte en una prioridad. Su aplicación para entender las nuevas necesidades de todos nues-tros grupos de interés servirá para construir nuevas formas para comunicarnos con ellos.

Ventajosamente, la innovación en Schlumber-ger viene impulsada desde la gerencia y se apoya en cada uno de sus miembros como parte de la estrategia de mejora permanente y transforma-ción continua, coherente con el discurso y la for-ma en que gestionamos nuestras relaciones.

Estas condiciones son propicias para asumir el rol de servicio a nuestros clientes, rol que to-das las empresas deben tomar, ya que la preocu-pación por lo que ocurre en el mundo constituye un sentimiento compartido. En este sentido, Schlumberger se ha propuesto poner como pun-tos base para sus acciones, cuatro pilares: educar, comunicar, mitigar y colaborar.

ACCIONES EMPRENDIDASLas acciones que la empresa ha emprendido

Palabras clave:Oportunidad, innovación,

educar, comunicar, mitigar, colaborar,

desempeño.

Key Words:Opportunity, innovation,

educate, communicate, mitigate, colaborate,

performance.

Fecha recepción: 05 de junio de 2020

Fecha aprobación:08 de junio de 2020

María Belén Polanco: Comunicadora Social,

con maestría en Dirección de Comu-

nicación Corporativa. Actualmente se

desempeña como Especialista MarCom

para LAN.

John Zambrano Celly: Médico Cirujano y

Especialista en Salud Familiar, con maestrías en Salud Pública (Instituto de

Medicina Tropical Príncipe Leopoldo de Amberes) y en Seguridad, Salud

y Ambiente (USFQ y Universidad de

Huelva). Actualmente es Gerente de Seguri-dad, Salud, Ambiente y Responsabilidad So-

cial de los proyectos APS de Schlumberger

en Ecuador.

Enfrentando la Realidad COVID-19

Autores: María Belén Polanco / John Jacinto Zambrano Celly - Schlumberger

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en esta nueva realidad como parte de su gestión, están enmarcadas dentro de los cuatro pilares en los que consideramos necesario apuntalar la forma de asumir compromisos con nuestros clientes y comunidades. Estas están enfocadas a temas relevantes para cada uno de los diferentes grupos de interés, con la intención de satisfacer necesidades específicas.

En cuanto a EDUCAR, nuestro primer pilar, hemos puesto en práctica acciones que se enfo-can en las necesidades de los colaboradores, las comunidades y nuestros clientes.

Con enfoque a los colaboradores, se puso en marcha entrenamientos virtuales a través de nuestros sistemas internos (QUEST), los cuales deben ser tomados por todos los empleados, ya que hay obligación de certificarse. La empresa facilita información actualizada, capacitación a través de entrenamientos y documentos infor-mativos, además de herramientas tecnológicas que apoyan al empleado durante esta situación.

De igual manera, el departamento de Seguri-dad y Salud (HSE) lleva a cabo el proyecto HSE for Youth, mediante el cual se imparten talleres de aproximadamente dos horas, dirigidos a los hijos de los empleados de entre 7 y 17 años. En vista de los buenos resultados, estos mismos ta-lleres se extendieron a los niños de las comuni-dades.

El objetivo primordial es empoderar a los ni-ños y adolescentes para que luego de analizar los riesgos a los que se enfrentan, sepan tomar deci-siones. Se tratan temas definidos como: cambio climático, ébola, primeros auxilios, HIV, preven-ción de lesiones, seguridad del internet, malaria, seguridad personal, seguridad vial, cuidado del agua y, actualmente, el COVID-19.

Los talleres HSE for Youth eran impartidos de forma presencial, en oficinas para los hijos de los empleados y en las escuelas de las comuni-dades de las zonas de influencia. Ahora, en vista de las circunstancias de confinamiento, se puso en marcha la modalidad en línea como estrategia para mantener dichos talleres.

Por otro lado, para nuestros clientes y a ma-nera de retar a la rutina en vista de las nuevas dinámicas, la empresa ha organizado charlas en vivo. Este proyecto tiene dos aristas:

La primera engloba charlas técnicas, conoci-das como webinars, que están dirigidas a clientes en diferentes áreas de la industria de petróleo y gas, y cuyos intereses técnicos, por el confina-miento, han debido ser aplazados. Para solventar esta carencia, nuestras charlas crean un espacio informativo desde donde el personal de Schlum-berger, capacitado y con experiencia, expone un tema en cada sesión. El objetivo es mantener la

relación cercana con nuestros clientes, solventar la falta de entrenamientos y crear canales de co-municación bidireccionales. Siendo una empresa que acompaña y comparte conocimientos, consi-deramos necesarios este tipo de espacios donde satisfacemos necesidades de maneras alternati-vas.

La segunda arista, aunque también se trate de transmisiones en vivo, tienen una intención di-ferente. Mediante el uso de tecnología, propone-mos transmisiones para una audiencia específica de nuestros clientes con un contenido más infor-mativo y con la intención de socializar estrate-gias y protocolos propuestos por la empresa para enfrentar las condiciones actuales de trabajo y los nuevos retos a los que nos enfrentaremos en las operaciones y tareas administrativas diarias.

En la primera reunión, “Acciones Tomadas frente al COVID-19”, que tuvo lugar el 30 de abril, Schlumberger compartió las buenas prác-ticas y protocolos de HSE que puso en marcha y que han logrado la continuidad de las operacio-nes, tanto en campo, como en oficinas Quito, a través del teletrabajo.

Las reacciones favorables de parte de nues-tros clientes en Ecuador, Colombia y Perú mues-tran la necesidad de mantener y fomentar estos espacios. Es así como, el 19 de mayo, se mantuvo una segunda sesión abordando las estrategias y protocolos que están ya en marcha en la compa-ñía con la intención de regresar a las labores en una nueva normalidad.

Este proyecto se apuntala también en nuestro segundo pilar: COMUNICAR.

En este sentido, Schlumberger ha buscado mecanismos necesarios para mantener una co-municación fluida, cercana y clara con sus clien-tes y grupos de interés. La conformación de un Comité de Manejo de Crisis constituye el primer paso a seguir al momento de gestionar una si-tuación de crisis en cualquier organización. Y, el contexto actual, es el escenario por naturaleza para la conformación de un equipo que esté al frente de la organización con la intención de en-caminar la comunicación interna y externa de la mejor manera. Por ello, Schlumberger conformó su Comité o CMT con la participación de las altas gerencias, con el objetivo de mantener fluidez en la información.

Siguiendo este mismo pilar, la compañía ha recurrido a comunicaciones directas y oportunas para estar en contacto con sus clientes, emplea-dos, comunidades y demás grupos de interés de la industria, consciente que una comunicación constante y transparente es ideal para mantener las relaciones. En este contexto, Schlumberger considera primordial poner a disposición canales

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de comunicación con información relevante y ac-tualizada. Uno de ellos es su página web oficial, slb.com, en donde se comparte información so-bre el estado general de la emergencia sanitaria.

Bajo esta misma premisa se construye la rela-ción con sus empleados. El flujo de información se ha conservado e incluso reforzado gracias a la tecnología. Se implementó la aplicación CO-VID-19 Schlumberger Safe, la cual despliega en tiempo real el número de casos, tanto a nivel lo-cal como global; diversidad de información con links de interés, estado actual de la emergencia a nivel global y local, infografías y lineamientos al alcance del celular.

Además, se incluyó Stay Connected, una he-rramienta tecnológica implementada por la compañía que permite al colaborador estar en contacto con su equipo de trabajo y dar apoyo tanto emocional como técnico.

Por otro lado, se ha tomado en cuenta la ne-cesidad de diversificar los soportes, dado que el nivel de acceso a la información por internet, por ejemplo, no es el mismo para todos.

En el caso de las comunidades, se vio la necesi-dad de recurrir a mecanismos que nos permitan tener mejor acercamiento, como ayudas gráficas e infografías, las cuales son utilizadas en muchos escenarios con la intención de ampliar nuestro alcance y llegar a mayor cantidad de público.

Nuestro tercer pilar es MITIGAR y, en este sentido, Schlumberger maneja estrategias y pro-tocolos que tienen como propósito principal cui-dar a sus empleados y contar con medidas para asegurar el bienestar de su gente, comunidades y clientes, así como la continuidad de las activi-dades.

Dado que esta situación presenta retos dife-rentes, Schlumberger elaboró el Estándar 26, en el cual se detallan los mecanismos, estrategias y respuestas frente al COVID-19, mismo que se socializó de forma externa e interna para así lograr el trabajo en equipo, tanto de empleados, como de clientes y distintos grupos de interés.

Para Schlumberger, el manejo de la emergen-cia viene amparado por reglas claras que logran una respuesta adecuada por parte de los involu-crados. Hacia determinar las decisiones a tomar, la compañía evalúa los riesgos mediante diferen-tes herramientas: auditorias de cumplimiento 1. Infografía herramienta Stay Connected

4. Infografía Distanciamiento Social

2. Infografía Elementos de Protección

3. Infografía Prevención de Lesiones

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(con preguntas sobre controles críticos, evalua-ción de la preparación), planes de respuesta a emergencias (ERP), reuniones diarias por país para evaluación de la crisis, evaluación continua de logística y cadena de suministros y, por su-puesto, se comparten las lecciones aprendidas y mejores prácticas.

Como último pilar, Schlumberger plantea CO-LABORAR. Esta es una necesidad actual para enfrentar la crisis. Y con ello, el eje de Colaborar va más allá. La empresa está comprometida con la comunidad, en especial con aquellas que se en-cuentran en su zona de influencia. Varios han sido los planes puestos en práctica y las accio-nes enfocadas en primera instancia a las zonas y poblaciones más vulnerables. Entre los emplea-dos también ha sido evidente el ánimo por ser solidarios, tanto para participar en las entregas como en la elaboración de protectores faciales, hasta el aporte voluntario en compras de kit de alimentos.

Adicional, Schlumberger se ha propuesto compartir con nuestros clientes y con la indus-tria en general, desde el Estándar 26, sus proto-colos y respuestas frente a la emergencia; hasta las infografías sobre buenas prácticas, pasando por las lecciones aprendidas y los procesos ne-cesarios para lograr sobrellevar la realidad y dar continuidad a las operaciones.

CONCLUSIÓNEn un escenario tan imprevisto como el ac-

tual, la voluntad y el compromiso de las compa-ñías son necesarios para afrontar los retos que se vienen por delante. Pero no solamente como una estrategia interna, sino más bien como una propuesta global que abarque a la industria en general y que construya el nuevo paradigma de acción.

Y es que la capacidad para adaptarse y superar la situación que nos ha afectado debe ser un sen-timiento compartido y debe manifestarse tam-bién como el deseo de que los demás superen la adversidad. Es decir, la resiliencia debe provocar el deseo de ayudar a los demás también a salir adelante.

Las acciones, compromisos y decisiones que se tomen, marcarán el curso de la industria y, de ser tomada como una oportunidad, provocarán cambios que nos llevarán a crecer.

Con el siguiente código QR podrás realizar la so-licitud de la información en mención.

5. Página oficial de Schlum-berger con información para clientes.

6. Fotografía de la aplicación interna.

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Av. 12 de Octubre N26-48 y Abraham Lincoln, Edi�cio Mirage, Piso 3, O�cina 3CTeléfonos de contacto: (593-2) 450-3164 - 450-3169



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PERFORACIÓNEstimación de las tensiones

alrededor del pozo para optimizar la perforación en el

campo Pacoa

PRODUCCIÓNDiseño y Caracterización de un

Propante Nacional para Fracturamiento de Pozos de Petróleo

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Estimación de las tensiones alrededor del pozo para

optimizar la perforación en el campo Pacoa

PPPPPPPPPPPPPPPPRRRRRRRRRRRRRRRROOOOOOOOOOOOOOOODDDDDDDDDDDDDDDDUUUUUUUUUUUUUUUCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCIIIIIIIIIIIIIIIÓÓÓÓÓÓÓÓÓÓÓÓÓÓÓNNNNNNNNNNNNNNNNNDDDDDDDiiiiiiisssssseeeeeeeeññññññññoooooo yyyyyyyy CCCCCCaaaaaaaarrrrrrrraaaaaaaacccccctttttttteeeeeeeerrrrrrrriiiiiiizzzzzzaaaaaaaacccccciiiiiiióóóóóónnnnnnnn ddddddddeeeeeeee uuuuuuunnnnnnn

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PRODUCCIÓNDiseño y Caracterización de un

Propante Nacional para Fracturamiento de Pozos de Petróleo

Edición No. 026 - SEPTIEMBRE 20201 000 EJEMPLARES ISS

N 1

39

0-

88

12

SSABuenas prácticas en el

relacionamiento comunitario contexto COVID-19

SSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSSAAAAAAAAAAAAAAAABBBBBBBBuuuuuueeeeeeeennnnnnnnaaaaaaaasssssss pppppppprrrrrrrrááááááááccccccttttttttiiiiiiiccccccaaaaaaaasssssss eeeeeeeennnnnnnn eeeeeeeelllllll

rrrrrrrreeeeeeeelllllllaaaaaaaacccccciiiiiiioooooonnnnnnnaaaaaaaammmmmmmiiiiiiieeeeeeeennnnnnnttttttttoooooo ccccccoooooommmmmmmuuuuuuunnnnnnnniiiiiiittttttttaaaaaaaarrrrrrrriiiiiiioooooo rrccccccoooooonnnnnnnntttttttteeeeeeeexxxxxxxxttttttttoooooo CCCCCCOOOOOOVVVVVVVVIIIIIIIDDDDDDD-----11111119999999

SSABuenas prácticas en el

relacionamiento comunitario contexto COVID-19

3

F

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 26 - Quito, Septiembre 2020

PRESENTACIÓN

Estimados Lectores:

La Edición Nº 26, Septiembre 2020 de la Revista PGE PETRÓLEO&GAS recoge valiosa información; artículos técnicos, estadísticas y reportes del sector petrolero que esperamos sean un aporte en la gestión de sus empresas.

Iniciamos la sección técnica con un artículo sobre Diseño y Caracterización de un Propante Nacional para Fracturamiento de Pozos de Petróleo. A continuación, Halliburton presenta un trabajo sobre el nuevo enfoque para perfeccionar el diseño de la cementación y mejorar su rendimiento en pozos del Campo MDC.

La empresa Santa Elena Petroleum participa con el artículo Estimación de las tensiones alrededor del pozo para optimizar la perforación en el campo Pacoa. Cerramos la parte técnica con el estudio

los proyectos de energía geotérmica.

buenas prácticas que deben seguirse en cuanto al relacionamiento con las comunidades en la zona

Esperamos que esta nueva edición sea de su interés.


4


CONTENIDO


6

13

22

32

40

51

CONSEJO EDITORIAL

Ing. Ernesto Grijalva

Director Ejecutivo


(AIHE)

Evaluador Técnico Externo:

Ing. José Luis Ziritt

Coordinación:

Mayra Revelo


(AIHE)

Editor Responsable

Sandra Mosquera, Globalcorp

Diseño

Juan Centeno, Globalcorp

Fotografías

Wikipedia

Colaboradores:

Pablo Daniel Benalcázar Flores, Jhon Franklin Umaquiza

Biscarra y Diana Stefannía Chávez Quintana, Marco Cayo, Luz

Moreno, Juan Stacey, Marco Loaiza y Félix Ramirez, Juliana

Santos, Francisco Porturas y Darwin Vega

Nota Editorial:

Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son

proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores

de cada estudio.

Impresión: Globalcorp

Tiraje: 1000

Número: 026 - Septiembre 2020

Frecuencia: Trimestral

Lugar de Edición: Quito - Ecuador

ISSN: 1390 - 8812


[email protected]

www.revistapetroleogas.com

Globalcorp:

[email protected]

Teléf: (593-2) 2590 084

Celular: 099 5404195

EstadísticasAIHE

Buenas prácticas en el relacionamiento comunitario

Darwin Vega

Diseño y Caracterización de un Propante Nacional para Fracturamiento de Pozos de PetróleoPablo Daniel Benalcázar Flores, Jhon Franklin Umaquiza Biscarra y Diana Stefannía Chávez Quintana

proyectos de energía geotérmicaFrancisco Porturas

Un nuevo enfoque para perfeccionar el diseño de la cementación y mejorar su rendimiento en pozos del Campo MDCMarco Cayo, Luz Moreno, Juan Stacey, Marco Loaiza y Félix Ramirez

Estimación de las tensiones alrededor del pozo para optimizar la perforación en el campo PacoaJuliana Santos

trimestral de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador. Esta revista especializada en la industria petrolera reúne artículos y estudios técnicos, reportes de torres de perforación e información de interés relacionada con el sector.

n Andes Petroleum Ecuador Ltd. hemos incorporado estrictos protocolos de bioseguridad para garantizar la salud e integridad de nuestros empleados, proveedores de servicio y, sobre todo, de las comunidades aledañas a nuestra operación.

Extendimos a 21 días el periodo para los cambios de turno de nuestras operaciones de Campo. Los empleados deben permanecer previamente aislados en hoteles de Quito, Lago Agrio y El Coca, donde se les practica pruebas PCR y una vez verificado que el resultado sea negativo, son transportados en aviones desinfectados, siguiendo todos los protocolos de prevención y control definidos. Solo así pueden ingresar a los campamentos donde la entrada de visitantes está prohibida; el mismo protocolo de admisión se ha extendido a los miembros de empresas proveedoras de servicios.

Los pedidos de las comunidades ahora los recibimos a través de correo o llamadas telefónicas. No obstante, nuestros dispensarios médicos comunitarios siguen con su servicio, que prioriza la atención inmediata a los casos de COVID-19, previo a ser derivados a los centros del Ministerio de Salud. Entregamos periódicamente los insumos médicos más solicitados a las familias afectadas por la pandemia y nuestros médicos dan charlas a los habitantes sobre prevención y control de COVID-19.

Hemos dispuesto que nuestro personal administrativo trabaje en casa, para esto incrementamos nuestra infraestructura tecnológica. Monitoreamos constantemente su estado de salud y el de sus familias para una atención inmediata, en caso de cualquier eventualidad.

De esta manera, sin escatimar recursos en bioseguridad, mantenemos nuestra productividad para beneficio del Ecuador.

E

Andes Petroleum Ecuador Ltd.: Bioseguridad para la productividad

REPORTES

6


I



CONTRATISTA RIG No. TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

CCDC CCDC 025 ZJ70DB - 2000 HP STDBY DORINE G PAD (ANDES PETROLEUM)

CCDC CCDC 036 ZJ70D -2000 HP RESTARRT DRILLLING OPERATIONS IN MIDDLE SEPTEMBER

CCDC CCDC 066 ZJ70D -2000 HP RESTARRT DRILLLING OPERATIONS IN MIDDLE SEPTEMBER

CCDC CCDC 037 ZJ70DB - 2000 HP STDBY. IN KUPI E PAD (PETRORIENTAL)

CCDC CCDC 038 LAGO AGRIO BASE

CCDC COCA BASE

CCDC ZJ70DB - 2000 HP

EQUIPENINSULA HEARTLAND RIG INTERNATIONAL (HRI) 850 HP ANCON BASE. PACIFPETROL (SINERGY GROUP)

HILONG HL 7 ZJ70D - 2000 HP SINGUE B PAD (GENTE OIL)

HILONG ZJ70D 2000 HP DEMOBILIZING FROM MIRA PAD (ORION) TO COCA BASE

PETREX 20 COCA BASE

PETREX 5824 COCA BASE

SINOPEC ZJ70/4500D - 2000 HP CYFOIL CAMP (CUYABENO AREA)

SINOPEC ZJ70D - 2000 HP PINDO CAMP

SINOPEC ZJ70D - 2000 HP COCA BASE

SINOPEC ZJ70D - 2000 HP OSO A PAD

SINOPEC ZJ70/4500D 2000 HP COCA BASE

SINOPEC ZJ70DB - 2000 HP YURALPA PAD (WAYRA ENERGY)

SINOPEC ZJ70DB - 2000 HP COCA BASE

SINOPEC ZJ70DB - 2000 HP COCA BASE

SINOPEC ZJ70DB - 2000 HP OSO H PAD (WAYRA)

SINOPEC COCA BASE

SINOPEC ZJ70D/4500D50 - 2000 HP COCA BASE

SINOPEC ZJ70DB - 2000 HP CUYABENO PAD (PAM/CUYABENO PETRO)

SINOPEC 220 COCA BASE



COCA


RPT - 402 SHUSHUFINDI BASE

TUSCANY DRILLING HELI RIG 200O HP INCHI C3 PAD (ENAP SIPEC)

TUSCANY DRILLING COCA BASE



EP PETROAMAZONAS TRIBOILGAS 202 AFTER RUNNING 7" LINER HANGER

EP PETROAMAZONAS CCDC CCDC 028 ZJ70DB - 2000 HP


REPORTES

7


I


CONSORCIO PETROSUD ORIENDRILL S.A. LOADCRAFT 650 W.O.

ENAP SIPEC PARAISO 24 ORIENDRILL S.A. LOADCRAFT 650 W.O.

ORION ENERGY RON 03 IRI 2042 / FRANKS 600 W.O.

PETRORIENTAL CCDC XJ650 - 650 HP" W.O.

PLUSPETROL PLUSPETROL PP 02 OIME 500 W.O.

REPSOL GINTA B33H SINOPEC XJ 650 - 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS COCK 048 CCDC 42 XJ550 - 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SCHAE 374 ESPINEL & ASOCIADOS XJ 650 W.O.

EP PETROAMAZONAS FAST DRILLING XJ 650 (700 HP) W.O.

EP PETROAMAZONAS TRIBOILGAS 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS TRIBOILGAS 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PAKA NORTE 003 TRIBOILGAS LCT 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS TRIBOILGAS LOADCRAFT 550 W.O.

EP PETROAMAZONAS PARAHUACU 08 TRIBOILGAS CROWN 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS TRIBOILGAS LOADCRAFT 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS ATACAPI 25 TRIBOILGAS W.O.

EP PETROAMAZONAS ACAO 068 GEOPETSA 4 UPET 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS CLBB 034 TUSCANY DRILLING CARE 665 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS2 GEOPETSA 3 WILSON 42B 500 W.O.

EP PETROAMAZONAS2 SHSW 205 GEOPETSA 7 W.O.

Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador

REPORTES

8


I

Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Workover [email protected]


CCDC CCDC 40 “ZJ20 - 650 HP” COCA BASE

CCDC XJ550 - 650 HP COCA BASE

CCDC CCDC 52 "ZJ - 650 HP” COCA BASE


DYGOIL 30 CAMERON 600 SHUSHUFINDI BASE. PREPARRING TO MOBILIZE TO ARMADI-

GEOPETSA 5 PREPARRING TO MOBILIZE TO WORK FOR IGAPO (LAGO AGRIO 64)

GEOPETSA 6 ZPEC 650 COCA BASE

HILONG HL - 3 -

HILONG

HILONG HL - 28 COCA BASE

LOXODONTA ELEFANTE CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY) COCA BASE

PLUSPETROL ECUADOR OIME 750SL

SINOPEC XJ 650 - 650 HP STDBY. LMNK PAD (PAM/PAÑATURI)

SINOPEC ZJ30 - 750 HP COCA BASE

SINOPEC ZJ30 - 750 HP COCA BASE

SINOPEC XJ 550 - 550 HP COCA BASE

SINOPEC XJ 650 - 650 HP STBY EDYK PAD (PAM, KAMANA OPERATION)







TRIBOILGAS 5 COCA BASE




TRIBOILGAS COCA BASE

TRIBOILGAS 203 COCA BASE

TRIBOILGAS 204

TRIBOILGAS 205 TAMBILLO (QUITO)

TRIBOILGAS 206 TAMBILLO (QUITO)

TUSCANY DRILLING CARE 550 HP STACKED PICHINCHA PAD

TUSCANY DRILLING CARE 650 HP COCA BASE


9


I ESTADÍSTICAS

10,00

30,00

50,00

70,00

90,00

110,00

130,00

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20





PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS FEBRERO 2018 - AGOSTO 2020

(BPPD)

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

feb.

-18

mar

.-18

abr.-

18m

ay.-1

8ju

n.-1

8ju

l.-18

ago.

-18

sep.

-18

oct.-

18no

v.-1

8di

c.-1

8en

e.-1

9fe

b.-1

9m

ar.-1

9ab

r.-19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19ag

o.-1

9se

p.-1

9oc

t.-19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20m

ay.-2

0ju

n.-2

0ju

l.-20

ago.

-20

SUBTOTAL CÍAS PRIVADAS SUBTOTAL CÍAS ESTATALES

10


IESTADÍSTICAS



PETROAMAZONAS EP






ORIONOIL ER S.A.

11


I ESTADÍSTICAS


PETROORIENTAL S. A.





PETROBELL INC.

F


13

Diseño y Caracterización de un Propante Nacional para Fracturamiento de Pozos de PetróleoAutores: Pablo Daniel Benalcázar Flores, Jhon Franklin Umaquiza Biscarra, Diana Stefannía Chávez Quintana

RESUMENEl fracturamiento hidráulico de pozos de hidro-

carburos es una de las técnicas de mejoramiento

de la producción más atractivas desde el punto

de vista económico, para extender la producción

de campos maduros. En esta técnica, el rubro

por concepto de material propante (que sirve

para mantener abiertas y permeables las frac-

turas creadas) es significativo, por lo tanto, es

conveniente encontrar y/o diseñar un material

nacional que sea capaz de cumplir con la nor-

mativa API para ser utilizado como material

propante, y generar una alternativa de ahorro

al evitar la importación de este producto, con-

sumiendo materiales locales de menor costo. El

presente trabajo detalla la selección de materia-

les candidatos a ser utilizados para el diseño de

propantes, los procesos físicos para su diseño,

ensayos de laboratorio a los que fueron someti-

dos, rediseño de aquellos materiales catalogados

como los más opcionados y la caracterización fi-

nal de aquel encontrado como el más apropiado,

basados en la normativa API RP 19C.

SUMMARYHydraulic fracturing of hydrocarbon wells

is one of the most economically attractive

production enhancement techniques for

expanding production in mature fields. In this

technique, the cost of the proppant material

(which serves to keep open and permeable

the fractures created) is significant. That´s

why it is convenient to find and / or design a

national material capable of complying with API

regulations to be used as proppant material.

Generating in this way a saving alternative by

avoiding the importation of this product, using

less expensive local materials. This paper details

the selection of candidate materials to be

used for the design of proppants, the physical

processes for their design, the laboratory tests

that they were subjected, the redesign of those

materials classified as the most chosen and the

final characterization of that found as the most

appropriate based on the API RP 19C standard.

INTRODUCCIÓNLa técnica de fracturamiento hidráulico ha sido

factor clave para la explotación de yacimientos

no convencionales, así como para extender la

producción de campos maduros. Las mejoras

obtenidas en la productividad a cambio de in-

versiones relativamente bajas, hacen del fractu-

ramiento hidráulico una de las técnicas de mejo-

ramiento de la producción más atractivas desde

el punto de vista económico. (Bustos, 2013)

El éxito de un fracturamiento hidráulico ra-

dica en la selección de un adecuado agente de

sostén o también llamado propante, que “apun-

tale” o evite se cierren las fracturas que se crean

con esta técnica de estimulación de pozos, y

formar así canales altamente conductivos los

cuales permitan el paso de los fluidos hacia el

pozo tratado.

La efectividad de los materiales propantes

determina la productividad del pozo tratado.

Su inadecuada selección puede conducir incluso

al fracaso de la operación. Es por esto que para

seleccionar adecuadamente un propante, se de-

ben conocer sus propiedades físicas, además de

su composición. Para esto se utilizan los datos

obtenidos de ensayos en laboratorio. (Peñaran-

da, 2014)

El material propante debe tener ciertas pro-

piedades físicas y mecánicas, principalmente

una alta resistencia a los esfuerzos, cumpliendo

con las especificaciones dadas por las normas

API. A nivel internacional, se encuentra una

vasta oferta de materiales que cumplen con las

especificaciones. Sin embargo, los costos de los

propantes importados resultan elevados y es

necesario analizar otras opciones a nivel na-

cional. Como son materiales que se utilizan en

gran volumen, es muy importante que el costo

sea lo más bajo posible. (Peñaranda, 2014)

Es necesario que se avance en cuanto a


Pablo Daniel Benalcázar: Ingeniero Químico. Profesor tiempo completo de la Escuela Politécnica Nacional ([email protected])Jhon Frankin Umaquiza: Ingeniero en Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional. Operador de

hotmail.com)Diana Stefanía Chávez, Ingeniera en Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional. Operadora de Producción (diana_

Fecha recepción: 24 de agosto de 2020

Fecha aprobación: 10 de septiembre de 2020

Palabras clave:Fracturamiento Hidráulico; Propante Nacional; Diseño; Redondeo; API RP 19C.

Keywords: Hydraulic Fracturing; National Proppant; Design; Roundness; API RP 19C.

F


14

investigación y desarrollo de agentes de sostén

en el país, ya que además de ayudar a impulsar

el avance de esta técnica, la producción nacional

de agentes de sostén permitiría una reducción

de costos significativos en el costo total de las

inversiones para el desarrollo de esta técnica,

y un fuerte ahorro de divisas para nuestro país

al reemplazar estos insumos importados por

insumos nacionales. (Peñaranda, 2014)

El presente trabajo se basa en las especifica-

ciones que deben cumplir los materiales pro-

pantes, los ensayos más relevantes que se rea-

lizan en el control de calidad y los límites bajo

los cuales se trabaja según especificaciones de

las normas API, para realizar un estudio en el

que se seleccione, diseñe y caracterice uno o más

materiales con el fin de conocer si son o no facti-

bles para su uso como propantes en el fractura-

miento hidráulico.

El Fracturamiento Hidráulico y los

Propantes

El fracturamiento hidráulico es una técnica de

estimulación de pozos que consiste en la inyec-

ción de un fluido altamente viscoso por encima

de la presión de fractura de una formación, para

generar en ella canales de flujo, denominados

fracturas. Para evitar el cierre de estos canales

por la presión de los estratos, se deposita un

empaque de material propante que actúa como

columnas que “apuntalan” la fractura, como se

observa en la figura 1. (Pemex, 2008)

El objetivo es aumentar la conductividad de

la formación y facilitar el paso de los fluidos ha-

cia el pozo.

Características de los Propantes

Existen varios tipos de propantes que varían

desde simple arena hasta materiales cerámicos

sintéticos de alta resistencia, clasificados por su

tamaño, forma, resistencia, entre otras propie-

dades. Cada uno de estos materiales tienen sus

características específicas y se los deben selec-

cionar de acuerdo a los esfuerzos a los que esta-

rá sometido el material y a la dureza de la roca.

(Díaz & Lasso, 2013).

Un propante ideal debería generar máxima

permeabilidad en la fractura, la cual es función

de la redondez del grano, pureza y resistencia al

aplastamiento del propante. (Muñoz & Carrillo,

2012). Las propiedades físicas que debe tener

un propante, y que impactan en la conductivi-

dad final de la fractura son: (Pemex, 2008)

• Resistencia: los esfuerzos de la formación

que tienden a cerrar la fractura hacen que el

material propante se triture o incruste si la

resistencia del material propante es inade-

cuada. A medida que el esfuerzo de cierre

se incrementa, ocurre una disminución sig-

nificativa de la conductividad de la fractura

apuntalada por los finos generados por el

aplastamiento o la incrustación, siendo esta

relación dependiente del tipo de material

propante. (Figura 2A)

Figura 1. Esquema del fracturamiento hidráulico.Fuente: www.ssvvalve.com

F


15

• Cantidad de finos e impurezas: se refiere a

la presencia de impurezas en el material pro-

pante o material más fino que la malla desig-

nada. Esto puede reducir la permeabilidad de

la fractura.

• Esfericidad y redondez: Si los granos son

redondos y más o menos del mismo tamaño,

los esfuerzos sobre el propante se distribu-

yen más uniformemente, soportando ma-

yores cargas antes de que el grano se triture.

Los granos irregulares se rompen a bajos es-

fuerzos de cierre, generando finos que dis-

minuyen la conductividad del empaque. Sus

límites se basan en la carta de esfericidad y

redondez de Krumbein y Sloss. (Figura 2B)

• Densidad: influye en la velocidad y eficien-

cia de su transporte, porque su ritmo de co-

locación, la dificultad para suspenderlos en el

fluido y transportarlos a la fractura, aumenta

conforme aumenta la densidad.

• Distribución y tamaño del grano: la dis-

tribución granulométrica de un propante

tiende a ser una distribución normal de

Gauss (Figura 2C), para no mezclar partícu-

las de tamaños muy diferentes y así mejorar

la conductividad, además de lograr una mejor

distribución de los esfuerzos en todo el em-

paque. Si su distribución abarca tamaños de

partículas muy desiguales, los granos chicos

se posicionan en medio de los grandes, ta-

pándolos parcialmente y no permitiendo que

el fluido pase fácilmente a través del empa-

que (Madrid, 2011). Los tamaños más comu-

nes de propantes son distribuciones 12/20,

16/30 y 20/40.

Control de Calidad de los PropantesEl análisis de las propiedades de los propantes

está basado en normas estandarizadas por el

American Petroleum Institute (API), cuyos pro-

cedimientos han sido desarrollados para evaluar

la calidad de los propantes usados en el fractura-

miento hidráulico. (Peñaranda, 2014)

Para ello, y haciendo uso de la norma API RP

19C, las propiedades que se analizan mediante

ensayos de laboratorio son las que se menciona-

ron en el apartado anterior:

• Resistencia a la rotura (Crush test)

• Cantidad de finos e impurezas (solubilidad al

ácido, turbidez y análisis granulométrico)

• Densidad (Determinación de las densidades

bulk, aparente y relativa)

• Distribución y tamaño del grano (Análisis

granulométrico).

Complementariamente, estudios de conductivi-

dad de fractura pueden realizarse, siguiendo las

normas:

• API RP 61 para conductividad a corto plazo

• API RP 19D para conductividad a largo plazo

A B

C


F


16

Estos ensayos de laboratorio son necesarios

para conocer si el material propante cumple con

los parámetros que las normativas vigentes exi-

gen para ser considerados de calidad y puedan

ser utilizados en trabajos de fracturamiento hi-

dráulico.

Al mismo tiempo, permiten realizar compa-

raciones de las características físicas de varios

propantes ensayados bajo condiciones deter-

minadas y, hacer en consecuencia una selección

adecuada, acorde a las necesidades requeridas

del pozo a tratar, sin dejar a un lado el balance

técnico económico. (Peñaranda, 2014)

Desarrollo Experimental

En base a lo expuesto en la sección anterior, se

consideran las características principales que

debe cumplir un propante para proponer una

metodología de diseño y caracterización, que va

desde la selección de material, hasta las pruebas

de calidad del material candidato a propante.

El flujograma de la Figura 3, muestra la me-

todología seguida en el desarrollo de la presente

investigación, sus detalles se desarrollan a con-

tinuación:

Obtención de materia prima

Se seleccionaron tres tipos de materiales para

el diseño de los candidatos a propantes para

fracturamiento hidráulico: sílice, cerámica y

cáscara de coco, como se muestra en la Figura

4. Las razones de su selección incluyen su gran

disponibilidad, facilidad de obtención y bajo

costo. Dos de ellos son materiales de desecho.

De cada material se dispuso un promedio de 100

kilogramos para los posteriores tratamientos y

análisis.

Proceso de trituraciónLa cerámica y cáscara de coco al encontrarse en

grandes tamaños no presentaban la forma gra-

nular que requieren los materiales propantes.

Por lo que, necesitaron de un proceso de tritu-

rado. Este proceso se lo realizó mediante el uso

del molino de aspas redondeadas. Con este tipo

de aspas el material consigue una granulome-

tría más redondeada y regular que el obtenido

con otros tipos de molinos. El triturado generó

partículas de distintos tamaños, por tal razón,

el siguiente paso consiste en determinar la can-

tidad de partículas que existen de cada tamaño

y así conocer si es posible obtener material su-

ficiente de los diámetros que se requieren para

este estudio.

En la Figura 5, se muestra la cerámica y cás-

cara de coco después del proceso de triturado:

La arena sílice no requirió someterse al pro-

ceso de triturado porque naturalmente se en-

cuentra en forma granular y en tamaños mili-

métricos.

F


17

Análisis granulométricoEste análisis se realizó con el fin de conocer la

distribución granulométrica de los materiales

triturados (cerámica y cáscara de coco) y tam-

bién del que no requirió de este proceso (sílice).

Con esta información se presenta las cantida-

des porcentuales de los diferentes tamaños de

grano que posee cada material.

Se siguió el procedimiento descrito en la

norma ISO 13503-2, mediante el uso de tami-

ces estandarizados de la serie ASTM: desde el

tamiz N° 10 (2000 μm) hasta el tamiz N° 60

(250 μm), puesto que es el rango de tamaño de

partícula más utilizado en la industria. En la

Figura 6 se muestran las granulometrías obte-

nidas de los tres materiales.

El porcentaje del peso dentro del rango de

tamaño de partícula seleccionado (malla 10

hasta malla 60) es de 72,80% para la cáscara

de coco, 66,23% para la arena sílice y 55,34%

para la cerámica como se muestra en la misma

Figura 6. Lo cual indica que la cáscara de coco

brinda mayor porcentaje en peso útil.

Tamizado o separación del material por

tamaño de partículaUna vez obtenida la distribución granulomé-

trica de los tres materiales, y conociendo los

tamaños de grano disponibles, se los separa

por tamaño utilizando los mismos tamices de

la serie ASTM (Mallas 10-60).

Limpieza de material granular

Se realizó un adecuado lavado a los materiales

granulares para eliminar polvo o impurezas

que puedan contener. Con la ayuda de un hor-

no de laboratorio se secó nuevamente el mate-

rial granular.

Mezclado para la obtención de las

principales mallas o distribuciones

granulométricas.

Las mallas de propantes mayormente utiliza-

das en el mercado son 12/20, 16/30 y 20/40,

por ello se las consideró en el desarrollo del

presente trabajo. Para la obtención de estas

mallas se mezcla el material granular de los ta-

maños requeridos en porcentajes que se ajus-

ten a una distribución normal de Gauss. Un

ejemplo de las mallas formadas con cada uno

de los materiales seleccionados se muestra en

la Figura 7.

Las propiedades físicas y químicas de las

muestras preparadas, se analizaron mediante

ensayos de laboratorio normalizados por la

API, necesarios para su acreditación o no como

material propante.


F


18

Ensayos Límites API

Resultados Malla 12/20 Resultados Malla 16/30 Resultados Malla 20/40

Coco Cerámica Sílice Coco Cerámica Sílice Coco Cerámica Sílice

Retenido tamiz nominal

Mínima 86,67 84,26

Retenido tamiz superior 0 0 0 0 0

Pasante tamiz inferior

- 0,43 0,66 4,07 0,42

psi 5,6 26,64 32,46

Diámetro Medio (inch) - 0,04 0,037 0,04 n/r n/r 0,04 0,042

n/r n/r n/r n/r n/r n/r n/r n/r

Esfericidad y redondez ¿Cumple? NO NO NO NO NO NO NO NO NO

Turbidez n/r n/r n/r n/r n/r n/r n/r n/r

Porosidad 48,67 44,32 40,03 52,08 45,66 42,72 57,8 44,23

Densidad (g/cc) - n/r n/r 0,72 n/r n/r 2,457 * 2,65*

Ensayos de laboratorioLos ensayos de laboratorio para el control de ca-

lidad de los propantes diseñados se realizaron

en el laboratorio de CPVEN Perú, base El Alto,

por cortesía de CPVEN Ecuador. Los análisis

realizados y basados en las normas API RP 19C

y API RP 19D incluyen los siguientes:

• Análisis de tamizado

• Ensayo de solubilidad al ácido

• Ensayo de turbidez

• Determinación de la densidad bulk, densidad

aparente y densidad absoluta

• Ensayo de resistencia a la rotura (crush test)

• Esfericidad y redondez

• Determinación de la porosidad

En la Tabla 1, se presentan los datos obteni-

dos de los análisis de laboratorio preliminares

realizados a los tres materiales candidatos a

propantes.

Los valores de las celdas resaltadas en naran-

ja indican los parámetros que cumplen con lo

exigido por la norma API. El ensayo de conduc-

tividad, y otros marcados con “n/r” en la Tabla 1

no se realizaron, estos se completarán luego de

examinar estos valores preliminares.

Los resultados de los ensayos de laboratorio

preliminares resumidos en la Tabla 1, sugieren

que el material denominado “coco” es entre

los tres, el material más resistente y fácil de

transportar al interior del pozo debido a que

genera el menor porcentaje de finos (5,6%

en la malla 12/20 y 1,78% en la malla 16/30),

además de ser el material más ligero (0,7 g/cc),

y aunque las granulometrías de algunas mallas

se encuentran fuera de especificaciones es un

detalle fácilmente corregible.

En base a los ensayos realizados, el material

denominado “coco”, , es aquel con las mejores

características para ser considerado como agen-

te apuntalante. Sin embargo, su esfericidad y

redondez se encuentra fuera de rango, por lo

que con el fin de mejorar y entrar en el rango

permitido de esfericidad y redondez que exige

la norma API RP 19C se diseña un proceso que

permita corregir estas características, para que

este material pueda cubrir las características

como propante. Este proceso se detalla en el si-

guiente apartado.

Corrección de la Esfericidad y RedondezSi bien en el apartado anterior se identificó al

coco como el material con las mejores carac-

terísticas para ser considerado como agente

apuntalante, en esta sección se explican los di-

ferentes métodos utilizados para mejorar la es-

fericidad y redondez de los tres materiales, con

lo que podría mejorarse otras propiedades como

resistencia al aplastamiento. Esto con el pro-

pósito de comprobar la factibilidad de aplicar

o no un método de redondeo a cada material,

para que entre dentro de las especificaciones de

un apuntalante. En la Tabla 2, se muestran los

métodos utilizados para mejorar la redondez y

esfericidad de los tres materiales.

A partir de las pruebas realizadas se evi-

dencia que nuevamente el coco da resultados

positivos con uno de los métodos: fricción. No

obstante, debe mejorarse el método con el fin

de que su eficacia sea mayor. Es por esto que se

desarrolla un método de fricción, a través de un

F


19

MÉTODO RESULTADOS IMAGEN

•

y uniforme. Sin embargo, resulta antieconómico por la gran cantidad de calor requerido para tan poco material, además de presentar problemas para mantener separados a los gránulos.

• La cerámica no dio ningún resultado al someterse al calor.

• El coco no aplica para este método pues se combustiona.

Recubrimiento de resina

• A pesar de que se requieren estudios químicos de

los granos de material con diferentes resinas. Aunque, no se han tenido resultados positivos: las resinas al curarse tienden a desprender polvo y se tiene problemas para mantener separados a los granos de material.

Fricción por placas

• El coco reacciona bien a este método, se mejora en gran medida la redondez y esfericidad. Sin embargo, requiere que todas las partículas sean más o menos del mismo tamaño para someterlas a este método, además que conlleva mucho tiempo en conseguir resultados positivos. Mejorable.

• Las características morfológicas de la cerámica y sílice no son adecuadas para este método.

equipo fabricado en base a un estudio que usa

una celda con aspas que rigen el movimiento, lo

que permitirá la suficiente fricción para lograr el

redondeo del material. El equipo diseñado en el

presente trabajo es de dimensiones pequeñas y

con una capacidad de 5 kg, lo que permite úni-

camente generar cantidades necesarias para las

muestras de laboratorio.

ResultadosEl método desarrollado para mejorar la redon-

dez y esfericidad en base a fricción por aspas dio

resultados positivos al aplicarse en el material

coco, notándose visiblemente la mejora en la re-

ducción de las angulosidades de las partículas de

este material.

La Figura 8, muestra los efectos en el material

coco después de pasar por el equipo diseñado.

Al lado izquierdo se muestra el material antes

de ser sometido al proceso de mejoramiento

de la esfericidad y redondez, al lado derecho se

muestra el material después de ser sometido al

proceso diseñado.

Los resultados de todo el proceso diseñado y

aplicado a la cáscara de coco resultan muy pro-

metedores, puesto que, de los tres, este material

cumple con lo exigido por la norma API en cuan-

to a resistencia a la compresión, granulometría,

cantidad de finos e impurezas, y visiblemente

con la esfericidad y redondez, a un bajo costo.

A este material mejorado se hace necesario

un nuevo set de ensayos de laboratorio inclu-

yendo el test de conductividad, con el objetivo

de evidenciar las mejoras obtenidas y se certifi-

que finalmente su factibilidad de uso como pro-

pante para fracturamiento hidráulico de pozos

de petróleo.


F


20

Conclusiones y recomendaciones• De los tres materiales estudiados, el material

denominado “coco” es el más resistente, fácil

de transportar al interior del pozo y genera el

menor porcentaje de finos (5,6% en la malla

12/20 y 1,78% en la malla 16/30), además de

ser el material más ligero (0,7 g/cc).

• Si bien los ensayos de laboratorio iniciales in-

dicaron que el coco no cumple con las especi-

ficaciones de redondez y esfericidad, se logró

mejorar esta propiedad mediante un proceso

de fricción dinámico, en el que se evidenció

la reducción de las angulosidades de las par-

tículas de este material.

• Es factible utilizar coco como agente apunta-

lante (propante), debido a que cumple con lo

exigido por la norma API en cuanto a resis-

tencia a la compresión, granulometría, can-

tidad de finos e impurezas, y visiblemente

se logra obtener la esfericidad y redondez

requerida.

• El método de diseño del propante utilizando

la cáscara de coco resulta económico, debido

a que esta materia prima es un desecho de

otras industrias, está disponible en grandes

cantidades y su proceso de diseño requiere

únicamente de inversión en el equipo de re-

dondeo por fricción dinámica.

• Es necesario realizar nuevamente los ensayos

de laboratorio al material de coco ya redon-

deado, para evidenciar cuantitativamente los

resultados obtenidos con la mejora en la es-

fericidad y redondez. Se debe incluir además

el test de conductividad.

Referencias• API RP 19C. (2008). Measurement of

Properties of Proppants Used in Hydraulic

Fracturing and Gravel-Packing Operations.

• Bustos., J. (2013). Aplicación de la Fractura

Hidráulica en la Cuenca Oriente Ecuatoriana.

(Universidad Complutense de Madrid)

• Díaz, A., Lasso, A. (2013). Análisis Técnico

Económico y Propuesta de Nuevos Pozos

para la Implementción del Método de

Fracturamiento Hidráulico en el Área AMY.

(Tesis de grado, Universidad Central del

Ecuador)

• Muñoz, S., Carrillo, B. (2012). Selección

del Material Propante en Procesos de

Fracturamiento Hidráulico en un Pozo

de Petróleo. (Tesis de grado, Universidad

Industrial de Santander).

• Pemex. (2008). Guía de Diseño para

Fracturamientos Hidráulicos.

• Peñaranda, V. (2014). Arenas más allá del

acatamiento de las normas. (Universidad

Nacional de Cuyo)

• Saldungaray, P., Palisch, T. (2013).

Understanding Ceramic Proppants: Are

They All Created Iqual? Society of Petroleum

Engineers.

• Cordial agradecimiento a CPVEN Ecuador,

especialmente a los Ingenieros Aquiles Ortíz

y Ángel Jácome. Así mismo, al Ingeniero

Pablo Francisco Erazo Soria por su gentil

colaboración en este proyecto.

F


22

Un nuevo enfoque para perfeccionar el diseño de la cementación y mejorar su rendimiento en pozos del Campo MDC

Autores: Marco Cayo, Luz Moreno, Juan Stacey, Marco Loaiza, Félix Ramirez

RESUMENEl Campo MDC (Mauro Dávalos Cordero)

correspondiente Bloque 46 está operado por la

compañía estatal ENAP desde el año 2003.

ENAP ha innovado desde el año 2013 la in-

geniería aplicada a la perforación de pozos de

petróleo, construyendo pozos en dos secciones

a más de 11000 ft MD de profundidad, esto ha

sido fundamental para disminuir tiempos rela-

cionados al evento de perforación con los conse-

cuentes beneficios económicos.

Entre los principales retos en la planificación

y ejecución de pozos en dos secciones guarda

relación al diseño de la operación de Cementa-

ción del hoyo de producción, un reto es debido

a la presencia de un reservorio de alta presión

cuya energía proviene de un acuífero activo

(Formación Hollín), adicional están expuestas

las Formaciones Napo y Tena con la presencia

de zonas débiles que provocan cavernas predo-

minantes. Lechadas convencionales “Pesadas”

para una sección de producción han sido uti-

lizadas con buenas experiencias y resultados.

Sin embargo, se identificó una oportunidad de

perfeccionamiento con una lechada que brinde

mejores propiedades y mejor aislamiento, por

ello ha sido necesario optimizar el diseño de la

cementación con nuevas técnicas y diseños que

ayuden a disminuir tiempos y asegurar un exito-

so aislamiento zonal.

ABSTRACT The MDC Field (Mauro Dávalos Cordero)

belongs to Block 46 and it has been operated by

ENAP since 2003.

The engineering applied to drill wells has

been innovated by ENAP since 2013 drilling

deep wells in two sections, which has been

essential to reduce drilling time.

Focus on Cementing design during the

planning and execution of wells in two sections

especially in the production section there are

some challenges, mainly due to the presence

of high-pressure reservoir (Hollin Formation),

with energy coming from an active aquifer.

Another challenge is the lithology, there are

week formations intercalated with limestone

and sands so the presence of predominant

caverns between reservoirs is common.

Conventional “Heavy” slurries have been used

with good results in this kind of lithologies,

however in order to improve technics of

placement and design of slurry, an important

opportunity has been identified which will help

to save time and ensure zonal isolation.

INTRODUCCIÓNLa operación de cementación dentro del

evento de perforación es una de las fases más

críticas en la etapa de construcción del pozo, ya

que finaliza la misma e inicia la etapa de comple-

tacion, razón por la cual, cualquier falla incidirá

directamente en diferimientos de producción

debido a un insuficiente aislamiento zonal o de-

terioro temprano del cemento que pudo haber

sido ocasionado al no poder concluir exitosa-

mente con el desplazamiento y correcta ubica-

ción del cemento al anular.

Muchas técnicas se han identificado con el

tiempo para alcanzar un correcto aislamiento

zonal entre las cuales se concluye cinco

buenas prácticas para cementar un pozo

como las más destacables: ayudas mecánicas,

acondicionamiento del lodo de perforación,

movimiento de la tubería y diseño de la

lechada de cemento. Una nueva metodología

ha sido identificada para asegurar un óptimo

aislamiento zonal el cual consiste en realizar

una proyección inicial de la problemática actual,

revisar los principales desafíos que tiene el campo

MDC. Posteriormente, enfocarse en problemas

puntuales y con la ayuda del portafolio de

tecnología disponible profundizar y establecer

una metodología que resuma el impacto de las

Fecha recepción: 02 de septiembre de 2020


Palabras clave:Empaquetamiento,

cementación, optimizar, secciones, producción ,

aislamiento

Keywords:Packing, cementing, optimize, sections, production, isolation

Un nuevo enfoque para perfeccionar el diseño de la

cementación y mejorar su rendimiento en pozos del

Campo MDCAutores: Marco Cayo (Halliburton Cementing), Luz Moreno (Halliburton Cementing),

F


23

buenas prácticas. Finalmente, la evaluación

de los resultados es de vital importancia para

identificar puntos que se deben perfeccionar,

este es un proceso de mejora continua en el cual

un trabajo nunca será similar a otro.

Durante la última campaña de perforación

en el Campo MDC de ENAP se realizaron varios

diseños de cementación acorde con diversas

problemáticas que han afectado a la calidad del

cemento.

2. ENFOQUE EN LA PROBLEMÁTICA La problemática identificada para la cemen-

tación es un tipo de pozo con una profundidad

de 11000 ft y una combinación de mineralogía

entre lutitas, arenas y calizas con diversas pre-

siones de reservorio que van de 1400 psi en U,

1800 en T y 4200 en Hollín.

A continuación, se detalla la litología de 6 po-

zos del Campo MDC en el cual se evidencia la

complejidad presentada para la operación de Ce-

mentación. El hoyo de 8 ½ empieza en la Forma-

ción Tena y finaliza en la base de la Formación

Hollín, un promedio de 4000ft de hoyo abierto.

MDC A MDC B

MDC C MDC D

F


24

Históricamente para el Campo MDC se ha

diseñado las cementaciones con una lechada

con alta densidad (que se considera como le-

chada Pesada) con la finalidad de alcanzar una

resistencia a la comprensión adecuada, reducir

tiempos de transición y mejorar las propiedades

mecánicas del cemento para asegurar un sello

competente en todas las zonas de interés.

Para encontrar la solución a la problemática,

Halliburton y el equipo de Ingeniería de Perfo-

ración de Enap se enfocaron en el diseño de una

lechada de menor densidad sin sacrificar sus

propiedades mecánicas/elásticas, mejorando

la eficiencia de desplazamiento con la correcta

aplicación de las buenas prácticas de una Ce-

mentación obteniendo así un sello zonal confia-

ble durante toda su vida productiva.

Esfuerzo CompresivoEn la siguiente gráfica se analiza el desarrollo

de esfuerzo compresivo de una lechada Pesada

y una lechada NeoCem, evidenciando que el de-

sarrollo del esfuerzo compresivo de la lechada

NeoCem hasta alcanzar los 4000 psi sucede en

un menor periodo.

Gel EstáticoAl tiempo requerido para incrementar el va-

lor del esfuerzo de gel estático (SGS) del fluido

o lechada de cemento, desde 100 lb/100ft a 500

lb/100ft se le denomina el tiempo de transición.

Para controlar la migración de agua, el tiem-

po de tránsito debe ser lo más corto posible

(preferiblemente menos de 20 o 30 minutos). A

continuación, vemos la carta comparativa de la

lechada NeoCem vs la lechada Pesada, la lechada

NeoCem tiene más bajo tiempo de tránsito por

lo anterior puede soportar mejor el influjo de un

acuífero.

MDC FMDC E



F


25

Mecánica de RocasLa relevancia que tiene la mecánica de rocas

en lo que respecta a la cementación de un pozo

es decisiva, es decir, no solo es importante bom-

bear el cemento y pasar a la siguiente etapa, es

fundamental que el sello anular sea eficiente du-

rante toda la vida productiva del pozo.

Módulo de Young.- o módulo de elasticidad,

es el esfuerzo aplicado a un material versus

la deformación axial, de esta manera a más

deformación más bajo será el módulo de Young y

consecuentemente se concluye que más elástico

será el material.

Relación de Poison.- describe la expansión de

un material en dirección perpendicular a la di-

rección de la compresión. La mayoría de los ma-

teriales tienen un PR entre 0 y 0.5, materiales

como el caucho tienen PR de 0.5.

A continuación, los resultados obtenidos de

los módulos elásticos para el cemento NeoCem:

Fig. 4 Modulo de Young

F


26

La lechada NeoCem tiene más bajo el módulo

de Young respecto a la lechada Pesada y más alto

la relación de Poisson, esto concluye que la nue-

va lechada NeoCem tiene mejores propiedades

elásticas para soportar los diversos esfuerzos

mecánicos y contribuye a una mayor confiabili-

dad durante la vida productiva de un pozo.

SimulacionesA continuación, se presentan diversas simu-

laciones que sustentan la teoría de la aplicación

de las buenas prácticas y el comportamiento del

cemento en el tiempo durante su vida producti-

va, se tomó con base información de la cemen-

tación del pozo MDC-F

2D y 3D:Es fundamental la aplicación de las buenas

prácticas para una cementación exitosa, abajo

se puede comparar dos simulaciones; una los

topes teóricos en 2D y la otra los topes en 3D

después de aplicar las buenas prácticas.

Test Temp (degF)

Time (hrs:min) Pressure (psi) Young’s Modu-lus (Kpsi

Poisson’s Ratio MPro compres strength (Psi)

Bulk Modulus (Kpsi)

205 24:00 3000 2864 0.26 2000

Test Temp (degF)

Time (hrs:min) Pressure (psi) Young’s Modu-lus (Kpsi)

Poisson’s Ratio MPro compres strength (Psi)

Bulk Modulus (Kpsi)

205 24 3000 2344 3334

Fig. 7 MPRO Lechada Pesada

Resultados obtenidos de los módulos elásticos para el cemento lechada Pesada:



F


27

Fracturamiento hidráulico.

La lechada NeoCem durante la Producción y

Fracturamiento no presentó fallas por craqueo,

hay buena adherencia al casing y formación, por

desgaste presenta disminución en la capacidad

de remanencia durante una fractura hidráulica

y Producción.

De lo anterior se puede concluir que la lecha-

da NeoCem puede soportar grandes esfuerzos

durante la vida productiva del pozo, el punto

más bajo es deterioro durante una fractura hi-

dráulica. A pesar de lo anterior tiene una capa-

cidad de remanencia del 34% al deterioro y 83%

en la general antes que el cemento falle.

La lechada Pesada igual puede soportar gran-

des esfuerzos, el punto más bajo es deterioro

durante una fractura hidráulica, con una capa-

cidad de remanencia del 24% al deterioro y 80%

en la general antes que el cemento falle.

En base a la densidad, reología, caudal de to-

dos los fluidos (cementos, espaciadores, lodo),

movimiento de la tubería y excentricidad de la

tubería el software puede calcular la eficiencia

de desplazamiento, con la cual es posible eva-

luar qué porcentaje de cemento se tiene en un

punto específico del pozo. En el caso del pozo

MDC-F a la profundidad de 11435’ se obtiene

para la lechada NeoCem una ED de 100%:

Propiedades Mecánicas:Al ser lechadas con densidad alta se caracte-

rizan por tener relativamente alto su esfuerzo

compresivo, consecuentemente su elasticidad

no es muy alta. Se realizó una simulación en un

software de elementos finitos a la profundidad

de la Arenisca U Inferior, se evaluó 4 métodos

de falla por craqueo, despegue a la formación y

a la tubería y por desgaste, en dos etapas pos-

teriores al evento de Perforación: Producción y

F


28

El diseño NeoCem tiene dentro de sus propiedades una mayor ductilidad en comparación con la

lechada Pesada:



F


29

4. EJECUCIÓNPara la ejecución en el Campo MDC de un ser-

vicio de cementación con lechada NeoCem es ne-

cesario tomar en cuenta un control extremo en la

mezcla y despacho de químicos desde la planta de

cemento hacia el pozo, la preparación de los quími-

cos para la mezcla en seco de los aditivos en la plan-

ta es llevado a cabo mediante un estricto control de

calidad y apegados a los estándares de Halliburton.

Ya en pozo se realizan controles adicionales con

el objetivo de asegurar que los productos mezclados

en seco hayan llegado en óptimas condiciones. Aquí

es muy importante el muestreo de los materiales

que intervienen en la mezcla de las lechadas de ce-

mento.

La ejecución del programa de cementación (bue-

nas prácticas) es medible y se lo hace por medio de

una herramienta denominada Score Card de buenas

prácticas, en la cual se han ponderado 7 factores cla-

ve para obtener el éxito, realizando una distribución

de 60% al diseño y ejecución del servicio y un 40%

a las buenas prácticas de cementación. Igualmente,

se utilizó la metodología “Bow Tie” para aumentar

la confiabilidad de éxito en la operación.

Laboratorio (12%). - los parámetros que se de-

ben obtener en este punto son de vital importancia,

además de los ensayos estándar y de ensayos espe-

cíficos como el SGS.

La prueba de esfuerzo o resistencia al gel

estático (SGS – Static Gel Strength), determina las

características del esfuerzo del gel desarrolladas

en un fluido estático bajo condiciones de presión

y temperatura. Un fluido estático con un valor de

SGS menor que 100 lb/100ft se considera en un

estado relativamente fluido que transferirá presión

hidrostática. Adicional, el tiempo de tránsito es el

tiempo requerido para incrementar el valor del

esfuerzo de gel estático (SGS) del fluido o lechada

de cemento, desde 100 lb/100ft a 500 lb/100ft.

Lodo (12%). - los parámetros del fluido de per-

foración tienen influencia directa en los resultados,

así se debe considerar filtrado, YP, desarrollo de ge-

les además de la forma que se le acondiciona al lodo.

Espaciadores (12%). - el correcto uso de la canti-

dad y tipo de espaciador aseguran que el hoyo esté

listo para recibir cemento.

Acondicionamiento del pozo (12%). - la correcta

corrida de tubería y acondicionamiento del hoyo es

clave a la hora de circular en las zonas de interés,

dentro del éxito de la operación está relacionado a

que no presenten empaquetamientos durante la

entubación del revestidor, se debe circular lo sufi-

ciente el espacio anular, con el mismo caudal con el

cual se va a realizar la operación de cementación.

Equipo de flotación (12%). - es muy importante

revisar el correcto funcionamiento del EF (equipos

de flotación) y el diseño de los mismos debe ser

acorde al tipo de operación.

Ejecución. - es un factor decisivo, para instru-

mentar lo diseñado en campo es necesario tener

un control detallado antes y durante el trabajo, una

falla en este punto provocaría una operación fallida

en la cementación, esto ha determinado que se le

valore con un 20%.

Diseño. - un diseño personalizado para los desa-

fíos de un campo/pozo, en este caso el Campo MDC

ENAP la lechada de cemento debe tener pruebas de

laboratorio específicas para controlar que sea opti-

ma, esto ha llevado a que tenga una valoración con

un peso ponderado del 20%.

F


30

Para el caso del pozo MDC F tenemos un ex-

celente cumplimiento de las buenas prácticas

con un score de 96%, simplemente mantenemos

un GAP en la ejecución y en el diseño al no po-

der reciprocar la tubería durante el trabajo.

Abajo los resultados del registro CBL

obtenido del pozo MDC F, se observa una

excelente calidad con buena adherencia a la

formación y a la tubería, así mismo un mapa

de impedancias en óptimas condiciones, no se

observa ningún canal en todo el espacio anular

de hoyo abierto.

Comparando los topes de cemento se puede

ver la distribución del cemento NeoCem (color

plomo) planificado con contaminado con la le-

chada lead Versacem (roja) y amarillo scavenger.

Aquí se puede evidenciar la importancia de la

aplicación correcta de todas las buenas prácti-

cas de cementación. Si no se hubiese aplicado

con estricto rigor las buenas prácticas muy pro-

bablemente se tendría una severa canalización

anular.

Abajo se detalla el score card para la ejecución de la cementación en el pozo MDC F:



F


31

El Tope de cemento real se estima en 8300 ft

con una coloración de color naranja ya que es la

mezcla de lechada lead, tail y scavenger. Pese a

esta contaminación, vemos que el cemento fra-

guó teniendo un mapa de impedancias en bue-

nas condiciones.

6. CONCLUSIONES• Para el caso del Campo MDC la mejor solución

colaborativa fue cambiar el sistema principal

a una lechada con un desarrollo más rápido

el esfuerzo compresivo y de menor peso para

que mejore y perfeccione sustancialmente los

resultados obtenidos con la lechada actual.

• El diseño con lechada NeoCem tiene una ma-

yor ductilidad comparándola con la lechada

Pesada, esto hace que soporte con mayor efi-

ciencia los estreses durante la vida producti-

va del pozo.

• La matriz de buenas prácticas es de vital im-

portancia para controlar la correcta aplica-

ción de estas en campo, esto contribuye de

una manera relevante a los resultados finales.

• Para el caso del pozo MDC F la eficiencia de

desplazamiento que se obtuvo con la lechada

NeoCem es del 100% en el reservorio U infe-

rior, esto guarda consistencia técnica perfec-

tamente con el registro CBL.

7. RECOMENDACIONES Aplicar la metodología descrita en este do-

cumento para cementar un pozo, iniciando

por la proyección inicial luego el enfoque en la

problemática seguido por evaluar alternativas

tecnologías, todo a través de fundamentos téc-

nicos basados en pruebas y simulaciones. Dar-

le relevancia necesaria a lo relacionado con la

ejecución en campo mediante un score card de

control y la metodología para gestión de riesgos

”Bow Tie”. Finalmente, la correcta evaluación de

resultados, con ello se completa el ciclo de me-

jora continua que, al ser un círculo virtuoso, no

tiene fin establecido.

7.REFERENCIAS:• Allen, S. (1993). Why Control Cement Slurry

Density? . 25324-MS SPEConference Paper, 9.

• Darbe R, G. C. (2008). Slurry Design Consi-

derations for Mechanically Enhancement Ce-

ment System. AA-DE-08DF-HO-06, 8.

• Patrice Baby, M. R. (2014). La Cuenca Orien-

te: Geologia y Petroleo. Quito: Institut fran-

cais d’etudes andines.

• Thomas Heinold, R. L. (2003). Analysis od

Tensile Strenght Test Methodologies For

Evaluating Oil and Gas Well Cement System.

SPE, 13.

• Timoshenko. (1970). Theory of Elasticity

(Third edition ed.). Houston: McGraw-Hill.

F


32

PE

RF

OR

AC

IÓN

Estimación de las tensiones alrededor del pozo para optimizar la perforación en el campo Pacoa

Autor: Juliana Santos, Santa Elena Petroleum

RESUMENLa perforación de pozos en el campo Pacoa se

caracteriza, entre otras cosas, por pérdidas de

circulación en las zonas fracturadas y/o fallas, la

presencia intermitente de gas y zonas de presio-

nes anormales, en cuyos casos, la presión hidros-

tática en el hoyo puede verse afectada o reque-

rir ajustes para manejar adecuadamente estas

condiciones. En múltiples ocasiones estas par-

ticularidades han derivado en dificultades para

mantener la estabilidad de las paredes del pozo,

presentándose sucesivos eventos de derrumbes

que, en casos extremos, han dejado la sarta atra-

pada sin circulación ni movimiento axial. Por

este motivo, es fundamental diseñar un fluido de

perforación acorde con las características de las

formaciones a atravesar, siendo la densidad del

mismo un parámetro de vital importancia hacia

asegurar la integridad del hoyo, evitando eventos

de fracturas o colapsos. Para definir un rango de

densidad adecuado, se utilizó como herramien-

ta el estado de tensiones en sitio y mediante el

criterio de Mohr-Coulomb se pudo analizar la

sensibilidad de la densidad del fluido versus los

eventos de colapso por compresión. Los resulta-

dos fueron comparados con registros de campo,

observándose una notable correlación. Con ello,

se logró elaborar una guía que permite definir la

densidad del fluido de perforación dentro de un

rango que brinde mayor seguridad operativa y,

por lo tanto, optimizando la curva de desempe-

ño de la construcción del pozo.

SUMMARYThe drilling operations in Pacoa field are

known, among others, by circulation losses

in fractured and/or fault zones, intermittent

gas and abnormal pressure zones, all of them

may affect the borehole pressure or require

adjustments to properly manage these

conditions. These particularities, in several

circumstances, have driven to difficulties in

order to maintain the borehole wall stability,

resulting in numerous breakout events, of which,

in severe cases, mechanical pipe sticking without

circulation nor axial movement. For this reason,

it is ultimate to design a drilling fluid according

to the formation features to be crossed through,

being the fluid density considered a parameter of

high importance to ensure the borehole integrity,

preventing from fracture or breakouts. In order

to define a suitable weight range, the in-situ

stress of Pacoa formations has been employed

as a useful tool, and by means of Mohr-Coulomb

criteria, it was established a sensitivity analysis

between the fluid density and breakout events by

compression. The results were compared against

to field records. Both showed an outstanding

correlation. With this aforementioned, a guide

could be developed that allows defining the fluid

density within a range that provides greater

operational security and therefore, optimizing

the well construction performance curve.

INTRODUCCIÓNLas formaciones que atraviesa un pozo tienen

características específicas, las cuales les diferen-

cian a unas de otras. Como por ejemplo su re-

sistencia (máxima fuerza que soportaría antes

de fallar) que tiene una estrecha relación con la

distribución de tensiones. Estas tensiones de-

penden entre otros, de la anisotropía, heteroge-

neidad, mecanismo de producción, propiedades

mecánicas de la roca, mineralogía y efectos tec-

tónicos que constituyen una importante herra-

mienta en la geomecánica. En la construcción de

pozos la distribución de tensiones complementa

las geopresiones y permite determinar una ven-

tana operativa mucho más precisa, ayudando a

mitigar eventos asociados a la estabilidad del

hoyo.

Una mala calidad de las paredes del hoyo afec-

ta en aspectos posteriores a la perforación como

la toma e interpretación de registros eléctricos,

corrida de revestimiento y/o pobre cementación.

Esta última, a su vez causa, inconvenientes re-

lacionados con los disparos, estimulación de la

formación y/o producción.

En la Costa ecuatoriana, específicamente en

el campo Pacoa, las formaciones que atraviesan

los pozos presentan notables dificultades desde

el punto de vista de la estabilidad del hoyo. Por



Estimación de las tensiones alrededor del pozo para

optimizar la perforación en el campo Pacoa


la industria petrolera, se graduó como ingeniería

en petróleos de la Universidad Estadual del Norte Fluminense. Posee

una maestría de Rice

con especialización en perforación. Actualmente,

desempeña la función de coordinadora de

operaciones del Campo Pacoa.

F


33

PE

RF

OR

AC

IÓN

ello, es muy importante realizar una planificación

minuciosa, especialmente en el fluido de perfora-

ción. El fluido debe ayudar a mantener la integri-

dad y calidad del hoyo, así como, evitar influjos.

Para lo cual, es indispensable que su densidad esté

dentro de un rango aceptable y su composición

evite cualquier tipo de interacción no deseada con

la roca o fluidos de las formaciones.

Para definir el rango adecuado de densidad

del fluido de perforación, se puede emplear el

criterio de falla debido a los esfuerzos de com-

presión y/o tracción, conocido como criterio de

Mohr-Coulomb, uno de los más difundidos.

MODELAMIENTO DE TENSIONES EN SITIO DE LAS FORMACIONES DEL CAMPO PACOA

A medida que la construcción del pozo avan-

za, el volumen de roca removido es sustituido

por el fluido de perforación. Sin embargo, la pre-

sión ejercida por este no es suficiente para rees-

tablecer el estado de tensiones original en sitio.

Esto se traduce en un nuevo estado de tensiones

bajo el cual existe riesgo de ocurrir una falla me-

cánica de la roca.

Los eventos de colapso inferior o superior

fueron determinados a través de la metodología

del círculo de Mohr-Coulomb que representa el

estado de tensiones las cuales puede llevar a una

falla de la roca una vez que el círculo corte la en-

volvente de ruptura. Está definido a través de la

siguiente Ecuación:

= tensión de cizalla

= tensión normal

= ángulo de fricción interno.

So = cohesión de la roca

El mismo criterio puede ser reescrito en tér-

minos de tensiones principales 1 y 3, las que

también son denominadas como tensión hori-

zontal máxima ( H) y tensión horizontal míni-

ma ( h) en sitio.

Co = resistencia a compresión simple, tam-

bién conocido como UCS (Unconfined Com-

pressive Strength).

Constantes elásticas dinámicas y

propiedades mecánicas de la rocaAl no disponer de un ensayo uniaxial de labo-

ratorio, los parámetros tuvieron que ser inferi-

dos a través de los registros eléctricos disponibles

(gamma ray, sónico compresional, resistividad) y

a su vez, calibrados para que el estado de tensio-

nes guarde coherencia con los eventos observa-

dos durante la perforación.

Tensiones efectivas en sitioPor lo general, la tensión vertical es mayor

que las tensiones horizontales máxima y míni-

ma. Sus magnitudes y direcciones dependen de

los rasgos geológicos presentes en el área. Cuan-

do las tensiones horizontales son mayores a la

vertical, la perforación de pozos direccionales es

más estable que un pozo vertical. En el caso del

campo Pacoa, pese a los movimientos tectónicos

presentes, la tensión vertical es mayor que las

tensiones horizontales.

Las ecuaciones utilizadas para determinar las

tensiones en sitio son:

μ = relación de Poisson

Pp = presión de poros

Pov = presión de sobrecarga

v = tensión vertical en sitio

La constante const varía entre 1,12 a 1,18 y

fue ajustada en el modelo para que el valor de

la tensión horizontal máxima coincida con los

valores obtenidos de los pozos existentes en es-

tudio (Belco y Tripetrol 1988-1991).

Como la carga actuante sobre la roca está dis-

tribuida tanto en la matriz como sobre el fluido

contenido en el medio poroso, los efectos de las

tensiones son alterados por la presión de poros.

Las tensiones en sitio efectivas se definen como:

= constante de Biot

La constante de Biot para rocas de alta dureza

es cero y en rocas débiles es aproximadamente 1.

En el caso del campo en estudio, considerando

que las rocas de menor resistencia son donde se

observan los eventos de inestabilidad, se consi-

dera la constante de Biot igual a 1.

Tensiones alrededor de la pared del pozoPara estimar las tensiones principales efecti-

vas en la pared del pozo vertical, se utilizaron las

siguientes ecuaciones:

F


34

PE

RF

OR

AC

IÓN

Ph = presión hidrostática

r = tensión radial, tensión principal mínima ( 3)

= tensión tangencial o hoop stress, tensión

principal máxima ( 1).

La tensión tangencial es máxima en la pared

del pozo a = + π/2 o = - π/2 grados. En este

caso la Ecuación 11, queda rescrita como la si-

guiente expresión:

Combinando las Ecuaciones 11 y 12, se esta-

bleció que el colapso inferior ocurrirá cuando la

presión hidrostática se torne igual o menor que

la presión resultante de la Ecuación 13:

Cuando las tensiones en la roca cambian de

compresión a tracción se puede llegar al derrum-

be de la pared del pozo o fractura (círculo de Mo-

hr-Coulomb alcanza la resistencia a la tracción)

de la roca con la consecuente pérdida de fluido

de perforación y reducción del nivel, y a su vez,

presión hidrostática, resultando incluso en arre-

metidas.

ESTABILIDAD DE LAS FORMACIONES EN EL CAMPO PACOA

A continuación, se describen los principales

eventos que afectan la estabilidad del hoyo:

Densidad del fluido de perforación Cuanto mayor la densidad del fluido de perfo-

ración, mayor es la tensión radial y menor la ten-

sión tangencial. A su vez, el fluido en particular

genera una tensión confinante que aumenta la

resistencia a la compresión aparente de la roca.

La combinación de esos dos factores juega un

papel importante en la estabilidad del hoyo, así

como, el control hidrostático del pozo. Sin em-

bargo, al tener un alto incremento de la densidad

del fluido, el estado de tensiones dejará de actuar

como compresión y actuará como tracción, pu-

diendo llevar a la fractura de la formación.

Resistencia de la rocaLa resistencia de la roca está gobernada prin-

cipalmente por su mineralogía, propiedades físi-

co-químicas y mecánicas, y empaquetamiento de

los granos. En Pacoa, las formaciones tienen, en

su mayoría, un comportamiento plástico (Belco

y Tripetrol 1988-1991), pudiendo ser:

• Dúctil, se deforma, causando hoyo apretado,

haciendo necesario varias maniobras de

repaso.

• Débil (brittle), en el cual se observa la ruptura

fácil de roca con derrumbes parciales o totales

de la pared del pozo.

En algunos escenarios esto es causado por

una baja densidad del fluido, que a su vez genera

una baja tensión radial alrededor del pozo, per-

mitiendo que el hoyo se deforme permanente-

mente o se presente un derrumbe. No obstante,

para el caso particular de rocas débiles, un caudal

con alta presión conlleva a un alargamiento del

hoyo debido a una erosión mecánica.

Maniobras repetidas y circulación La presencia de gas intermitente, requerimien-

tos de limpieza, entre otros, generan la necesidad

de circular el pozo. Durante el proceso de circu-

lación ocurren cambios en la temperatura de las

formaciones expuestas, afectando la estabilidad

del pozo. El aumento de la temperatura lleva a:

• Reducción en la densidad del fluido y a su vez

en la tensión radial. Consecuentemente, se

presenta un aumento en la tensión tangencial.

• Aumento de la presión de poros, ya que los

fluidos de formación tienen un coeficiente de

expansión térmico mayor que la roca, lo cual

deriva en una reducción de las tensiones efec-

tivas, así como, en la presión diferencial. Tam-

bién causa esfuerzos sobre los granos, separán-

doles entre sí, esto reduce la fricción entre ellos

y por lo tanto la resistencia de la roca.

Los dos efectos anteriores causan desplaza-

miento del círculo de Mohr-Coulomb en dirección

a la envolvente de ruptura.

La reducción de la temperatura tiene efectos

contrarios a los expuestos anteriormente. El flui-

do presente en los poros sufrirá una contracción

más rápida que la matriz de la roca, derivando en

un aumento de las tensiones efectivas y presión

diferencial, haciendo que la roca se torne más re-

sistente. Sin embargo, conlleva el aumento de la

densidad del fluido, pudiendo causar una falla por

tracción.

Las maniobras frecuentes para acondicionar

la geometría del hoyo también causan fatigas de

las formaciones expuestas. Con la retirada de la

columna, la temperatura de la formación expues-

ta tiende a regresar a su temperatura original y

con la bajada de la sarta, la circulación enfría la

porción inferior y calienta la porción superior del

pozo. Se debe considerar también que las variacio-

nes de presión por succión (swab) o compresión

(surge) alteran el estado de tensiones alrededor

del pozo.

Efectos anisotrópicos Una de las características marcadas de

las formaciones productoras en Pacoa es el

fracturamiento natural debido a los esfuerzos



F


35

PE

RF

OR

AC

IÓN

y deformación regional, lo cual intensifica los

efectos anisotrópicos de tensión ( H difiere de h)

y heterogeneidad. Estos a su vez, son factores que

alteran la distribución de las tensiones en sitio. La

tectónica se destaca por un campo de esfuerzos

extensionales de dirección N-NE, dominado por

fallas normales con rumbo WNW-ESE (Buitron A,

2018) y su relación con las tensiones observadas

en sitio es V > H > h.

Mientras mayor es el efecto anisotrópico, me-

nor es la ventana operativa de trabajo. Este efecto

es minimizado a través de la dirección e inclina-

ción adecuadas para atravesar las formaciones de

modo favorable. Sin embargo, debido a que los po-

zos en Pacoa son verticales, por sus particularida-

des técnicas y económicas, no es posible atravesar

los tramos críticos de las formaciones de manera

favorable direccionalmente. Por ello, la calibración

de las propiedades reológicas del fluido, y su den-

sidad, constituye la mejor herramienta disponible

para el control de la estabilidad de las paredes del

hoyo.

Invasión por filtradoDebido a los rasgos geológicos de las formacio-

nes en Pacoa, y aun cuando se haya optimizado las

propiedades reológicas del fluido de perforación,

es difícil crear un revoque impermeable.

La invasión de fluido a la formación aumenta la

presión de poros alrededor del pozo y disminuye

las tensiones efectivas. El filtrado reduce la fuerza

de contacto entre los granos, y actúa como lubri-

cante, disminuyendo más aun la fricción entre los

granos. Incluso pueden existir reacciones químicas

y/o mecánicas con los minerales de la formación

causando hinchamiento, deformación del hoyo y

desprendimiento de la roca.

Hidráulica y limpieza de pozoLos sucesivos eventos de derrumbe resultan-

tes de fallas de las paredes del hoyo, por colapso,

aumentan el contenido de ripios en el fluido de

perforación. Si el mismo no tiene una buena capa-

cidad de transporte hacia superficie, se observará

un incremento en el ECD (densidad de circulación

equivalente). Esto significa que el gradiente de pre-

sión dentro del pozo puede exceder el de fractura

en otros tramos, resultando en pérdidas parciales

o totales de fluido. Sin embargo, se debe tener

un especial cuidado en zonas con fracturamiento

natural, aun cuando no se alcance el gradiente de

fractura.

Asimismo, la falta de capacidad de transporte

de los ripios y fragmentos de rocas provenientes

de un colapso, pueden llegar a ocasionar pegas

mecánicas de la sarta. En casos severos, se observa

ausencia de circulación, movimiento axial restrin-

gido y alto torque.

Para contrarrestar las ineficiencias en la reolo-

gía del fluido se puede aumentar el caudal de cir-

culación hasta alcanzar un flujo turbulento, como

un intento de mejorar el proceso de transporte de

ripios y la potencia hidráulica en las boquillas de la

broca. Aunque, esto causa erosión en las paredes

de los tramos con comportamiento plástico y dé-

bil. Es decir, en los intervalos en los que el círculo

de Mohr-Coulomb se encuentra más cerca de la

envolvente de ruptura.

Presencia de gasLa manifestación de gas ha mostrado ser inter-

mitente, causando variaciones de presión a lo lar-

go de la columna hidrostática, y, en consecuencia,

fatiga en la formación. Esto se traduce en inesta-

bilidad del hoyo con presencia de derrumbes y un

diámetro irregular.

El flujo de gas hacia el pozo reduce la presión

de la columna hidrostática y consecuentemente la

tensión radial y resistencia a la compresión apa-

rente, moviendo el círculo de Mohr-Coulomb más

cerca de la envolvente de ruptura. Por ello, la pre-

sencia de gas estaba también asociada a eventos de

derrumbes (Belco y Tripetrol 1988-1991).

Zonas de sobrepresión Las zonas anormalmente presurizadas tienen

generalmente presencia de gas atrapado en las fi-

suras de las fracturas naturales. En estas zonas las

tensiones efectivas son reducidas. Como efecto se-

cundario, una vez que el gas migra hacia el pozo se

acentúa aún más el desbalance entre las tensiones

radial y tangencial. Esto significa, la aparición de

puntos débiles, ya que el círculo de Mohr-Coulomb

es desplazado en dirección a la envolvente de rup-

tura, incrementando el riesgo de derrumbes.

Los eventos antes descritos ocurren de manera

individual o simultánea. Por este motivo, es muy

importante correlacionar los límites geomecáni-

cos, con las zonas donde estos eventos tienen ma-

yor probabilidad de presentarse, a lo largo de toda

la trayectoria planificada.

DE CAMPO Establecer el estado de tensiones no es una tarea

fácil en Pacoa donde se observan intensos eventos

tectónicos, sumado a que el modelamiento mate-

mático está basado en una teoría elástica linear del

medio poroso. Por esto, los datos de campo exis-

tentes fueron una excelente herramienta al ajustar

los parámetros y constantes asociadas para que los

resultados guarden coherencia con la realidad.

Las Figuras 1 - 4 presentan un análisis de sen-

sibilidad de la perforación respecto a las tensiones

efectivas alrededor del pozo.

F


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PE

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OR

AC

IÓN

la envolvente de ruptura.

(a)

(a)

(b)

(b)

--

(c) (d)



F


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IÓN

envolvente de ruptura.

-

(a)

(a)

(c)

(b)

(b)

F


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PE

RF

OR

AC

IÓN

CONCLUSIÓN El criterio de Mohr-Coulomb, aunque es un

modelo relativamente simple, ha mostrado ser

una herramienta importante para estimar los lí-

mites de las tensiones alrededor del pozo de las

formaciones del campo Pacoa. Fuera de estos lí-

mites, las formaciones tenderán a fallar por com-

presión o tracción. El enfoque propuesto provee

valores que guardan una buena correlación con

los eventos de inestabilidad/estabilidad del hoyo

y la densidad del fluido utilizada.

Se pudo evidenciar que la densidad del fluido

de perforación es un parámetro muy importante

en Pacoa para mantener una buena calidad del

hoyo y evitar posibles influjos, teniendo un gran

impacto en el desempeño de la construcción del

pozo. Sin embargo, no se debe dejar de lado los

restantes parámetros del diseño del fluido, in-

cluyendo su compatibilidad con los minerales

y/o fluidos de las formaciones atravesadas para

evitar reacciones físico-químicas no deseadas.

Esto no solo es importante para la estabilidad

y calidad del hoyo durante la construcción del

pozo, sino también, en la productividad de la for-

mación, lo cual finalmente puede traducirse en el

éxito o fracaso de un proyecto desde el punto de

vista económico.

La distribución de tensiones muestra que,

para perforar los pozos profundos, hasta la Uni-

dad Rosario, un rango de densidad de fluido de

perforación entre 12 a 13 ppg es adecuado para

mantener la estabilidad del hoyo.

Valores altos de ECD propios de una pobre

limpieza e inestabilidad del hoyo inhiben la apa-

rición de gas, enmascarando la estimación de la

presión de poros, ocasionando pérdidas de circu-

lación localizadas en las zonas de fracturamiento

natural o alcanzando el gradiente de fractura.

El desempeño de la perforación, en términos

de rata de penetración, se ve afectado por la esta-

bilidad del hoyo ya que las zonas con derrumbes

son más propensas a la presencia de vibraciones

laterales (centro geométrico del pozo despla-

zado) de mayor intensidad, más aun, en pozos

verticales como los perforados en Pacoa. A ello,

se debe añadir que, una alteración en las caracte-

rísticas del fluido puede afectar su capacidad de

limpieza y, por lo tanto, comprometer el desem-

peño de la broca.

El estado de tensiones y geopresiones

son herramientas que no solo se aplican a la

perforación, sino también, a los trabajos de

reacondicionamiento como la estimulación de

pozos por fracturamiento hidráulico. Para esta

aplicación, el conocimiento previo del estado

de tensiones y su distribución espacial es muy

importante, permitiendo tener una referencia

de la propagación de la fractura dentro de la

formación. De igual forma, provee una guía para

conocer la presión a la cual tiene que estar sujeta

la roca para su ruptura y presión de cierre.

RECOMENDACIONESBuscar alternativas que permitan implemen-

tar el cálculo de geopresiones y estado de ten-

siones en sitio en tiempo real, para monitorear

el avance de la perforación y mejorar la toma de

decisiones operativas.

Calibrar adecuadamente la densidad del

fluido de perforación para asegurar la estabili-

dad hidrostática del hoyo, sin dejar de lado las

propiedades reológicas del fluido, sobre todo la

viscosidad y el filtrado (revoque), tomando en

cuenta que la construcción del pozo atravesaría

zonas naturalmente fracturadas. Una situación

similar ocurre en pozos de relleno, donde exis-

te la posibilidad de encontrarse con intervalos

de baja presión (esto también significa mayores

tensiones efectivas), susceptibles a una mayor

filtración e incluso perdidas de circulación.

Analizar cuidadosamente los pozos que ten-

gan como objetivo los reservorios de Rosario y

cuyo diseño sea de dos secciones, ya que un gran

intervalo de hueco abierto estaría expuesto y en

contacto prolongado con el fluido de perfora-

ción.

Mantener buenas prácticas operativas en

actividades de conexión al bajar o sacar la sar-

ta y demás operaciones. Así como, definir un

mapa de parámetros acorde al comportamiento

de cada formación, estableciendo una curva de

aprendizaje optimizada pozo a pozo.

Mitigar los efectos de compresión (surge) en

las zonas potenciales de pérdida de fluido, es

decir, en los tramos naturalmente fracturados.

Mientras que, en los puntos de comportamien-

to plásticos, se debe evitar los efectos de succión

(swab) para prevenir la deformación permanen-

te o derrumbes.

Diseñar una configuración de sarta de perfo-

ración simple y de tipo empacada. Esto, conside-

rando que en Pacoa se perforan preferentemen-

te pozos verticales. Este tipo de sarta permitirá

mantener la verticalidad y evitar exponer equi-

pos costosos en un ambiente propenso a eventos

de pegas por derrumbe.

Considerar el cálculo de la MSE (Mechanical

Specific Energy), el cual debe ser contrastado

con el CCS (Confined Compressive Strength), en

tiempo real como herramienta para monitorear

el desempeño de la perforación.

Realizar una mayor frecuencia de muestreo

de los ripios en superficie, incluyendo un análisis



F


39

PE

RF

OR

AC

IÓN

mineralógico de los mismos, debido a que es un

factor muy importante en el diagnóstico del

estado mecánico del hoyo y para definir posibles

cambios en la propiedad del fluido.

Caracterizar con el mayor detalle posible las

formaciones, particularmente aquellas que pre-

sentan zonas con fracturamiento natural por

el movimiento tectónico y/o comportamiento

plástico. Con esto, se podrá mejorar la profundi-

dad de las zapatas y configuración del pozo.

Realizar pruebas de integridad de formación

(leakfoff test) prolongadas y en lo posible en va-

rias profundidades para calibrar la tensión hori-

zontal mínima (presión de cierre), así como, la

presión de fractura, sin dejar de tomar en cuenta

los aspectos técnicos y económicos ya que genera

puntos débiles y encarece los costos operativos.


leum. Comentarios y sugerencias: Alfredo Bui-

trón, Erith Valbuena, Héctor Blandón, Jose En-

dara y Valdo Rodrigues.

REFERENCIAS • Belco, 1988, Completion Report, Well B1-San

Pablo-1X

• Belco, 1991, Reporte final Pozo La Mata Chi-

vato 1X.

• Buitron A, 2018. Informe Área Pacoa SEPSA

• Luis Alberto Santos Rocha, 2007, Projetos

de Poços de Petróleo (Geopressões e assenta-

mento de colunas de Revestimentos).

• PGE Petróleo y Gas Septiembre, 2019. Nuevas

Oportunidades de Desarrollo y Exploración

para el Campo Pacoa.

• PGE Petróleo y Gas Diciembre, 2019, Primer

Fracturamiento Hidráulico de la Unidad Ro-

sario en el Campo Pacoa.

• PGE Petróleo y Gas Junio, 2020, Caracterís-

ticas Geomecánicas de las Formaciones del

Campo Pacoa y su Influencia durante la Per-

foración.

• Valdo Rodrigues, 2011. Projeto Unificado FH.

• Tripetrol, 1991, Reporte Final Pozo Guaya-

cán.

• Tripetrol, 1991, Reporte Final Pozo Pacoa-01.

40


I

EN

ER

GÍA

proyectos de energía geotérmicaAutor: Francisco Porturas

RESUMENLa Agencia Internacional de Energía (AIE) es-

tima que los kilómetros superiores de la corteza

terrestre contienen energía térmica la cual es va-

rios millones de veces mayor al consumo anual

de energía de la Tierra. El calor aumenta a medi-

da que aumenta la profundidad.

Este artículo parte de las tres premisas bási-

cas: 1) La energía geotérmica generalmente se

considera ecológica y no causa cantidades sig-

nificativas de contaminación, 2) Los depósitos

geotérmicos se reponen naturalmente y, por lo

tanto, son renovables (no es posible agotar los

recursos) y, 3) Excelente para generar electrici-

dad, calefacción y refrigeración: incluso los ho-

gares pequeños pueden beneficiarse.

Se extiende con los beneficios y avances que

ofrece la tecnología de la industria de petróleo

y gas para optimizar operaciones y costos en la

industria geotérmica.

La industria del petróleo y gas tiene mucho

que ofrecer a la industria de energía geotérmi-

ca. Esta competencia operativa, investigación y

tecnología dentro de la exploración, manejo y ge-

renciamiento de reservorios, monitoreo a tiem-

po real, estimulación, perforación, terminación y

registro de pozos e instrumentación, son trans-

feridas a la industria geotérmica para optimizar

operaciones, costos y adelantar la apertura tem-

prana a la producción de los campos geotérmicos

y drenaje de calor de las rocas circundantes.

La energía geotérmica proporciona muchos

negocios y oportunidades para las empresas y

compañías de servicios del sector del petróleo

y gas, las cuales en sus planes de actividades ya

incluyen en su portafolio de energía, un alto por-

centaje de transición hacia energías renovables

incluyendo la energía geotermal.

SUMMARYThe International Energy Agency (IEA)

estimates that the upper kilometers of the

earth’s crust contain thermal energy that is

several million times greater than the Earth’s

annual energy consumption. Heat increases as

depth increases.

This article starts from the three basic

premises: 1) Geothermal energy is generally

considered ecological and does not cause

significant amounts of pollution, 2) Geothermal

reservoirs are naturally replenished and therefore

renewable (resources cannot be depleted) and,

3) Excellent for generating electricity, heating

and cooling - even small homes can benefit.

It is extended with the benefits and advances

offered by the technology of the oil and gas

industry to optimize operations and costs in the

geothermal industry.

The oil and gas industry has a lot to offer the

geothermal energy industry.

This operational competence, research and

technology within the exploration, management

and management of reservoirs, real-time

monitoring, stimulation, drilling, completion

and registration of wells and instrumentation,

are transferred to the geothermal industry and

thus optimize operations, costs and advance the

opening early to production from geothermal

fields and heat drainage from surrounding rocks.

Geothermal energy provides many

businesses and opportunities for companies

and service companies in the oil and gas sector,

which in their activity plans already include in

their energy portfolio, a high percentage of

transition towards renewable energies including

geothermal energy.

INTRODUCCIÓNLa energía geotérmica es el calor que se ge-

nera dentro de la Tierra. Es un recurso renova-

ble que puede aprovecharse para uso humano.

La energía geotérmica ofrece muchas opor-

tunidades comerciales a las empresas de la in-

dustria del petróleo y gas. La competencia y

tecnología demostrada dentro del área de ex-

ploración, manejo de reservorios, perforación,

terminación, registro de pozos y demanda de

instrumentación.

Tecnología del petróleo-gas

los proyectos de energía geotérmica

Presidente de Peruvian Geothermal Association,

MSc (NTH Noruega), BSc Geología (UNMSM),

Ingeniería Industrial (UNI, Perú). Asesor Innovador

del Centro de Energía del Futuro y apasionado

promotor de energías renovables e.g. energía

geotérmica.

Autor: Francisco Porturas



Palabras claveGeoterma, magma, olla

caliente, sistema geotermal, factor de recuperación,

permeabilidad, hidratación subducida, drenaje de calor de las rocas circundantes, energía

geotérmica, recursos geotér-micos, tecnología geotérmica,

economía geotérmica.

41


I

EN

ER

GÍA

Figura 1, muestra los tres principales siste-

mas, cómo se puede fundir el manto y generar

calor hacia la superficie e.g.: a) Pluma manteliar,

b) Descompresión dorsal y, c) Hidratación sub-

ducida. Donde por ejemplo, el Archipiélago de

Galápagos está asociado a la pluma manteliar,

mientras que Ecuador continental está asociado

a un sistema de hidratación subducida y parcial-

mente margen divergente.

Nota: La cadena de los Andes desde Chile,

Argentina, Bolivia, Perú, Ecuador y Colombia, a

más de ofrecer un gran potencial de energía geo-

térmica a lo largo de toda su extensión, también

son fuentes de mineralizaciones polimetálicas

muy prolíficas. Aquí la utilización de la energía

geotérmica expandiría el desarrollo de activida-

des mineras y económico social.

DESCRIPCIÓN DE LOS RECURSOS GEOTÉRMICOS

En muchos países de América Latina la des-

cripción y evaluación de recursos geotérmicos

está en proceso.

Los cuantiosos informes de las investigacio-

nes de campo y su descripción incluyen: carac-

terísticas y potencial de cada recurso, área de

interés, condiciones geológicas, profundidad y

temperatura del recurso, composición de fluidos,

etc., algunas áreas ya tienen información geofísi-

ca, hidro geoquímica y pozos de alcance somero.

Es importante familiarizarse con todos los

aspectos de geotécnica del subsuelo, ingeniería

de superficies, comercial, ambiental, regulatoria,

social y legal, y no solo para la geotermia sino

también para las alternativas de la competencia

del cliente.

• La cuantificación de los recursos existentes se

podría clasificar en los siguientes grupos:

• Recursos de muy baja temperatura (T <30 ºC).

• Recursos de baja temperatura (30 ºC <T <100

ºC).

• Recursos de temperatura media (100 ºC <T

<150 ºC).

• Recursos de alta temperatura (T> 150 ºC).

• Recursos en sistemas geotérmicos estimulados.

Los métodos cuantitativos para evaluar los

recursos geotérmicos generalmente se agrupan

en cuatro categorías: a) método de flujo de calor

superficial, b) método volumétrico, c) método

de fractura plana, d) método de entrada de calor

magmático, de gran similitud con el flujo de tra-

bajo en petróleo y gas.

42


I

EN

ER

GÍA

La extensión del término “factor de recupera-

ción” a la energía geotérmica permite definir el

factor de recuperación geotérmica como la rela-

ción entre la energía geotérmica extraída y uti-

lizada, y el total originalmente contenido en un

volumen subterráneo dado de roca y agua.

Tabla 1, muestra las ventajas y desventajas aso-

ciadas a la energía geotérmica, mientras que la Ta-

bla 2, muestra un gran espectro de múltiples aplica-

ciones, adaptables a las condiciones geográficas de

regiones o microrregiones, donde se desarrolla el

proyecto: costa, sierra, ceja de selva y selva.

Ventajas de la energía geotérmica Desventajas de la energía geotérmica

• La energía geotérmica generalmente se considera amigable

de contaminación.

• Los reservorios geotérmicos se reponen naturalmente y, por lo tanto, son renovables (no es posible agotar los recursos).

• Potencial masivo: las estimaciones superiores muestran un potencial mundial de dos Tera vatios (TW).

• base (a diferencia de otras energías renovables como la eólica y solar).

• Ideal para calefacción y refrigeración, incluso los hogares

• Aprovechar la energía geotérmica no implica ningún

precios de la electricidad estables.

• Huella pequeña en tierra: se puede construir parcialmente bajo tierra.

• La energía geotérmica está disponible en todas partes, aunque solo algunos recursos son rentables.

• Los avances tecnológicos recientes (por ejemplo, sistemas

más recursos y reducir los costos.

• Hay algunos problemas ambientales menores asociados con la energía geotérmica.

• Las plantas de energía geotérmica pueden,

sísmicos y terremotos de muy baja escala.

• tanto con las plantas de energía geotérmica como con los sistemas de calefacción / enfriamientos geotérmicos.

• de los recursos simplemente no son rentables).

• La energía geotérmica solo es sostenible (renovable) si los reservorios geotérmicos se gestionan adecuadamente.

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TÉCNICAS DE EXPLORACIÓN GEOFÍSICAEstudios geofísicos principales para evaluar

el potencial de campos geotérmicos y en nuevos

prospectos (Figura 2), incluyen: resistividad de

corriente continua (CC), electromagnética tran-

sitoria (TEM) y magnetotelúrico (MT), sísmica

de refracción y ondas transversales.

En nuevos prospectos, ya sea lidiando con la

exploración en rocas cristalinas duras o sedimen-

tos de cuencas, tienen una gran influencia en las

técnicas de exploración disponibles, pero en to-

das las rocas la gravedad y gradiometría magné-

tica, magnetotelúrica y técnicas de resistividad

como la tomografía de resistividad eléctrica es-

tán continuamente haciendo nuevos avances.

Sin embargo, estos a menudo son sensibles a la

penetración profunda y los contrastes de densi-

dad, resistividad y carácter magnético que están

presentes en las rocas. Cualquiera sea el contras-

te que estemos tratando de detectar en una roca,

es fundamental exista un contraste significativo

para que una técnica de detección sea viable. La

sísmica no funcionaría si no hubiera contrastes

de impedancia.

El propósito también es obtener una resolu-

ción y precisión que sea mejor a la que ya pode-

mos hacer con las técnicas de modelado.

Los métodos electromagnéticos siempre fun-

cionan aun en un entorno ruidoso. La tierra y el

universo no son lugares electromagnéticamente

silenciosos. Eso significa que siempre hay limi-

taciones en lo que se puede lograr, pero son una

opción interesante para explorar más a fondo y

la mayoría de los grandes proveedores ofrecen

herramientas de registro dieléctrico de fondo

de pozo para ayudar con las calibraciones en el

futuro. La calibración con información de pozos

es clave.

En los métodos de exploración que se selec-

cione, es fundamental el tipo de permeabilidad

que se busca. Si es geotermia de baja entalpía

(típicamente menos de 150 ° C) para usos di-

rectos de agua caliente o generación de energía

de fluido binario de ciclo de Rankine orgánico

(ORC), entonces las cuencas sedimentarias en

tierra que se persiguen con frecuencia son simi-

lares a los objetivos de la exploración de recursos

de hidrocarburos. En consecuencia, muchos de

los métodos de exploración son los mismos. Ex-

cepto cuando las ubicaciones en tierra o cerca de

áreas edificadas limitan las opciones. La sísmica

marina costa afuera, del tipo que está disponible

hoy en día no es muy aplicable en la exploración

geotérmica. La sísmica terrestre está mejorando

significativamente a medida que mejoran los al-

goritmos de procesamiento de ruido.

Un nuevo desarrollo interesante es el uso

de radar para la penetración del subsuelo y se

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conoce desde hace algún tiempo. La profundidad

a la cual esto se puede lograr de manera confiable

es un tema en evolución y puede presentar uno

o dos problemas, pero instrumentos como la

herramienta Mars Express MARSIS de la ESA

(European Space Agency) que está orbitando

Marte y detecta lagos de agua subglaciales

debajo del polo sur de Marte a profundidades de

alrededor de 1 km, dan una idea de lo que puede

ser posible. Donde los contrastes dieléctricos lo

faciliten.

INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y GAS A LA GEOTERMIA

En campos maduros la incorporación de ener-

gía geotérmica en el campo petrolero maximiza

el retorno de la inversión al utilizar la infraes-

tructura existente durante más tiempo y de ma-

nera más eficiente, al reducir la dependencia de

la red eléctrica, reducir los costos de electricidad

de los campos petrolíferos, minimizar los costos

de desmantelamiento y reducir las emisiones de

carbono.

Un solo megavatio hora (MWh) de electrici-

dad generada a partir de agua geotérmica (en

lugar de diésel) reducirá la emisión de dióxido de

carbono en 760 kg. En el transcurso de un solo

año, asumiendo un factor de capacidad del 90

por ciento (y la geotermia suele ser más del or-

den del 95 por ciento), una planta típica de 1MW

reduce las emisiones anuales de dióxido de car-

bono en 6.000 toneladas métricas.

La energía geotérmica ofrece muchas opor-

tunidades comerciales para las empresas de la

industria del petróleo y gas y tiene mucho que

ofrecer a la industria geotérmica.

El avance más notable (Figura 3), es en la tec-

nología de perforación y completación y en tie-

rra ha reducido el tiempo de perforación en un

80 por ciento. Esto se debe principalmente a la

mejora de la eficiencia operativa. Basándonos en

esta experiencia en perforación, se han identifi-

cado más de 100 posibles mejoras en el plan de

perforación. Por ejemplo, el proyecto en Islandia

donde existe la posibilidad de reducir el tiempo

de perforación con hasta dos tercios en la perfo-

ración geotérmica.

La investigación temprana de las propiedades

de las rocas y los fluidos (Figura 4), junto con la

detección geológica de escenarios potenciales, per-

mitirá la mejor definición del polígono de punto

óptimo confiable y una operación de campo impe-

cable, minimizando la incertidumbre y el riesgo. El

modelado petrofísico y geomecánica es una parte

muy importante de la evaluación de formaciones

de yacimientos no convencionales; cuanto mejor

y adecuado es el modelo, mejor es el diseño de la

fractura hidráulica.

Cuando se ubica el polígono de punto óptimo

de mayor confianza, esta será el área que tenga la

porosidad efectiva más alta (más gas y petróleo li-

bres), mayor fragilidad, mayor complejidad de frac-

tura, mayor área de superficie, menor esfuerzo de

cierre efectivo y la mayor cantidad de microfractu-

ras (o fracturas naturales) por unidad de volumen.

Similar a lo que se requiere en el campo geotérmico.


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Todos los escenarios que se investigan en la in-

dustria del petróleo y gas son aplicables a los ya-

cimientos geotérmicos: desde el conocimiento del

yacimiento hasta el flujo de trabajo del proceso de

estimulación, permiten la caracterización detallada

del yacimiento, descifrando la roca para su estimu-

lación, hacia optimizar tanto el diseño de termina-

ción como la fracturación hidráulica para mejorar

la producción de gas o petróleo de yacimientos no

convencionales y de muy baja permeabilidad, am-

biente y retos similares al reservorio geotermal.

¿MONITOREO CON FIBRA ÓPTICA UN POZO GEOTERMAL? TIEMPO REAL

Las empresas energéticas iniciaron hace varios

años la investigación en geotermia y desarrollo

de campo. Entre ellas, la tecnología DTS y DAS

de fibra óptica (Figure 5) la cual ofrece soluciones

para adquirir datos mejorados con aplicaciones en

operaciones de monitoreo de flujo de producción,

terminación y fractura hidráulica en tiempo real

durante el ciclo de vida del activo.

CASO DE UN PROYECTO INTEGRADO: PETRÓLEO Y GAS HASTA PLANTA GEOTÉRMICA DE LANDAU (ALEMANIA)

La primera planta de energía geotérmica co-

mercial en Alemania es en Landau. Empezó a

realizarse bajo el estudio de las condiciones geo-

lógicas del Valle del Alto Rin en 2003. El proyec-

to comenzó a implementarse en 2004 y desde

el 21 de noviembre de 2007 la Central Eléctrica

Landau está oficialmente operativa.

La instalación de Landau explota agua termal

a una temperatura de 155 grados Celsius desde

la profundidad de 3.000 metros (33 grados de

desviación). Sobre la superficie, se consume de

dos formas. La alta temperatura se utiliza para

generar vapor como combustible de la turbina

que genera electricidad. Una vez que sale del me-

canismo primario, el agua tiene una temperatura

de alrededor de 72 grados Celsius. Este calor re-

sidual es absorbido por sistemas de calefacción.

El agua con una temperatura de 50 grados Cel-

sius se inyecta bajo la superficie a través de un

para aguas profundas.

multilaterales.

fondear. Posicionamiento dinámico.

Arquitectura de drenaje

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espaciamiento.


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pozo de inyección de 3.170 metros de profundi-

dad (deflexión de 25 grados). Figura 6, muestra

imágenes resaltadas de la planta geotérmica de

Landau: pozo de inyección y productor, sistema

integral y tipo de completación.

Hoy produce electricidad para 6.000 hogares

extrayendo calor debajo del lecho de roca, casi

dos millas bajo la superficie de la tierra. Una

planta de carbón que produzca la misma elec-

tricidad emitiría 30.000 toneladas de dióxido de

carbono al año.

MIRANDO HACIA EL FUTUROLa Tabla 3ª, muestra los pronósticos sobre el

consumo de energía y las principales fuentes mi-

rando hacia más allá del 2035.

Los hidrocarburos jugaran un papel muy im-

portante y las energías renovables y el gas mues-

tran una tendencia en ascenso. Aquí la energía

geotérmica se perfila como la opción de creci-

miento en las próximas décadas.

La Tabla 3b, muestra una breve comparación

de precios al 10 de agosto del 2020. Claramen-

te se nota que hay mucha competencia y la ten-

dencia “verde”, innovación e investigación han

resultado en aceptación global de las fuentes

de energías renovables, perfilando a la energía

geotérmica como una opción local para muchos

países.

DESCUBRIENDO LA SALMUERA DE LITIO AL PERFORAR EN BUSCA DE HIDROCARBUROS

La salmuera de litio en Leduc (Alberta, Ca-

nadá) es un subproducto de la industria del pe-

tróleo y gas. La salmuera se utilizará como parte

de una prueba de ampliación de tecnología con

recuperación enriquecida con litio. La compañía

Well Trajectory and thousands ofReal Time measurement per second

Pressure and Temperature

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operadora ha delineado una fuente de recursos in-

feridos de 6.7 millones de carbonato de litio equi-

valente de la Formación Leduc.

El recurso de salmuera colocará a Alberta, Ca-

nadá, como uno de los mayores con recursos de

litio del mundo.

Similar al descubrimiento de la salmuera de li-

tio en Canadá, mientras se buscaba petróleo, más

de 13 campos geotérmicos, por ejemplo, Imperial

Valley (California), Basin y Range (Nevada, Idaho

y Nuevo México) fueron descubiertos por pozos

que exploraban agua, petróleo y gas.

El campo Romerberg en Alemania, nuevamen-

te por accidente, en 2003 cuando una geotermia

apuntó bien al Permian Rotliegend a 2000 y resul-

tó en un sitio de petróleo, gas y geotermia.

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El sector noruego del Mar del Norte ya está

evaluando áreas donde se han identificado 170

grados C.

Los pozos abandonados que ya están tapona-

dos se pueden reperforar.

CONCLUSIÓN• La industria del petróleo y gas tiene mucho

que ofrecer a la industria geotérmica.

• Se recomienda establecer un plan para decidir

qué datos deben recopilarse de los pozos pilo-

to, es fundamental para diseñar el sistema de

producción del yacimiento geotérmico y opti-

mizar el factor de recuperación.

• Buscar la distribución espacial de las rocas

reservorio, atrapadas en estructuras simples,

con fallas mínimas y heterogeneidad horizon-

tal y vertical para minimizar la incertidumbre

en la ubicación espacial de los pozos produc-

tores e inyectores.

• La revitalización de pozos abandonados de

petróleo y gas con energía geotérmica puede

extender la vida útil.

• Realizar un análisis de VPN para cada esce-

nario y luego seleccionar el escenario que sea

económicamente más atractivo.

• Como valor agregado, varios campos geotér-

micos en varios países del mundo se están

explotando para producir e.g. ácido bórico,

sulfúrico, litio y silica (mucho más rápido que

de los salares y de minas).

Share of total energy

Water

Wind

Solar

Biomass

Nuclear

Coal

Oil

Gas

Kostnader i$/MWh

Water

Wind

Solar

Biomass

Nuclear

Coal

Oil

Gas

b Cuota de mercado Costos USD por MWh

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REFERENCIASPorturas, F., Van Gijtenbeek, K., Wellenhoefer,

B., Markim, M., Terentyev, I., Carvalho, F., and

Nunes, M., 2014, Unconventional Shale plays:

Geo-Engineering consideration for multiple-

stage hydraulic fracturing and completion

optimization, IBP1767-14, Rio Oil and Gas

Expo and Conference, 15-18 September, Rio de

Janeiro, Brazil.

Porturas, F., 2020, “Transferencia de la

tecnología del petróleo y gas a la energía

geotérmica: oportunidades”. Semana Geológica

2020. Piura, Perú. Asociación Geológica de

Piura. Jul 28, 2020 Publicación descripción:

AGPI CEINGEO AAPG. Peruvian Geothermal

Association.

Hveding, F. and Porturas, F., 2015, Integrated

Applications of Fiber-Optic Distributed Acoustic

and Temperature Sensing. SPE-177222-MS.

LACPEC 18-20 Nov. 2015. Quito. Ecuador.


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Buenas prácticas en el relacionamiento comunitariocontexto COVID-19Autor: Darwin Vega

RESUMENEl presente documento propone un conjun-

to de buenas prácticas que debemos seguir en el

relacionamiento con las comunidades en la zona

de influencia directa con los proyectos del área

hidrocarburífera en el nuevo contexto del CO-

VID-19. Surge como respuesta a la necesidad de

información que requieren las comunidades sobre

el COVID-19 ¿qué es? ¿cómo se propaga? ¿cómo

debemos cuidarnos y cómo enfrentar la nueva

normalidad?

Podremos encontrar formas seguras para in-

teractuar con las comunidades cuando debamos

mantener reuniones, como la adaptación al nuevo

contexto, medidas para trabajar con grupos vul-

nerables, líneas editoriales para comunicar sobre

el COVID-19, formas de participación y empode-

ramiento comunitario, seguimiento y aprendizaje

de convivencia con la pandemia y el cuidado del

personal de Relaciones Comunitarias.

Nuestra intención es guiar y transmitir la me-

jor forma de relacionarse en el contexto de CO-

VID-19 con la comunidad de la que somos parte.

Es aplicable a toda persona que de una u otra ma-

nera deba estar en contacto con miembros de las

comunidades.

SUMMARYThis document proposes a set of good practices

that we must follow in the relationship with

communities in the area of direct influence with

hydrocarbon area projects in the new context of

COVID-19. This article comes in response to the

need for information required by communities on

COVID-19.

We can find safe ways to interact with communities

when we need to hold meetings as the adaptation to

the new context, measures to work with vulnerable

groups, editorial lines to communicate about

COVID-19, forms of participation and community

empowerment, monitoring and learning from

coexistence with the pandemic and the care of

Community Relations staff.

Our intention is to guide and transmit the best

way to relate in the context of COVID-19 with

the community of which we are part. It applies

to anyone who in one way or another must be in

contact with members of the communities.

La pandemia de COVID-19 es una amenaza de

gran proporción tanto para la salud física como

para la salud mental y el bienestar de sociedades

enteras que se han visto gravemente afectadas

por esta crisis, siendo ésta una prioridad que debe

abordarse con urgencia1.

Informar a la comunidad acerca de los riesgos

en la salud que puede representar el COVID-19,

así como las medidas que puede tomar para pro-

tegerse, resulta clave hacia reducir las probabili-

dades que las personas se infecten y así mitigar la

propagación de la nueva enfermedad.

Esta metodología va dirigida como apoyo a los

equipos de Relaciones Comunitarias que están

trabajando directamente con las comunidades

en la pandemia de COVID-19. Pretende servir de

orientación general para la participación comu-

nitaria durante la respuesta al brote y reducir el

impacto de esta sobre las actividades que realizan

las empresas y al mismo tiempo asegurar en todo

momento la protección de las personas de cada

comunidad.

En este documento se ha tratado de presentar

un panorama completo de las prácticas recomen-

dadas para establecer relaciones con los actores

sociales en el contexto de COVID-19.

2. DE MANERA SEGURA JUNTO A LA COMUNIDAD

Para establecer una relación con la comunidad

y otros actores sociales y con el fin de reducir el

riesgo de contagio, el personal de Relaciones Co-

munitarias y toda persona que trabaje con éstos,

deberán hacer algunos cambios en el modo en que

interactúan con las comunidades.

Entre esos cambios, están:

• Células de Trabajo (Células de Trabajo No Con-

tactadas): Grupos de operarios que deben tra-

bajar necesariamente juntos por la naturaleza

de las tareas que realizan, se transportan en el

mismo medio y comparten instalaciones co-

munes en el lugar de trabajo.

Buenas prácticas en el relacionamiento comunitariocontexto COVID-19

Licenciado en Biología y Química, Doctor en Biología, Master en Medio Ambiente y Master en Gestión y Desarrollo Social. Coordinador de Relaciones con la Comunidad en

temas sociales, medio ambiente y seguridad.



Palabras clavesCOVID-19, células de trabajodistanciamiento físico, pandemia, relaciones con los actores sociales, comunidad, relacionamiento comunitario, comunicación, grupos vulnerables

KeywordsCOVID-19, work cells, physical distancing, pandemic, relations with social actors, community, community relations, communication, vulnerable groups

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• Distanciamiento físico: En caso de ser estric-

tamente necesario, se realizarán reuniones

con las comunidades, por lo que será indis-

pensable adoptar medidas de distanciamiento

físico para estar fuera del alcance de las gotas

de saliva al toser o estornudar. Estas medidas

incluyen:

• Saludar evitando el contacto corporal, in-

cluidos los apretones de manos.

TECPETROL.

TECPETROL.

F4. Uso de mascarilla. Fuente TECPETROL.• Mantener una distancia de mínimo 2 me-

tros con respecto a otras personas.

• Tener la precaución que asistan pocas

personas y todas tengan mascarilla y la

lleven puesta.

• Evitar que la reunión sea grande, cual-

quier grupo de 10 o más personas consti-

tuye una reunión grande.

• Practicar una buena higiene respiratoria y

de las manos:

• Al toser o estornudar, cúbrase la boca y

la nariz con el codo flexionado o con un

pañuelo.

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operativas de TECPETROL.

F6. Lavado de manos. Fuente prácticas operativas de TECPETROL.

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del virus. Fuente TECPETROL.

• Tire el pañuelo inmediatamente y lávese

las manos con un desinfectante de manos a

base de alcohol, o con agua y jabón.

• Al cubrir la boca y la nariz durante la tos o

el estornudo se evita la propagación de gér-

menes y virus. Si usted estornuda o tose cu-

briéndose con las manos puede contaminar

los objetos o a las personas que toque.

• Administrar las relaciones con la comunidad

como una función más de la empresa. Se debe

evitar que ciertas acciones puedan acarrear

daños a los miembros de las comunidades o al

personal de la o las empresas y organizaciones

socias; evaluando, previniendo y mitigando

los riesgos. Eso supone trabajar con todos los

equipos para revisar la evaluación de riesgos de

cada proyecto, asegurándose que el COVID-19

se haya considerado entre los riesgos y discu-

tiendo en equipo cómo mitigarlos. Hacer circu-

lar códigos de conducta, prácticas operativas,

entre otras medidas de prevención, y recordar

al personal la necesidad de su cumplimiento.

Caso prácticoEn el Bloque Misión – México, donde opera TE-

CPETROL, los especialistas recomiendan que se

mantenga la distancia social de dos metros entre

compañeros para evitar la propagación del virus.

Los colaboradores de las células de trabajo to-

man distancia durante una charla de seguridad

en el pozo Santa Anita 279.

ADAPTACIÓN La crisis que estamos atravesando a nivel

mundial ha cambiado nuestra rutina y para esta-

blecer una relación con la comunidad en el nuevo

contexto se requiere tiempo y planificación.

La pandemia de COVID-19 es una situación

muy cambiante y el acceso a las comunidades

puede verse limitado en cualquier momento.

Por esta razón, ahora la empresa debe empe-

zar a relacionarse con los actores sociales en una

etapa mucho más temprana que en el pasado.

Establecer relaciones con los actores sociales

en una etapa más temprana brinda una buena

oportunidad para diseñar planes de participa-

ción alternativos, se recomienda aclarar desde

un principio que aún existen muchas incerti-

dumbres y aspectos desconocidos en el actual

contexto social.

Para el nuevo contexto y adaptación, reco-

mendamos:


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• Mapeo de comunicaciones en las comunida-

des. El trabajo de Relaciones con la Comuni-

dad, hace que debamos conocer qué tipo de

comunicación usan los actores sociales. Exis-

ten zonas sin cobertura, sin acceso a la radio

o a redes sociales. Sin embargo, en muchas

comunidades habrá alguna persona que tenga

un teléfono o una radio y pueda convertirse en

proveedora de información clave cuando se li-

mite el acceso.

• Las intervenciones participativas de la comu-

nidad. Todo lo relacionado a comunicación

externa se manejará de acuerdo a lineamientos

corporativos.

Deben incluir información exacta sobre los

riesgos, este tema aún se desconoce y se está tra-

bajando para encontrar respuestas, las medidas

que están tomando las autoridades sanitarias y

las medidas que pueden tomar las personas para

protegerse a sí mismas.

Caso PrácticoEl Grupo Techint organizó la Conferencia CO-

VID-19, donde se disertó sobre el estado de si-

tuación actual de la enfermedad y los distintos

tipos de testeos.

El objetivo de la conferencia fue compartir la

experiencia de Humanitas Research Hospital,

con las comunidades de Latinoamérica que aún

enfrentan el crecimiento de la pandemia.

• Revisar cualquier análisis realizado previa-

mente. Los resultados de los análisis de riesgos

sociales por COVID-19, las evaluaciones de im-

pacto sanitario y social, informes de la expan-

sión de la pandemia en las comunidades loca-

les. Esto servirá para planificar las actividades

relacionadas con la empresa en ese sector.

• Mantener contacto permanente con centros

de salud. Para tener acceso a datos epidemio-

lógicos actualizados, se debe trabajar con los

centros de salud con el fin de acceder a datos

desglosados por sexo y edad para buscar pa-

trones que puedan indicar un mayor riesgo en

grupos concretos de la comunidad.

• Listas actualizadas de autoridades. Autori-

dades gubernamentales, locales y actores re-

levantes, así como, cualquier vía de remisión

para poder poner en contacto a las comunida-

des y personas afectadas por el COVID-19 con

los servicios pertinentes.

• Seguimiento continuo de cualquier cambio en

el contexto actual. Permite remitir casos debi-

do a cambios en el contexto. La pandemia tiene

un impacto discriminado en diversos grupos

de población y su capacidad de respuesta.

• Mapeo de las partes interesadas. Identificar y

priorizar las partes interesadas definidas como

clave relacionadas con la pandemia. Este lis-

tado se revisará regularmente y se realizarán

las acciones de comunicación necesarias con el

objetivo de mantenerles informados sobre el

tema de referencia y/o de negocio que sea de

relevancia para las partes.

• Confinamientos, cuarentenas y lo que implican:

Socializar cómo realizar correctamente la

cuarentena. En un contexto de confinamiento,

cierre de escuelas y necesidad de cuidados ante

la posible presencia de uno o más contagiados

en el hogar, la carga de trabajo doméstico

no remunerado que asumen las mujeres, las

Adaptación al nuevo contexto

COVID-19

Mapeo comunicaciones

Participación activa de lacomunidad

Análisis de los riesgos

sociales porCOVID - 19

Contacto conorganismos

de salud

Contacto conautoridades

Seguimientoa los cambiosde contexto

Mapeo de las partesinteresadas

Confinamientoy cuarentena

Research Hospital.

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adolescentes y las niñas, así como los casos

de violencia hacia ellas, se incrementan

significativamente.

EN LAS COMUNIDADESLas medidas de protección son básicas en la po-

blación vulnerable. Por lo tanto, es fundamental

pensar en la elaboración de mensajes personali-

zados para esos grupos y la obtención del apoyo

comunitario en caso de ser necesaria la cuaren-

tena, que garantice su acceso a servicios básicos.

La ayuda en comunidades con grupos vulne-

rables tiene algunos desafíos adicionales. El pro-

tocolo diseñado e implementado por distintos

sectores de las empresas debe incluir aspectos

de seguridad personal y patrimonial, además de

todos los cuidados relacionados con el Covid-19.

Fortalecer la respuesta sanitaria en las comu-

nidades donde las empresas llevan adelante sus

operaciones, debe ser una de sus prioridades. Así

como donaciones de respiradores, elementos de

bioseguridad médica y equipos de alta compleji-

dad, también la entrega de material informativo

a instituciones en el marco del programa de Re-

laciones con la Comunidad.

Caso PrácticoEn respuesta al Covid-19, Tecpetrol realizó dona-

ciones para fortalecer el sistema sanitario de sus

comunidades. Fueron entregados 12 respirado-

res, más de 120.000 elementos de bioseguridad

médica y más de 40 equipos de alta complejidad

en diferentes comunidades donde opera. Como

actividad complementaria se distribuyó material

informativo sobre Covid-19 a hospitales locales,

escuelas e instituciones participantes de progra-

mas de Relaciones con la Comunidad.

5. ORIENTACIONES PARA COMUNICAR

COMUNIDADESLa comunicación es una función clave para la vin-

culación y el involucramiento de las empresas con

sus públicos de interés y en particular, con las co-

munidades.

Mantener informada a las comunidades sobre

las últimas novedades en relación con la COVID-19

es muy importante.

• Información a los distintos grupos: Las comu-

nidades de áreas de influencia directa e indirec-

ta de operaciones y actividades de las empresas

hidrocarburíferas, son partes interesadas de

particular relevancia para la industria. En con-

secuencia, sus intereses, inquietudes y expecta-

tivas relativas al contexto actual de la pandemia

deben ser escuchadas y atendidas. Se deben

buscar fuentes de información seguras en el

ámbito de la salud (OMS, Ministerios, Univer-

sidades) para tomar y usar material de difusión

a nivel comunidad. Articulando todo lo posible

para que el mismo llegue en el formato adecua-

do a los diferentes públicos, valiéndose de los

medios disponibles (impreso, mail, redes socia-

les, radio, etc.)

• Formas de comunicar: Los distintos grupos ten-

drán también preferencias específicas en cuanto

a canales y fuentes de confianza, así como dis-

tintos niveles de acceso a canales de comuni-

cación como radio, teléfonos fijos y celulares o

Internet.

Los mecanismos de comunicación que la empre-

sa establezca con estos fines, constituyen una

oportunidad para obtener retroalimentación de

la comunidad y lograr una visión más amplia de

sus necesidades, preocupaciones y expectativas.

Propiciar que los responsables de dar respuesta

de manera directa (médicos y personal de salud)

accedan a información y capacitación de calidad

cuando la misma está disponible y es cuestión

puramente tecnológica vincularlos para ellos.

• Comprensión de la información: Lo que se per-

sigue es que la información proporcionada per-

mita a la gente y a las organizaciones formarse

una opinión fundamentada sobre los cambios

que afectarán sus vidas con el surgimiento de la

pandemia.

La información debe presentarse en el forma-

to y el idioma que resulten más accesibles a los

miembros de la comunidad.

• La información debe llegar a todos: La informa-

ción debe ser para todos los grupos existentes

dentro de una comunidad, y debe hacerse en

entornos en los que cada uno de los grupos se

sienta cómodo para expresarse. Fuente TECPETROL.


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Saber quiénes son los representantes de los ac-

tores sociales y realizar consultas con ellos y a

través de ellos puede ser un medio eficiente para

difundir información sobre el COVID-19 a mu-

chos actores sociales interesados y recibir infor-

mación de ellos.

• Los líderes sociales: Determinar quiénes son las

figuras influyentes dentro de las comunidades

para trabajar con ellos y que difundan la infor-

mación. Es importante trabajar tanto con líde-

res sociales hombres como con mujeres.

Se pueden ampliar historias e imágenes de gen-

te local que ha experimentado el nuevo corona-

virus y se han recuperado, así es posible enfati-

zar que la mayoría de las personas se recuperan

del COVID-19.

Caso Práctico.Tecpetrol en Ecuador junto a la empresa Ope-

radora, realizaron el Programa de Capacitación

Virtual denominado “DESAFIO SOCIAL EN

TIEMPOS DE PANDEMIA”, PARA Líderes Socia-

les, del Bloque donde presta sus servicios.

Unas 22 personas lograron conectarse, entre

ellas; líderes parroquiales, de salud, gobierno, de

pequeñas empresas, referentes de Petroamazo-

nas EP -empresa estatal y operadora del Bloque

57- y colaboradores de TECPETROL.

Dos expertos en el tema explicaron las medi-

das de prevención recomendadas, basadas en el

conocimiento del virus, su situación global, me-

canismo de transmisión, etc. Además, hicieron

énfasis en que los líderes deben ser un agente de

cambio para controlar el Covid-19, enfocándose

en las personas y logrando influir positivamente

en el comportamiento y confianza.

• Rumores sobre el nuevo coronavirus: La infor-

mación que se entregue a la comunidad debe ser

bien direccionada. Se pueden organizar talleres

de capacitación virtual para líderes sociales so-

bre la pandemia y que ellos a través de su lide-

razgo difundan una información veraz.

• Ayuda a combatir los estigmas sociales aso-

ciados al COVID-19: Este tipo de trato puede

afectar negativamente a quienes tienen la en-

fermedad, así como a quienes los cuidan, a sus

familias, amigos y comunidades.

La estigmatización puede:

• Llevar a que las personas escondan la en-

fermedad para evitar la discriminación.

• Impedir que las personas busquen aten-

ción médica de forma inmediata.

• Hacer que las personas no adopten com-

portamientos saludables.

• Ayuda eficaz y eficiente: Las empresas, perso-

nas, entidades públicas, gobiernos y otros acto-

res que destinen fondos a los sistemas públicos

de salud deben hacerlo de manera estratégica,

planificada y en coordinación con los organis-

mos correspondientes, de tal forma que el apo-

yo llegue a las personas que lo necesitan, dejan-

do el marketing social para ocasiones futuras.

6. LA PARTICIPACIÓN DE LA COMUNIDAD

Para detección temprana de casos sospechosos

se recomienda la participación de la comunidad

a través de sus líderes comunitarios, en el desa-

rrollo e implementación de cualquier estrategia

adoptada.

El anuncio temprano es muestra de liderazgo,

genera confianza, reduce los rumores y, en con-

secuencia, puede salvar vidas. En el denominado

“primer anuncio” es imprescindible indicar lo

que se sabe, lo que esto significa y lo que se está

haciendo.

Las características específicas de las comuni-

dades, generalmente alejados de los servicios de

salud, los convierten en poblaciones vulnerables.

Este impacto puede mitigarse si estos grupos

participan desde el inicio en cualquier decisión

que afecte a su salud, con el apoyo del sector de

la salud, se incorporan medidas de prevención y

se articulan con la red de servicios de salud en el

caso de padecer los efectos de la COVID-19 en

sus territorios.

Las comunidades deben tener empodera-

miento de esta nueva realidad, saber identificar

sus nuevas necesidades y priorizar sus nuevos

problemas del actual contexto. Pero somos las

empresas quienes debemos encaminar este em-

poderamiento junto a los líderes comunitarios, -nitarios. Fuente TECPETROL.

57


I

SEG

UR

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D S

ALU

D

Y A

MB

IEN

TE

los grupos necesitan dirección y normas para

moverse hacia sus metas.

7. SEGUIMIENTO Y APRENDIZAJE DEL

Realizar el seguimiento regularmente de lo que

se está haciendo es crucial, pues permite resal-

tar los problemas o las deficiencias en las metas,

métodos, procedimientos, comunicaciones, en-

tre otros. Aún más importante, el seguimiento

regular permite cambiar lo que se está haciendo

para responder a los cambios de circunstancias y

a las necesidades de la comunidad. Por lo tanto,

siempre se estará tratando con la realidad actual.

Ver Figura 2.

Impacto del COVID-19 en distintos grupos:

Trabajar con los distintos grupos identificados

en la comunidad para evaluar el impacto que el

brote puede estar teniendo en ellos en términos

de su acceso a bienes y servicios esenciales, su

salud, sus relaciones y su bienestar.

Juntar un grupo diverso e incluyente: Todas

las partes de la comunidad tienen que reunirse

para discutir ampliamente la visión del nuevo

contexto. El grupo debe ser representativo de

cada grupo de la comunidad, por lo tanto, sea lo

que sea que decidan, será visto por todos como

legítimo y será propiedad de la comunidad.

Evaluar los recursos de la comunidad: Mirar

a la comunidad a través de una lente positiva y

primero preguntar lo que hace bien, en lugar de

lo que hace mal. La iniciativa entonces se con-

vierte en un ejercicio de promoción de la salud

comunitaria, en lugar de un tratamiento para

una comunidad enferma.

Desarrollar una estrategia comunitaria am-

plia: Se deben incorporar tantas organizaciones,

niveles y sectores como sea posible, los cuales es-

tén en condiciones de brindar apoyo en los casos

que se tenga de COVID-19. Pero también con

estrategias para la prevención de contagios y de

ayuda a los grupos vulnerables.

8. LA SEGURIDAD DEL PERSONAL DE RELACIONES CON LA COMUNIDADSi usted o alguien de su equipo se siente mal, o

han tenido contacto con alguien con síntomas

confirmados de COVID-19, quédense en el cam-

pamento sin contacto con otras personas.

Si una persona resulta sospechosa, deberá ser

sometida a una evaluación médica preliminar

por parte del servicio médico local quien definirá

si efectivamente se trata de un caso sospecho-

so y por ende se debe cumplir lo indicado en la

Práctica Operativa “Respuesta ante un caso sos-

pechoso”.

Si se tiene conocimiento de que los casos de

contagio en una comunidad son muy altos con

respecto al número poblacional, evitar en lo po-

sible asistir a ellas y mantener la comunicación

con los líderes comunitarios a través de los me-

dios detallados en este documento.

Las comunidades de influencia directa deben

conocer que la pandemia de COVID-19 es una

amenaza de gran proporción y el bienestar de las

comunidades enteras que se han visto gravemen-

te afectadas por esta crisis.

Las personas de las comunidades corren un

riesgo mayor de contraer la COVID-19 debido a

los obstáculos para emplear algunas medidas bá-

sicas de higiene y dificultades de mantener el dis-

tanciamiento físico debido a sus formas de vida.

Es importante fomentar la participación co-

munitaria asegurando la representatividad tanto

de las mujeres como de los hombres en el desa-

rrollo de cualquier acción relacionada con el CO-

VID-19.

El personal de Relaciones con la Comunidad y

las personas que trabajan en y con comunidades

deben evitar en lo posible los ambientes con más

de 10 personas y el contacto físico con otros.

Coordinar con los responsables del sector de

la salud, líderes y promotores de la salud el desa-

rrollo de sesiones y diálogos para informar en la

comunidad sobre el COVID-19 es indispensable

para replicar las medidas a adoptar con respecto

al contagio de COVID-19.

Las actividades que se planifiquen deben en-

marcarse en un plan acordado en una intersección

especifica entre la salud y la comunidad.

Los protocolos y recomendaciones deben

contener información de fácil comprensión para

transmitir las ideas a la comunidad. La informa-

ción, además, debe ser adecuada culturalmente a

las distintas cosmovisiones de las comunidades,

pues si bien se emiten mensajes con el mismo ob-

jetivo de prevención a toda la población, conviene

que difieran en su forma.

Impacto del COVID-19 en distintos grupos

Juntar un grupo diverso e incluyente

Evaluar los recursos de la

comunidad

Desarrollar una estrategia

comunitaria amplia


58


I

SEG

UR

IDA

D S

ALU

D

Y A

MB

IEN

TE

Biografía.1. Organización Panamericana de la salud.

(2020) Indicaciones para prevenir el co-

ronavirus en comunidades indígenas del

Ecuador. https://www.paho.org/es/docu-

mentos/indicaciones-para-prevenir-corona-

virus-comunidades-indigenas-ecuador-0.

2. Organización Panamericana de la salud.

(2020) COVID-19: Intervenciones Reco-

mendadas en Salud Mental y Apoyo Psi-

cosocial (SMAPS) durante la Pandemia.

https://www.paho.org/es/documentos/

covid-19-intervenciones-recomendadas-sa-

lud-mental-apoyo-psicosocial-smaps-du-

rante. https://iris.paho.org/hand-

le/10665.2/52427.


(2020) Consideraciones relativas a los pue-

blos indígenas, afrodescendientes y otros

grupos étnicos durante la pandemia de la

COVID-19. HTTPS://IRIS.PAHO.ORG/

HANDLE/10665.2/52252. https://www.

paho.org/es/documentos/consideracio-

nes-relativas-pueblos-indigenas-afrodes-

cendientes-otros-grupos-etnicos.


(2020) COVID-19: Orientaciones para co-

municar sobre la enfermedad por el coro-

navirus 2019. https://www.paho.org/es/

documentos/covid-19-orientaciones-pa-

ra-comunicar-sobre-enfermedad-por-coro-

navirus-2019.

5. IFC (2007). Relaciones con la comunidad

y otros actores sociales. Manual de prácti-

cas recomendadas para las empresas que

hacen negocios en mercados emergentes.

Washington, D.C. Recuperado de: http://

www.ifc.org/wps/wcm/connect/b7fe-

528048855c5a8ba4db6a6515bb18/IFC_

StakeholderEngagement_Spanish.pdf?MO-

D=AJPERES

6. ARPEL (2009). Sistema de Gestión de Rela-

cionamiento Comunitario. Manual de Ges-

tión de Riesgos Socio Ambientales y Repu-

tacionales. Uruguay.

59


I

EN

ER

GÍA

Av. 12 de Octubre N26-48 y Abraham Lincoln, Edificio Mirage, Piso 3, Oficina 3C

Teléfonos de contacto: (593-2) 450-3164 - 450-3169



tCoC

tubreAv. 12 de Oc

60


I

EN

ER

GÍA

GASEl mercado de gas natural en

Ecuador

PRODUCCIÓNReviviendo campos maduros a través

de una metodología de innovación

Edición No. 027 - DICIEMBRE 20201 000 EJEMPLARES ISS

N 1

39

0-

88

12

ENERGÍAElectricidad geotérmica usando

el propio calor de la tierra


Ecuador






Ecuador






Ecuador






Ecuador






Ecuador





3

F

PGE PETRÓLEO & GAS - No. 27 - Quito, Diciembre 2020

PRESENTACIÓN

La Revista PGE PETRÓLEO&GAS, diciembre 2020 recoge estadísticas y estudios con valioso aporte técnico que los presentamos a continuación:

Iniciamos la sección técnica con un artículo sobre las estrategias implementadas en los campos maduros del Bloque 16 y 67 en Ecuador para revivir su producción sin necesidad de perforar nuevos pozos.

A continuación, se presenta un estudio de la declinación de producción del Campo Pacoa mediante técnicas de inteligencia artificial y un análisis de la producción, reservas e importación de gas natural en Ecuador.

Más adelante, se analizan las ventajas de la electricidad geotérmica usando el propio calor de la Tierra.

Cerramos esta Edición, con un artículo sobre las formas cómo se comprueba la medida exacta de combustible dispensado en una Estación de Servicio.

Finaliza el 2020, un año impactado por la pandemia del Covid-19 que ha desafiado al mundo.

Seguimos adelante y continuamos fortaleciéndonos para llegar a ustedes con temas de interés y actualizados que son fundamentales para la planificación de sus actividades empresariales.

Llegamos con un caluroso saludo y agradecemos a nuestros lectores y auspiciantes por ser parte de cada una de nuestras publicaciones.

Anhelamos para Ustedes y sus familias salud, prosperidad y un venturoso nuevo año.


4


CONTENIDO


5

13

20

29

37

41

48

CONSEJO EDITORIAL

Ing. Ernesto GrijalvaDirector EjecutivoAsociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE)

Evaluador Técnico Externo:Ing. José Luis Ziritt

Coordinación:Mayra ReveloAsociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE)

Editor Responsable Sandra Mosquera, Globalcorp

DiseñoJuan Centeno, Globalcorp

FotografíasWikipedia

Colaboradores:Ricardo Andrés Astudillo Bohórquez, Luis Constante, Juliana Santos, Daniel Márquez Soares, Francisco Porturas, Francisco Porturas, Nelson Troncoso, Amílcar Ponce, Galo Guanoluisa, Raúl Guaita, Juan Pablo Pérez, Andrés Esquivel, Jaime Taipe, Giovanni Villagómez, Ángel Proaño y Rodrigo W. Chávez Medina.

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

Impresión: GlobalcorpTiraje: 1000Número: 027 - Diciembre 2020Frecuencia: TrimestralLugar de Edición: Quito - EcuadorISSN: 1390 - 8812

Contacto, ventas e información:[email protected]

Globalcorp: [email protected] Teléf: (593-2) 2590 084 Celular: 099 5404195

EstadísticasAIHE

Electricidad geotérmica usando el propio calor de la Tierra Francisco Porturas

Cómo se comprueba la medida exacta de combustible dispensado en una Estación de ServicioRodrigo W. Chávez Medina

Reviviendo campos maduros a través de una metodología de innovaciónRicardo Andrés Astudillo Bohórquez

El mercado de gas natural en EcuadorDaniel Márquez Soares

Análisis de declinación de la producción del Campo Pacoa mediante técnicas de inteligencia artificialLuis Constante y Juliana Santos

Estrategia operativa Bloques 16 y 67 de Repsol durante la emergencia por la reparación del oleoducto de OCP Nelson Troncoso, Amílcar Ponce, Galo Guanoluisa, Raúl Guaita, Juan Pablo Pérez, Andrés Esquivel, Jaime Taipe, Giovanni Villagómez y Ángel Proaño


CONTACTOAv. De los Shyris E9-38 y Bélgica. Edificio Shyris Century, piso 9(593 2) 3800 [email protected]

Proyecto Campos MenoresEn la “Ronda Campo Menores 2017” en la que participó CCDC, fue adjudicada con el Contrato para la Provisión de Servicios Específicos Integrados para la perforación y completación de pozos del Campo Parahuacu. La inversión incluye la construcción de plataformas, la perforación de nuevos pozos, transporte de crudo y la intervención a pozos antiguos entre otros.

Cumplimiento de la Ley Amazónica y SSAEl cumplimiento de la normativa legal sobre la Ley Amazónica, ha permitido que CCDC pueda cambiar la vida de las personas del sector, ya que mediante la capacitación y práctica, han adquirido un oficio técnico que les permitirá aportar a sus hogares y que les ha permitido tener un rol dentro del desarrollo de los proyectos de la operadora.

La Seguridad no es solo una norma, sino la perspectiva de ver y realizar cada actividad diaria, logrando que cada día sea provechoso para todos, ejemplo de ello, el taladro CCDC-25 que se encuentra prestando el servicio de perforación en la Compañía Andes Petroleum Ecuador, el cual alcanzó un record de 2000 días sin accidentes.

PERFORACIÓN DURANTE LA EMERGENCIA SANITARIASin duda alguna, la emergencia sanitaria puso a prueba la capacidad organizacional para precautelar la integridad del principal recurso que dispone la Compañía, como es el factor humano, sin que con ello se aleje de los objetivos por los cuales CCDC se encontraba en el Campo ITT.

Trabajando en conjunto con la operadora, se aplican protocolos que incluyen aislamiento domiciliario y registros diarios de geo-posicionamiento y de temperatura, hasta el aislamiento controlado previo al ingreso al lugar de trabajo, evaluando al personal para certificar su estado de salud, valiéndose del uso de pruebas rápidas y de pruebas PCR.

CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited (CCDC) prestando servicios integrados para el desarrollo del sector hidrocarburífero y del país

En el año 2001, CCDC vino al Ecuador para desarrollar un proyecto de Servicios Integrados que conllevó la entrega a la operadora en producción de 19 pozos direccionales y de la primera planta de generación eléctrica a Gas-Petróleo de 11 MW.

Desde entonces y por 19 años de crecimiento en Ecuador, CCDC se ha afianzado en sus servicios de Taladros de Perforación y Reacondicionamiento, introdujo nuevas líneas de servicios con sus respectivas técnicas y tecnologías como Fluidos de Perforación, Control de Sólidos, Perforación Direccional y Cementación, entre otros.

Proyecto TambocochaCCDC luego de ser adjudicada en una licitación para Servicios Específicos Integrados, dio inicio de manera sostenida y eficiente a los servicios contratados para la perforación y completación de pozos en el Campo ITT, específicamente en el área de Tambococha. La producción de los pozos perforados por CCDC, ocuparon por alrededor de dos años el Rankin entre los diez pozos de mayor aporte a la producción nacional. Los desafíos de la ingeniería de perforación no se concentraron únicamente en el diseño y ejecución de las trayectorias planificadas, sino de igual manera en la planificación y coordinación fluvial para la optimización de los recursos requeridos, alcanzando la confiabilidad operativa en una zona altamente sensible como lo constituye el Bloque 43 del Campo ITT, en el Área Tambococha.

REPORTES

6


I


Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Workover Rigs [email protected]

CONTRATISTA No. RIG TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

CCDC CCDC 028 ZJ70DB - 2000 HP COCA BASE

CCDC CCDC 038 ZJ50D - 1500 HP LAGO AGRIO BASE

CCDC CCDC 039 ZJ50DB -1500 HP COCA BASE

EQUIPENINSULA EQP 100 HEARTLAND RIG INTERNATIONAL (HRI) 850 HP ANCON BASE. PACIFPETROL (SINERGY GROUP)


PETREX 20 HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP COCA BASE

PETREX 5824 NATIONAL 1320 (HELI RIG) COCA BASE

SINOPEC 119 ZJ70/4500D - 2000 HP COCA BASE

SINOPEC 127 ZJ70D - 2000 HP PINDO CAMP


SINOPEC 129 ZJ70D - 2000 HP OSO A PAD

SINOPEC 156 ZJ70/4500D 2000 HP COCA BASE

SINOPEC 168 ZJ70DB - 2000 HP YURALPA PAD (WAYRA ENERGY)



SINOPEC 185 ZJ70DB - 2000 HP OSO H PAD (WAYRA)


SINOPEC 191 ZJ70D/4500D50 - 2000 HP COCA BASE

SINOPEC 220 ZJ70/4500D92 - 2000 HP COCA BASE

SINOPEC 248 ZJ70DB - 2000 HP COCA BASERPT-RMS (Former SLR, SCHLUMBERGER) **

RPT - 401 MAVERICK T 1000 (2000 HP) COCA BASE. PREPARRING EQUIPMENT FOR DRILLING CAMPAIGN IN 2021 - Q1 (SHAYA)


RPT - 402 MAVERICK T 1000 (2000 HP) COCA BASE. PREPARRING EQUIPMENT FOR DRILLING CAMPAIGN IN 2021 - Q1 (CONSORCIO SHUSHUFINDI)

TUSCANY DRILLING 117 HELI RIG 200O HP INCHI C3 PAD (ENAP SIPEC)

TUSCANY DRILLING 119 DSI CANTILEVER TYPE 2000 HP COCA BASE

Diciembre 01, 2020



ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. DORINE 92 CCDC CCDC 025 ZJ70DB - 2000 HP DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

PETROORIENTAL NANTU 30 CCDC CCDC 037 ZJ70DB - 2000 HP DRILLING 16" HOLE SECTION

GENTE OIL SINGUE B9 RE HILONG HL 7 ZJ70D - 2000 HPMILLING CASING TO PERFORM SIDETRACK AFTER RUNNING 9 5/8" WHIPSTOCK

EP PETROAMAZONAS TMBB 078S1 CCDC CCDC 036 ZJ70D -2000 HP DRILLING

EP PETROAMAZONAS TMBE 079H CCDC CCDC 066 ZJ70D -2000 HP DRILLING

EP PETROAMAZONAS1 VNTB 007 TRIBOILGAS 202 SERVICE KING 1000 HP CEMENTING 13 3/8" CSG

EP PETROAMAZONAS2PARAHUACU H029 S2 (PRHH 029 S2)

CCDC CCDC 069 ZJ70DB - 2000 HP

EP PETROAMAZONAS3 CYBE-102 SINOPEC 219 ZJ70DB - 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLE SECTION

Diciembre 01, 2020


1- Para proveer servicios en esta área, TRIBOILGAS firmó un contrato con Petroamazonas. (Proceso Oil & Gas 2018) 2.- Para proveer servicios en esta área, CNPC firmó un contrato con Petroamazonas. (Campos Menores) 3.- Para proveer servicios en esta área, CUYABENOPETRO (GRUPO COBRA) firmó un contrato con Petroamazonas. (Proceso Oil & Gas 2018)

REPORTES

7


I


ANDES PETROLEUM DORINE 15 HILONG HL - 3 DFXK JC11/21 650HP W.O.

PETRORIENTAL TAPI NORTE 24 CCDC 51 XJ650 - 650 HP" W.O.

CONSORCIO PETROLERO PALANDA - YUCA SUR

PINDO 12 ORIENDRILL S.A. 901 LOADCRAFT 650 W.O.

ENAP SIPEC INCHI A9 ORIENDRILL S.A. 902 LOADCRAFT 650 W.O.

ORION ENERGY ENO 5 PSS WORKOVER S.A. PSS 815 IRI 2042 / FRANKS 600 W.O.

REPSOL CAPIRON A17 SINOPEC 908 XJ 650 - 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS COCA 053 CCDC 42 XJ550 - 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SCHAK 430 ESPINEL & ASOCIADOS EA - 12 XJ 650 W.O.

EP PETROAMAZONAS DRAGO37 FAST DRILLING FD 11 XJ 650 (700 HP) W.O.


EP PETROAMAZONAS SACHA 66B TRIBOILGAS 102 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PKNA 013 TRIBOILGAS 103 LCT 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SNSA 002 TRIBOILGAS 104 LOADCRAFT 550 W.O.

EP PETROAMAZONAS SECOYA 031 TRIBOILGAS 105 CROWN 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PALO AZUL 33 TRIBOILGAS 106 SERVICES KING 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS EDYC 093 TRIBOILGAS 107 LOADCRAFT 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PRHC 08 TRIBOILGAS 201 DRILLING SERVICE KING 1000HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SACHA 223 TRIBOILGAS 203 SERVICE KING 1000 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS1 ACAH 192 GEOPETSA 4 UPET 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS1 YCAC 023 TUSCANY DRILLING 105 CARE 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS1 ACAQ 064 TUSCANY DRILLING 111 CARE 665 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS2 SHSH 107 GEOPETSA 3 WILSON 42B 500 W.O.

EP PETROAMAZONAS2 AGRG 044 GEOPETSA 6 ZPEC 650 W.O.

EP PETROAMAZONAS2 SHST 234 GEOPETSA 7 KING SERVICES 750HP W.O.

EP PETROAMAZONAS3 EDYK 127 SINOPEC 932 XJ 650 - 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS4 LIMONCOCHA K-038 S1 DYGOIL 30 CAMERON 600 W.O.

EP PETROAMAZONAS4 ITYB 015 SINOPEC 903 XJ 650 - 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS5 PCN 006 GEOPETSA 5 LTO-550-VIN-26606 W.O.

Diciembre 01, 2020Torres de reacondicionamiento en operación en el Ecuador

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

REPORTES

8


I

Diciembre 01, 2020Torres de reacondicionamiento en stand by en el Ecuador

CONTRATISTA No. RIG TIPO DE EQUIPO STACKED

CCDC CCDC 40 ZJ20 - 650 HP" COCA BASE


CCDC CCDC 52 ZJ - 650 HP" COCA BASE


HILONG HL - 18 DFXK JC11/21 650HP STDBY IN MARIANN 15 PAD ( ANDES PETROLEUM)


LOXODONTA ELEFANTE 01 CORSAIR 475 HP (CRANE CARRIER COMPANY) COCA BASE

PLUSPETROL ECUADOR B.V. PP 01 OIME 750SL STBY. VILLANO "A" PAD

PLUSPETROL ECUADOR B.V. PP 02 OIME 500 STBY. VILLANO "B" PAD



SINOPEC 907 XJ 550 - 550 HP COCA BASE


















TRIBOILGAS 204 SERVICE KING 1000 HP




TUSCANY DRILLING 105 CARE 650 HP COCA BASE

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Workover Rigs [email protected]


9


I ESTADÍSTICAS

10,00

30,00

50,00

70,00

90,00

110,00

130,00

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

ene.

-20

feb.

-20

mar

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abr.-

20

may

.-20

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ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20





PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS NOVIEMBRE 2018 - NOVIEMBRE 2020

(BPPD)

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

nov.

-18

dic.

-18

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feb.

-19

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.-19

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19m

ay.-1

9ju

n.-1

9ju

l.-19

ago.

-19

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19no

v.-1

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c.-1

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0m

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20ag

o.-2

0se

p.-2

0oc

t.-20

nov.

-20

SUBTOTAL CÍAS PRIVADAS

SUBTOTAL CÍAS ESTATALES


10


IESTADÍSTICAS

050000

100000150000200000250000300000350000400000450000500000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

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19

ago.

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-19

oct.-

19

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feb.

-20

mar

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.-20

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-20

jul.-

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ago.

-20

sep.

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oct.-

20

nov.

-20

PETROAMAZONAS EP

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

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mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

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ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

AGIP OIL ECUADOR B.V.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

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-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

ORIONOIL ER S.A.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

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.-19

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19

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19

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abr.-

20

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20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

CONSORCIO PETROLERO PALANDA - YUCA SUR

0

50

100

150

200

250

300

350

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

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.-19

abr.-

19

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.-19

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-19

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19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

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.-20

abr.-

20

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.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

CONSORCIO PEGASO (CAMPO PUMA ORIENTE S.A.)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

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-19

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19

may

.-19

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ago.

-19

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-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

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20

may

.-20

jun.

-20

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20

ago.

-20

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-20

oct.-

20

nov.

-20


0

500

1000

1500

2000

2500

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

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.-19

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19

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.-19

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-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

ORION ENERGY OCANOPB S.A




PETROAMAZONAS EP






ORIONOIL ER S.A.

11


I ESTADÍSTICAS

0500

100015002000250030003500400045005000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

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.-19

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.-20

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-20

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20

ago.

-20

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-20

oct.-

20

nov.

-20

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA

0

200

400

600

800

1000

1200

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

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.-19

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19

may

.-19

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-19

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-19

oct.-

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-19

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ene.

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-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

PACIFPETROL

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

PETROBELL INC.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

PETROORIENTAL S.A.

0

5000

10000

15000

20000

25000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

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-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20


0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

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-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

ENAP SIPETROL S.A. - ENAP SIPEC

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

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.-19

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.-19

jun.

-19

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ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

TECPETROL

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

nov.

-18

dic.

-18

ene.

-19

feb.

-19

mar

.-19

abr.-

19

may

.-19

jun.

-19

jul.-

19

ago.

-19

sep.

-19

oct.-

19

nov.

-19

dic.

-19

ene.

-20

feb.

-20

mar

.-20

abr.-

20

may

.-20

jun.

-20

jul.-

20

ago.

-20

sep.

-20

oct.-

20

nov.

-20

PLUSPETROL ECUADOR B.V.



PETROORIENTAL S. A.





PETROBELL INC.

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13

Reviviendo campos maduros a través de una metodología de innovaciónAutor: Ricardo Andrés Astudillo Bohórquez

RESUMEN:Este trabajo resume las estrategias imple-

mentadas en los campos maduros de los bloques 16 y 67 en Ecuador para revivir su producción a través del mejoramiento de la eficiencia ener-gética, el incremento de la producción de fluido e incorporación de reservas probadas sin nece-sidad de perforar nuevos pozos. Estas estrate-gias fueron obtenidas a través de una metodo-logía de innovación de pensamiento divergente y convergente. Los resultados se presentan en términos del índice de eficiencia energética del campo, el consumo energético de las bombas electrosumergibles, la producción de petróleo y el índice de reposición de reservas.

La novedad de este trabajo es el enfoque mul-tidisciplinario y la metodología de innovación implementada para generar soluciones a los choques operativos de un activo que permitie-ron identificar proyectos factibles en términos de técnica, tiempo y economía.

ABSTRACT:This paper summarizes the strategies im-

plemented in the mature oil fields of Block 16

y 67 in Ecuador to revive their production by improving energy efficiency, increasing fluid production, and incorporating proved reser-ves without drilling new wells. These strategies were obtained by an innovation methodology of divergent and convergent thinking. Results are shown in terms of the field energy efficiency index, energy consumption on ESPs, oil produc-tion and the reserves reposition index.

The novelty of this work is the multidiscipli-nary approach and innovation methodology im-plemented to provide solutions to operational field chokes by identifying feasible projects in terms of technique, time and economics.

INTRODUCCIÓNLos Bloques 16 y 67 están ubicados en la

Cuenca Oriente en Ecuador y ha sido desarro-llado desde 1994. Los campos son maduros y producen petróleo pesado (12.5-18 API) con un corte de agua de 97.7%. La producción proviene de yacimientos cretácicos de tipo estructural y estratigráfico (Figura 1). Su mecanismo de em-puje principal se debe a acuíferos de fondo y el empuje secundario debido al gas en solución.

Fecha de recepción: 28 de octubre de 2020

Fecha de aprobación: 08 de diciembre de 2020

Palabras clave:Campos maduros, Innovación, Ecuador

Keywords: Mature Fields, Innovation, Ecuador

Reviviendo campos maduros a través de una metodología de innovaciónAutor: Ricardo Andrés Astudillo Bohórquez - Repsol

Ricardo Andrés Astudillo Bohórquez, Ingeniero Mecánico y Máster en Explora-ción y Producción de Hidrocarburos, con ex-periencia en el sector de energías renovables y no renovables. Ha desempeñado cargos relacionados a inge-niería, investigación y desarrollo, evalua-ción de proyectos y enseñanza. Trabaja en Repsol desde 2012 como coordinador de maestría, ingeniero de producción y yaci-mientos.

Figura 1- Ubicación de los Bloques 16 & 67 y columna estratigráfica de los principales yacimientos

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14

La producción acumulada al 30 de junio de 2020 es 366.4 MBLS con un factor de recobro del 20%. Hay más de 250 pozos perforados y casi el 50% están cerrados, mayoritariamente debido a la baja producción de petróleo o por restricción en las facilidades de superficie. Las bombas electrosumergibles predominan como método de levantamiento artificial para los po-zos productores y toda la generación eléctrica ocurre dentro de los Bloques a través de gene-radores a petróleo y turbinas a diesel/gas. La mayoría de agua de formación es reinyectada y en algunos casos se recircula desde los wellpads hasta las facilidades de deshidratación para so-portar la movilidad en las tuberías de fluido o para que no queden líneas muertas. Se alcanzó el pico de producción de 1 MBFPD y producción de petróleo de 70 KBPPD en 2007. La última campaña de perforación fue en 2015 con resul-tados no tan satisfactorios y desde ese año no

ingresó producción “fresca”, lo que hizo que la producción de petróleo disminuya.

La operación enfrenta algunos desafíos para mantener la sostenibilidad en el tiempo: 1) Alta producción de fluido (>700 KBFPD), 2) Altos cortes de agua (>97%), 3) Baja producción de petróleo (<20 KBPPD), 4) Mantener una alta eficiencia energética (>9800 BFPD/MW-D), 5) Baja movilidad en las tuberías de fluido y 6) Proximidad a la fecha de término de contrato.

La Figura 2, muestra la historia de produc-ción de los Bloques al 31 de agosto de 2017, fe-cha en la cual se realizó un taller de innovación para encontrar soluciones a los desafíos de la operación.

Desde 2016, el factor de eficiencia energética declinó de 10,000 a 9,500 BFPD/MW-D, limi-tando las operaciones y forzando la disminución progresiva en la producción de fluido, con la res-pectiva pérdida de producción (Figura 3).

Figura 2- Historia de producción de los Bloques 16 y 67 al 31 de agosto 2017

F


15

Debido a la proximidad de la finalización del contrato, la inversión para la perforación de nuevos pozos fue suspendida ya que se re-quiere de más tiempo hacia obtener resultados económicos más competitivos en cada proyec-to. El CAPEX (Capital Expenditure) se designó para recompletaciones y otras instalaciones de superficie.

Esta situación exigió un enfoque distinto con el fin de enfrentar los desafíos planteados, por lo que, en 2017 se realizó un taller multi-disciplinario para encontrar soluciones a la si-tuación descrita, con la premisa de no perforar pozos nuevos. Este taller utilizó una técnica de innovación llamada “Pensamiento Divergente y Convergente” que consiste en identificar ideas que faciliten la consecución de los objetivos planteados sin pensar en las limitaciones técni-cas, económicas, operativas, de autorizaciones de socios o aprobaciones por parte del gobierno (divergencia). Luego, se revisan las ideas toman-do en cuenta su impacto al valor de los activos, factibilidad y se priorizan para gestionarlas como proyectos (convergencia).

La implementación de estos proyectos se eje-cutó a partir de septiembre 2017 y revertieron la situación operacional de los Bloques, enfocán-dose en la producción incremental de petróleo y la optimización de eficiencia energética. Este ar-tículo es una ampliación del trabajo de Astudillo et al. (2020) que se presentó en LACPEC 2020 con el paper SPE-198956-MS.

Desarrollo del Taller de InnovaciónEl Modelo de Choque (Palen & Goodwin,

1996) se aplicó en la gestión de los Bloques 16 & 67 como una estrategia de optimización en el desarrollo de los campos. Esta metodología permitió determinar los principales cuellos de botella de la operación: pozos productores y sis-tema de generación eléctrica, y a partir de esto, se definieron los objetivos del Taller de Innova-ción.

Para el taller se definieron los siguientes ele-mentos:

• Objetivo 1: Incrementar la producción de petróleo

• Objetivo 2: Optimizar la eficiencia energética• Enfoque 1: Iniciativas que se pueden

implementar con OPEX (Operational Expenditure).

• Enfoque 2: Iniciativas que se pueden implementar con CAPEX (Capital Expenditure)

• Nivel de factibilidad 1: Implementación directa

• Nivel de factibilidad 2: Sujeto al incremento de eficiencia energética

• Nivel de factibilidad 3: Sujeto a la evaluación económica y riesgos, así como la aprobación de socios y gobiernoTabla 1- Esquema de la estructura del Taller

de InnovaciónLuego de aplicar los criterios mencionados,

se obtuvo la siguiente matriz con los proyectos

Descripción Enfoque 1 OPEX Enfoque 2 CAPEX

Objetivo 1 Nivel de factibilidad 1, 2 y 3 Nivel de factibilidad 1, 2 y 3

Objetivo 2 Nivel de factibilidad 1, 2 y 3 Nivel de factibilidad 1, 2 y 3

Figura 3- Factor de eficiencia energética en el Bloque 16 & 67 (2016- Agosto 2017)

La Tabla 1.- muestra la estructura de la matriz que se elaboró donde constan todos los elementos descritos.


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16

categorizados por objetivo, enfoque y nivel de factibilidad; y cada año se incluyen nuevas ini-ciativas que pasan por el mismo proceso de pen-samiento divergente y convergente.

Resultados post-implementaciónLos proyectos mencionados en la Tabla 2, re-

sultaron en 44 intervenciones de pozos que re-vivieron los campos de los Bloques 16 y 67 entre mediados de 2017 y 2020. Estos proyectos en la jerga de innovación se conocen como Quickwins

y generaron un impacto significativo en la ges-tión de los activos.

La Figura 4, muestra el cambio en los perfiles de producción de fluido y petróleo. A pesar de las proyecciones realizadas en 2016 y a inicios de 2017, se logró mantener estable la produc-ción de fluido, cambiando las tendencias y es-tableciendo nuevos perfiles de producción hasta la fecha final del contrato vigente (31 diciembre de 2022).

Descripción Enfoque 1: Iniciativas de OPEX Enfoque 2: Iniciativas de CAPEX

Objetivo 1: Incrementar la producción de petróleo

Nivel de factibilidad 1: Implementación Directa

Incrementar la producción de pozos <100 BPPDAplicación de bombas jet para pozos de bajo caudal con geometrías complejas e incertidumbre en parámetros de yacimientoInstalación de BES encapsuladas para eliminar la comunicación entre yacimientos

Nivel de factibilidad 2: Depende de incremento en eficiencia energética

Reactivación de pozos cerradosIncremento de potencial de BES u optimización de diseño

Nivel de factibilidad 3: Depende de la evaluación económica y de riesgo técnico, así como de la aprobación de socios y gobierno

RecompletacionesPiloto de recuperación secundaria en campo Amo, yacimiento Basal Tena

Objetivo 2: Optimizar la eficiencia energética

Nivel de factibilidad 1: Implementación Directa

Aislamiento de zonas productoras de agua en pozos para reducir la cantidad de fluido producidoCerrar la recirculación de agua en los wellpadsInstalación de motores de imán permanente en la completación de BES

Nivel de factibilidad 3: Depende de la evaluación económica y de riesgo técnico, así como de la aprobación de socios y gobierno

Reducción del diámetro de la línea de fluido desde Ginta hasta la planta de deshidratación sur (SPF) para cerrar las recirculaciones y mejorar la movilidad de fluido en el tramo.

Tabla 2- Proyectos a partir del Taller de Innovación

Figura 4- Historia de producción de los Bloques 16 y 67 al 30 de junio 2020

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17

La Figura 5, presenta el historial del factor de eficiencia energética. El valor promedio del indicador incrementó de 9770 BFPD/MW-D a 10135 BFPD/MW-D.

Se gestionó la eficiencia energética de los motores en la completación BES a través de la “Matriz de la Eficiencia Energética” (Martínez et al., 2018) con la cual se identificaban pozos para intervenir con rediseños, cambios de pun-

to de asentamiento y renovación tecnológica que mejoró la eficiencia de levantamiento en 30%. La Figura 6, muestra los cálculos de algu-nos pozos ejemplo tras aplicar la matriz men-cionada.

La Figura 7, muestra la producción incre-mental por proyecto sobre el perfil base. El in-cremento promedio sobre el perfil fue de 2200 BPPD.

Figura 5- Historia de indicador de eficiencia energética de los Bloques 16 y 67 al 30 de junio 2020

Figura 6- Resultados de la Matriz de Eficiencia Energética para BESFuente: Martinez et al. (2018)


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18

La Figura 8, presenta la producción acumula-da por año, la evolución del índice de reposición de reservas (IRR) y expone claramente cómo la ejecución de las iniciativas (la mayoría de ellos realizadas entre 2017 y 2018) cambió la tenden-cia de producción de petróleo de los Bloques 16 & 67. De la figura, se aprecia el IRR más alto en 2016 después de terminar la última campaña de perforación en 2015. Sin embargo, en 2018 se alcanzó un IRR casi igual de alto gracias a los Quickwins y en los años siguientes se han incor-porado reservas de forma sostenida.

CONCLUSIONES• El portafolio de oportunidades de desarrollo

para campos maduros debe incluir proyectos

de CAPEX y OPEX, y las metodologías de in-novación son muy útiles para generar ideas prospectivas con el enfoque de pensamiento divergente y convergente.

• El adecuado gerenciamiento de yacimientos y seguimiento a los parámetros operativos de fondo y superficie permiten la identificación de propuestas de intervención que aportan valor a las operaciones.

• Se requiere de la sinergia entre las áreas téc-nicas y de apoyo a la operación para evaluar rápidamente las iniciativas Quickwins. La ac-tualización anual de los límites económicos facilita la incorporación de reservas ya que los proyectos con VPN negativo en el pasado pueden ser positivos en el futuro en base a

Figura 7- Incremento de producción sobre el perfil base por iniciativa

Figura 8- Producción anual Bloque 16 & 67 e Índice de Reposición de Reservas

F


nuevas condiciones de precio o contrato.• Incorporar reservas usualmente incremen-

ta el límite económico porque los gastos de amortización unitario disminuyen.

• Incrementar la eficiencia energética reduce las emisiones de CO2eq. por unidad de pro-ducción.

AGRADECIMIENTOSSe agradece de manera especial al Ministerio

de Energía y de Recursos Naturales No Renova-bles de Ecuador por autorizar la publicación de información técnica de las operaciones de los Bloques 16 & 67, a todo el equipo que trabajó en los diferentes proyectos, y a Repsol por confiar en la capacidad técnica de sus colaboradores y apostar por estos trabajos.

REFERENCIASAstudillo, R., Orellana, N., Lozada, S., Añaz-

co, J., Bailón, L., Espín, J., ... & Padilla, C. (2020, July). Reviving a Mature Field in Ecuador by

Rethinking Energy Sustainability and Reser-voir Management. In SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Society of Petroleum Engineers.

Martinez, E., Caicedo, A., Paredes, L., Gue-vara, M., & Alvarez, E. (2018, August). Energy Management Applied to Electric Submersible Pumping ESP. In SPE Artificial Lift Conference and Exhibition-Americas. Society of Petroleum Engineers.

Palen, W., & Goodwin, A. (1996, January). Increasing Production in a Mature Basin:” The Choke Model”. In European Petroleum Confe-rence. Society of Petroleum Engineers.


F


20

Análisis de declinación de la producción del Campo Pacoa mediante técnicas de inteligencia artificial

Autores: Luis Constante y Juliana Santos

RESUMENEl análisis de declinación y predicción de la producción de hidrocarburos en campos no convencionales (baja permeabilidad, elevado fracturamiento natural, anisotropía y otros) es una tarea complicada. Las técnicas tradiciona-les difícilmente se ajustan al comportamiento que muestran los reservorios de estos campos, y para el caso de Pacoa, se suma la elevada va-riación de las características de los reservorios (formación Socorro) y fluidos a lo largo del cam-po. Este complejo escenario significa que no ha sido posible establecer un modelo que describa de manera general y confiable la declinación de producción de petróleo de la formación Socorro, traduciéndose en una elevada incertidumbre en la estimación o proyección de los volúme-nes de petróleo a recuperarse. Para definir una técnica que permita describir eficientemente el comportamiento de producción de petróleo a lo largo del tiempo, de los reservorios del campo Pacoa, se desarrolló un modelo basado en Re-des Neuronales siguiendo un proceso derivado de la metodología CRISP-DM. Los resultados obtenidos mediante Redes Neuronales supera-ron notoriamente (para este caso en particular) al desempeño de las técnicas convencionales (ecuaciones de Arps). Un solo modelo permite predecir eficientemente el perfil de producción esperado, con una correlación muy cercana a 1.

ABSTRACTThe declination rate analysis and production

forecasting in unconventional fields (low per-meability, high natural fracturing, anisotropy, and others) is a challenging task. Traditional te-chniques hardly adjust to the behavior featured by the reservoirs in these specific fields. For Pa-coa, it must additionally take into account the high property variations of the Socorro reser-voir and formation fluids throughout the field. This complexity means that, it is not possible to establish a model that could describe the oil declination rate in a general and reliable man-ner for the Socorro formation, resulting in high

uncertainties in the estimation or projection for oil recovery. In order to define a technique, which allows efficiently describing the time ba-sed production behavior for the reservoirs in Pacoa, a neural network-based model has been developed by following a derived process from the CRISP-DM methodology. The obtained re-sults by means of neural network notably ex-ceeded all performance benchmarks, with an outstanding fitting (for this specific case study), once compared to conventional techniques (Arps equations). Just only one model allows forecasting efficiently the expected production profile, reaching a correlation very close to one.

INTRODUCCIÓNEl desarrollo de un campo de petróleo ine-

vitablemente está atado a su éxito económico. Por ello, la planificación de las actividades a ejecutarse en su desarrollo gira alrededor de los flujos de capital, que a su vez, dependen de la producción que se obtenga del campo. Cuando se planifica la perforación de un pozo nuevo (o la intervención de uno existente), el análisis económico del proyecto implica conocer el perfil de producción esperado. Para definir el perfil de producción y analizar el desempeño de un pozo, se utiliza de manera muy extendida la técnica que se conoce como Análisis de Curvas de Decli-nación. Esta técnica permite extrapolar la pro-ducción esperada a lo largo del tiempo, a partir de una producción inicial estimada.

En el caso del campo Pacoa, al estar en un punto que se requiere la perforación de pozos de relleno y el desarrollo de nuevas zonas, es indis-pensable disponer de alternativas que permitan estimar la recuperación de hidrocarburos y ayu-den a evaluar el desempeño de la producción de los pozos existentes. Para ello, es fundamental buscar técnicas que se ajusten a las particulari-dades de este campo desde el punto de vista del comportamiento de sus reservorios (lo cual está estrechamente relacionado con la variación es-pacial de las características de las rocas y fluidos de los reservorios). Esto genera la necesidad de

Análisis de declinación de la producción del Campo

Pacoa mediante técnicas de inteligencia artificial

Autores: Luis Constante (ESPE) y Juliana Santos (Santa Elena Petroleum)

Luis Constante, ingeniero en petróleos con 10 años

de experiencia en la industria. Cuenta con una maestría en gestión de la información e inteligencia

de negocios. Especializado en analítica de datos

e inteligencia artificial aplicada a la industria

hidrocarburífera. Ha desarrollado numerosas soluciones relacionadas

con esta área aplicada de conocimiento.

Juliana Santos, cuenta con más de 10 años de

experiencia en la industria petrolera, se graduó en

ingeniería en petróleos de la Universidad Estadual del

Norte Fluminense. Posee una maestría en Rice

University en exploración y explotación de petróleos

con especialización en perforación. Siempre se ha desempeñado en el

área de operaciones. Actualmente, desempeña

la función de coordinadora de operaciones en el

Campo Pacoa.

Fecha recepción: 09 de noviembre de 2020

Fecha aprobación: 08 de diciembre de 2020

Palabras clave:Campo Pacoa, análisis de declinación, inteligencia

artificial, producción, redes neuronales.

Keywords: Pacoa field, decline rate

analysis, artificial intelligence, production, neural networks.

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entender las opciones disponibles para el análi-sis de declinación de producción; así como, sus limitaciones y potenciales.

ANÁLISIS CONVENCIONAL DE DECLINACIÓN Y SUS LIMITACIONES

Uno de los métodos más utilizados para predecir la producción son las curvas de aná-lisis de declinación (Decline Curve Analysis, DCA por sus siglas en inglés), que pueden dividirse en modelo armónico, exponencial e hiperbólico. Se trata de un método de análi-sis de declinación determinístico que ajusta la tendencia del historial de producción al tiem-po y los parámetros de una ecuación pre-es-tablecida.

CURVAS DE ANÁLISIS DE DECLINACIÓN

Basadas en el historial de producción, las curvas de análisis de declinación (DCA) per-miten monitorear el comportamiento de pro-ducción, extrapolarla en el tiempo, estimar reservas remanentes, analizar la factibilidad económica y tiempo de vida de los pozos. El método más utilizado en la industria está ba-sado en las relaciones en función del tiempo de las ecuaciones de Arps.

La ecuación general de Arps describe el comportamiento para un estado pseudo esta-cionario de producción, que es una clase espe-cial de flujo transitorio, el cual se asemeja al flujo estacionario. Los tres modelos o tipos de curvas empíricas son: hiperbólica, armónica y exponencial.

Para el comportamiento hiperbólico la ecuación gobernante es la siguiente:

= Caudal en el tiempo t. = Caudal inicial. = Tasa de declinación inicial.

= Exponente hiperbólico. Generalmente va-ría entre 0 a 1.t = Tiempo de producción.Cuando b=1, se dice que el comportamiento es armónico y la ecuación se reduce a:

Para el caso exponencial, b=0, y la ecuación se reduce a:

LIMITACIONES DE LAS CURVAS DE ANÁLISIS DE DECLINACIÓN

Al igual que cualquier otro método determi-nístico que intenta modelar fenómenos comple-jos como el flujo de fluidos en medios porosos (pues la producción de un pozo asociado a un re-servorio, finalmente depende en gran medida de como fluyen los fluidos en el medio poroso), las DCA se basan en suposiciones que dejan de lado varios factores o variables. Entre estos factores se pueden mencionar: anisotropía, heterogenei-dad, fracturas naturales, fallas, variación de la presión del reservorio, permeabilidad, mecanis-mo de empuje, daño a la formación, cambio en las propiedades del fluido, entre otros. Esto sig-nifica que en ciertas condiciones el método de predicción de producción basado en DCA tendrá limitaciones.

Bajo ciertas circunstancias, el índice b llega a tener valores fuera del rango convencional (valores superiores a 1). Este comportamiento ha sido descrito en campos no convencionales (baja permeabilidad, elevado fracturamiento y otros), para los cuales se ha notado que la apli-cación de las DCA es limitada.

Los reservorios del campo Pacoa son uno de los casos en el que, para ciertos pozos, las DCA se ajustan a un modelo de declinación hiperbó-lico con un índice b superior a 1. Las Tablas 01, 02 y 03 presentan los índices Di y b del modelo hiperbólico para una muestra de 11 pozos y tres reservorios de la formación Socorro. En estas Tablas puede notarse dos hechos importantes:1. El valor del índice llega a tener valores supe-

riores a 1. Propio de campos no convenciona-les. Lo cual no representa un problema por sí mismo. Sin embargo, es un indicio de que probablemente las DCA tendrán limitaciones.

2. Los valores Di y b varían notablemente de pozo a pozo y de reservorio a reservorio. Esto significa que no se puede establecer un mode-lo fiable generalizado para el campo.

Nivel D

Parámetros PAC 22 PAC-25 PAC-17 PAC-04 PAC-01 PAC-16

qi 4.61 78.84 58.68 107.61 122.26 58.68

b 1.32 0.9131 1.135 0.677 1.123 0.8

Di 0.434 0.2753 0.2123 0.0771 0.325 0.38

Tabla-01.-Muestra de parámetros de declinación Campo Pacoa. Nivel D, Formación Socorro.

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Actualmente, se cuenta con otros métodos modificados como el exponencial e hiperbólico que son una variación del método tradicional y se ajustan de mejor manera al comportamiento de reservorios no convencionales.

No obstante, un problema que difícilmente puede ser solventado, incluso por los modelos modificados, es el hecho de la notable varia-ción del comportamiento de la producción en Pacoa. Los reservorios presentan una variación notable en sus características a lo largo de todo el campo. A ello se debe añadir el hecho de que cada uno de los 4 niveles (reservorios D, C, B y E) de la formación Socorro también tienen

características diferentes. Esto significa que el comportamiento de producción de cada pozo depende de la ubicación geográfica y reservo-rio. Por ello, un modelo de declinación gene-ralizado significará un problema de subestima-ción o sobrestimación del volumen de petróleo producido.

Las variaciones de las características de los reservorios pueden notarse de mejor manera al revisar la Figura01 (a) que corresponde a la producción y Figura01 (b) que corresponde a la Gravedad API (incluso las características de los fluidos de formación varían a lo largo del campo).

Nivel C


qi 6.1 40.61 163.8 112 74.9 74.52

b 1.7955 0.8745 0.737 0.355 1.123 1.175

Di 0.2452 0.2452 0.711 0.0584 0.225 0.45

Nivel B


qi 186.63 12.84 28.29 32.42 49.5 235.97

b 1.0255 1.9 1.089 1.245 1.53 1.1955

Di 0.7952 0.2452 0.623 0.42 0.721 0,3852

Tabla-02.-Muestra de parámetros de declinación Campo Pacoa. Nivel C, Formación Socorro.

Tabla-03.-Muestra de parámetros de declinación. Campo Pacoa. Nivel B, Formación Socorro.

Figura 01.-(a) Promedio de la producción de petróleo para los 6 primeros meses. Los resultados de produccion son notoriamente variables (incluso en zonas cercanas). La declinación puede llegar a ser muy acelerada (de-pendinedo de la ubicación del pozo), lo cual está relacionado, de acuerdo con los análisis de Tripetrol, con el grado de fracturamiento natural y consecuentemente con ciertas propiedades petrofísicas. (b) La variación de las condiciones de los reservorios se manifiestan incluso en los fluidos contenidos. La gravedad API puede va-riar entre 22 a 42 (lo mismo aplica para propiedades importantes como la viscocidad, que afectan la movilidad del fluido).

a) b)



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ANÁLISIS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN MEDIANTE TÉCNICAS DE INTELIGENCIA ARTIFICIAL

La Inteligencia Artificial es una rama de la ciencia computacional que en su sentido más amplio se refiere a la habilidad de una máquina para imitar las operaciones del cerebro humano. La Inteligencia Artificial, Machine Learning o Inteligencia Computacional (en el sentido más estricto, Machine Learning no es lo mismo que Inteligencia Artificial) trata de crear herramien-tas, dispositivos o máquinas inteligentes sobre la base de algortimos matemáticos que inten-tan imitar ciertos procesos biológicos (las Re-des Neuronales por ejemplo tratan de imitar el funcionamiento de las neuronas biológicas del cerebro humano).

Las técnicas de Inteligencia Artficial han mostrado ser herramientas muy poderosas en diversas aplicaciones industriales. La industria petrolera no ha sido la excepción, encontran-dose aplicaciones en casi todas las áreas que in-volucra la exlporacion, explotación, transporte, almacenamiento, refinación y comercialización de hidrocarburos.

Para el caso del análisis de declinación y pre-dicción de producción de petróleo se realizó una revisión de literatura con el objetivo de identi-ficar los principales algoritmos de Inteligencia Artificial cuyos resultados han sido probados en esta problemática. Según los resultados de revi-sión de literatura, los algoritmos que han sido utilizados en el análisis de declinación y predic-ción de producción son:

• Decision Tree y Random Forest• Deep Learning• Series de Tiempo• Redes Neuronales• Análisis de Componentes Principales

Decision Tree y Random ForestEste tipo de algoritmo permite clasificar o

agrupar los datos de acuerdo a determinados criterios o atributos. El nodo padre es separado en dos o más hijos utilizando criterios de Cla-sificación, Entropía de Error e Índice Gini. Este algoritmo revisa sistemáticamente el punto de división evaluando cada posible punto de divi-sión para escoger al mejor. El resultado del algo-ritmo es volátil, si los datos de entrenamiento cambian y esto puede depender del número de observaciones de cada clase. Esta limitación es superada mediante la técnica de Random Fo-rest, que consiste en generar varios árboles alea-torios paralelos, lo que permite manejar efecti-vamente datos con ruido y múltiples atributos.

Redes Neuronales y Deep LearningSon una simulación simplificada de las fun-

ciones sinápticas del cerebro humano. Las Redes Neuronales son capaces de desarrollar trasfor-maciones, asociaciones y mapeo entre los datos. Las Redes Neuronales están compuestas por ca-pas que contienen los parámetros de alimenta-ción, un grupo de capas escondidas de neuronas independientes y un grupo de resultados. Las neuronas en las capas están conectadas usando ponderación. Cada neurona suma sus entradas ponderadas y aplica una función de activación para generar la salida. Las salidas están en la última capa y son comparadas con el conjunto de valores objetivo para identificar el error. De manera general, cuando el algoritmo implica la presencia de varias capas de neuronas, se puede hablar de Deep Learning. La Figura02 presenta de manera esquemática el funcionamiento de una neurona artificial.

Figura02.-Esquema generalizado del funcionamiento de una neurona artificial. Fuente: Gutiérrez, J., Intro-ducción a las Redes Neuronales.

Series de TiempoLas series de tiempo comprenden métodos

para analizar datos que dependen del tiempo, con el fin de extraer estadísticas significativas y otras características de los datos. El propósito de las series de tiempo es el uso de un modelo para predecir valores futuros basados en valores previamente observados.

Análisis de Componentes PrincipalesLa información que contiene muchas dimen-

siones o variables puede ser compleja de ma-nejar con los algoritmos y técnicas convencio-nales de Inteligencia Artificial, por lo tanto, se requiere procesar esta información y reducir su dimensionalidad. Esta reducción se puede reali-zar mediante la combinación lineal de los atri-butos para reducir su número, de acuerdo con una función objetivo. Esta técnica implementa transformaciones de la información mediante rotación espacial.

MÉTODO Y PROCESO APLICADOGenerar un modelo basado en datos implica

un minucioso tratamiento de la información. De ahí que, establecer un proceso sistemático

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es parte importante del desarrollo. Para imple-mentar el modelo de declinación de producción en el campo Pacoa se siguió un proceso basado en la metodología CRISP-DM (Cross Industry Standard Process for Data Mining) ver Figura 03.

Estos algoritmos corresponden a aquellos que ya han sido probados con buenos resultados en la predicción de producción de petróleo.

Figura 03.-Etapas de la metodología CRISP – DM.

Se recopiló los datos disponibles de:• Producción de Petróleo (no se encontró un

registro confiable de producción de agua y gas).

• Propiedades petrofísicas de los reservorios (porosidad, permeabilidad y espesor).

• Propiedades generales de los fluidos (Grado API).No se dispone de datos de permeabilidad ni

presión de reservorio en las condiciones nece-sarias para ser utilizados en el desarrollo del modelo de declinación de producción. La infor-mación disponible fue procesada para resolver problemas de calidad (outliners, periodos sin datos, datos repetidos y otros) y posteriormente dividida en Datos de Entrenamiento y Datos de Prueba (70% de los pozos fueron utilizados para el entrenamiento del modelo y 30% de los pozos fueron utilizados para la evaluación y pruebas).

El modelo de declinación de producción del Campo Pacoa se representa conceptualmente en la Figura04. Como podrá notarse, la definición del algoritmo adecuado y su optimización, así como las variables de ingreso, son dos de las ta-reas más importantes. Para ello, se evaluó el re-sultado obtenido con los siguientes algoritmos:

• Deep Learning.• Redes Neuronales (Multilayer Perceptron)• Decision Tree

Figura 04.-Modelo conceptual para el análisis de de-clinación mediante técnicas de Inteligencia Artificial.

RESULTADOSLuego de probar los algoritmos menciona-

dos en la sección anterior, se identificó que el mejor resultado corresponde a Redes Neurona-les (específicamente a Multilayer Perceptron). Con este algoritmo se obtuvo un error relativo de entre 2 y 30%. Un mayor error no significa necesariamente que el modelo predice valores equivocados, pues como puede verse en el his-torial de producción (Figura05), existen perio-dos en que los valores varían notoriamente. Sin embargo, es importante notar que el coeficiente de correlación fue de 0.98, lo cual indica que la tendencia de los valores fue capturada eficiente-mente por el modelo.

Figura 05.-Producción del reservorio D del pozo Pacoa 01.

Los periodos a, b y otros similares, donde la producción incrementa (puede deberse a alguna intervención en el pozo) en lugar de declinar, arrojaran un error mayor. Esto genera que el error relativo final se incremente. Por este mo-tivo, el coeficiente de correlación resulta ser un



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indicativo de mayor importancia.La Figura06 presenta el esquema final del

modelo de declinación de producción de pe-tróleo para el Campo Pacoa basado en Redes Neuronales. Luego de realizar las tareas de opti-mización del modelo se definió que los mejores resultados se obtienen con:

• 5 capas ocultas.• 15 neuronas por capa.

Un mayor número de capas ocultas o neuro-nas por capa resultaron en modelos sobre ajus-tados.

las condiciones del reservorio. Es decir, con el modelo basado en Redes Neuronales se puede evaluar el impacto de cada uno de los parámetros petrofísicos en la recuperación final de petróleo y consecuentemente en el retorno económico del proyecto.

Las Figuras 07 a 12 presentan una compara-ción de la producción real y producción de los modelos (basado en ecuación de Arps y Redes Neuronales) para los diferentes reservorios de la formación Socorro. En el caso del modelo de declinación hiperbólico, se estableció una ecuación por cada reservorio (parámetros Di y b calculados como el promedio del campo, por re-servorio), mientras que, para Redes Neuronales un solo modelo para todo el campo.

Cuando se compara el desempeño de las DCA frente al modelo de Redes Neuronales se puede notar que:

• Un solo modelo de Redes Neuronales es apli-cable para todo el campo y para todos los re-servorios.

• Las DCA parecen tener buen ajuste en ciertos pozos, sin embargo, fallan notablemente en otros.

• El Modelo de Redes Neuronales captura de mejor manera tendencias que las DCA no lo hacen (Ver Figura08).

• El error de ajuste de las DCA es hasta 4 veces el obtenido con Redes Neuronales.

Figura 06.-Esquema del modelo de declinación basa-do en Redes Neuronales.

El modelo desarrollado no solo es aplicable a todo el campo (a diferencia del modelo basado en las ecuaciones de Arps), sino que permite también evaluar la sensibilidad de

Figura 07.-Comparación de la producción real frente a la obtenida mediante el modelo hiperbólico y de Redes Neuronales. Pozo Pacoa 10, Nivel B, Formación Socorro.

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Figura 08.-Comparación de la producción real frente a la obtenida mediante el modelo hiperbólico y de Redes Neuronales. Pozo Pacoa 14, Nivel D, Formación Socorro.





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CONCLUSIONESEl comportamiento de la producción de los

pozos del Campo Pacoa varía notablemente de acuerdo a la zona (geográfica) y reservorio. Esto se debe a la variación espacial de las propiedades de la roca y fluidos de los reservorios.

Las técnicas de Inteligencia Artificial mues-tran ser una herramienta de enorme utilidad para evaluar la producción esperada de un pozo, así como, su desempeño. Permitiendo incluir la influencia que tienen variables como: propieda-des petrofísicas y de fluidos.

Los resultados obtenidos en la predicción de producción a través de Redes Neuronales mues-tran ser superiores a los obtenidos mediante las ecuaciones de Arps.

El error obtenido con los modelos

hiperbólicos, definidos para cada reservorio de la formación Socorro, llega a ser hasta cuatro veces el obtenido mediante Redes Neuronales.

La calidad y disponibilidad de la informa-ción utilizable es un factor muy importante. Se debe procesar adecuadamente para mejorar su calidad y capturar eficientemente el compor-tamiento de la producción. En este caso, no se pudieron incluir parámetros que hubieran sido importantes evaluar ya que no estaban dispo-nibles, como la influencia de permeabilidad o presión.

Para el caso de Redes Neuronales se debe notar que un elevado número de neuronas por capa y mayor número de capas ocultas signifi-can modelos sobre ajustados que difícilmente se pueden generalizar.

Figura 12.- Comparación de la producción real frente a la obtenida mediante el modelo hiperbólico y de Redes Neuronales. Pozo Pacoa 04, Nivel C, Formación Socorro.


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RECOMENDACIONESDisponer de una adecuada distribución es-

pacial de las propiedades de los reservorios del Campo Pacoa con el objetivo de entender las tendencias que estas tienen y como afectan la productividad del campo. Esto permitirá apun-tar al desarrollo de zonas con un mayor poten-cial de producción.

Implementar el uso de técnicas de Inteligen-cia Artificial en las tareas de ingeniería ya que han mostrado muy buenos resultados.

Implementar metodologías y procesos que permitan disponer de información de calidad, pues esto ayudará a mejorar el soporte a la toma de decisiones.


leum. Comentarios y sugerencias: José Endara y Valdo Rodríguez.

REFERENCIA • Ali T., Sheng J., Production Decline Models:

A Comparison Study.• Bello, O., Teodoriu, C., Yaqoob, T., Oppelet, J.,

Holzmann, J., & Obiwanne, A. (2016). Appli-cation of Artificial Intelligence Techniques in Drilling System Design and Operations: A State of the Art Review and Future Research Pathways. SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Lagos.

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• Christine Noshi, J. S. (2018). The Role of Ma-chine Learning in Drilling Operationd; A Re-view. SPE Regional Meeting. Pennsylvania.

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• Gutiérrez, J., Introducción a las Redes Neu-ronales.

• Jia X., Zhang F., Applying Data Driven Me-thod to Production Decline Analysis and Fo-rescating.

• Li Y., Han Y., Decline Curve Analysis for Pro-duction Forecasting Based on Machine Lear-ning.

• Masini S., Goswami S., Kumar A., Chennakri-shnan, Decline Curve Analysis Using Artifi-cial Intelligence.

• Omrani P., Vecchia A., Noordzee W., Dobro-volschi I., Baalen T., Poort J., Octaviano R., Binn-Tahir H., Muñoz E., Deep Learning and Hybrid Approaches Applied to Production Forecasting.

• PGE Petróleo y Gas Septiembre, 2019. Nue-vas Oportunidades de Desarrollo y Explora-ción para el Campo Pacoa.

• PGE Petróleo y Gas Diciembre, 2019, Primer Fracturamiento Hidráulico de la Unidad Ro-sario en el Campo Pacoa.

• PGE Petróleo y Gas Junio, 2020, Caracterís-ticas Geomecánicas de las Formaciones del Campo Pacoa y su Influencia durante la Per-foración.

• PGE Petróleo y Gas Septiembre, 2020, Esti-mación de las tensiones alrededor del pozo para optimizar la perforación en el campo Pacoa.



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Estrategia operativa Bloques 16 y 67 de Repsol durante la emergencia por la reparación del oleoducto de OCPAutores: Nelson Troncoso, Amílcar Ponce, Galo Guanoluisa, Raúl Guaita, Juan Pablo Pérez, Andrés Esquivel, Jaime Taipe, Giovanni Villagómez y Ángel Proaño

RESUMENEl presente artículo detalla el plan de acción

implementado por el equipo de Producción de Repsol Ecuador para mantener las operaciones de los Bloques 16 y 67, frente a la emergencia del 07 de abril de 2020 por la rotura del Oleo-ducto de Crudos Pesados en el sitio KP 93+460, cerca de la cascada de San Rafael. Se describen a continuación algunos procedimientos que per-mitieron reiniciar el bombeo en las condiciones habituales de operación. Estas estrategias fue-ron desarrolladas en base a parámetros opera-tivos como la cantidad y calidad API del crudo extraído de los campos de los Bloques 16 y 67 (Tivacuno), la producción de diésel y los reque-rimientos de calidad del crudo entregado al pro-ceso de la estación Amazonas (OCP).

ABSTRACTThis article details the action plan implemen-

ted by Repsol Ecuador Production Department, in order to maintain the operations of Blocks 16 y 67, during the emergency occurred on April 7, 2020 due to the rupture of the heavy crude oil pipeline in the site KP 93+460, close to the San Rafael water fall. Some procedures are des-cribed below that allowed restarting the pum-ping of crude oil under the usual operating con-ditions; these strategies were developed based on operational parameters, such as the amount and API quality of the crude extracted from de fields of Block 16 and 67 (Tivacuno), the pro-duction of diesel and the quality requirements of the crude delivered at the Amazonas Facili-ties Process (OCP)

1. ANTECEDENTESEl 7 de abril de 2020, un socavón de tierra en

el sector de San Rafael produjo la rotura de las tu-berías del Sistema de Oleoducto Transecuatoria-no (SOTE) y el Oleoducto de Crudos Pesados en el KP 93+460 (OCP). Por la magnitud del evento, el Ministerio de Energía y Recursos No Renova-bles declaró Fuerza Mayor en las actividades de

exploración y explotación de hidrocarburos. De-bido a la emergencia operativa en el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) se desplegó el Incident Management Team (IMT) de Repsol de acuerdo con lo establecido en el Plan de Emergencias para iniciar la planificación de acciones a tomar frente a esta condición operativa, en la cual se conside-ran:

• Condiciones requeridas del oleoducto para asegurar la operación luego de una parada prolongada, calidad del crudo.

• Balance del fluido manejado para minimizar el consumo de diésel en generación, ya que fue necesario suspender la producción de dié-sel en la Planta Topping.

• Parámetros operativos en las diferentes loca-ciones.

• Capacidad de almacenamiento y análisis de riesgos.

Esto con la finalidad de mantener de forma sostenible las operaciones de los Bloques 16 y 67 mientras duró la contingencia en el OCP.

2. ESTRATEGIA OPERATIVALas estrategias y maniobras operativas se

aplicaron en las principales facilidades del cam-po como son Facilidades de Producción Sur (SPF), Facilidades de Producción Norte (NPF) y Estación de Bombeo Shushufindi (SSFD) de los Bloques 16 y 67 de Repsol, durante y después de la reparación de la rotura del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) en el KP 93+460 hasta maximizar las condiciones de operación; (API de bombeo 14.1 °API, 16,200 bopd y Producción de diésel 1,000 bdpd) manteniendo las condiciones necesarias para el reinicio de operaciones.

Con el fin de garantizar el reinicio de opera-ciones del oleoducto fue necesario incrementar la calidad del crudo de despacho desde NPF a un valor de densidad mayor o igual 15.3 °API (Fi-gura 1), lo que permite regresar a condiciones normales en tres días aproximadamente; esta información se basa en la simulación efectuada

Fecha recepción: 14 de septiembre de 2020


Palabras clave:Repsol, Operaciones de producción, Plan de emer-gencia, Oleoducto de Crudos Pesados.

Keywords:Repsol, Production Opera-tion, Emergency plan, Heavy Crude Oil Pipeline.

Estrategia operativa Bloques 16 y 67 de Repsol durante la emergencia por la reparación del oleoducto de OCPAutores: Nelson Troncoso, Amílcar Ponce, Galo Guanoluisa, Raúl Guaita, Juan Pablo Pérez, Andrés Esquivel, Jaime Taipe, Giovanni Villagómez, Ángel Proaño - Repsol

Nelson Troncoso: Ingeniero Químico de la Escuela Politécnica Nacional con 20 años de experiencia en la industria de Oil & Gas. Jefe de Producción y Transporte de petróleo Bloques 16 & 67. Experiencia en las áreas de Producción, Transporte de Petróleo, Tratamiento Químico, Corrosión Interna y Seguridad & Medio Ambiente.

Amílcar Ponce: Ingeniero Químico de la Universidad Central del Ecuador con 11 años de experiencia en la industria de Oil & Gas. Jefe de Producción y Transporte de petróleo Bloques 16 & 67. Experiencia en las áreas de Opera-ciones de Producción, Deshidratación, Transporte de Crudos Pesados e Ingeniería de Superficie.

Galo Guanoluisa: Ingeniero de Petróleos de la Universidad Tecnológica Equinoccial, con 6 años de experiencia en la industria de Oil & Gas. Coordina-dor de Producción en Repsol Ecuador. Experiencia en las áreas de Operacio-nes de Producción, Deshidratación, Transporte de Crudos Pesados.

Raúl Guaita: Ingeniero Mecánico de la Escuela Politécnica Nacional con 15 años de experiencia en la industria de Oil and Gas. Coordinador de Producción (2013 a la actualidad), Ingeniero CBM (2007-2013), Técnico de Mantenimiento (2005-2006) en Repsol Ecuador.

Juan Pablo Pérez: Ingeniero Químico de la Universidad San Francisco de Quito, con 11 años de experiencia en la industria de Oil & Gas. Coordinador de Producción en Repsol Ecuador. Expe-riencia en las áreas de Operaciones de Producción, Deshidratación, Transporte de Crudos Pesados. Andrés Esquivel: Ingeniero Químico de la Escuela Politécnica Nacional, con 9 años de experiencia en la industria de Oil & Gas. Coordinador de Producción en Repsol Ecuador. Experiencia en las áreas de Operaciones de Producción, Deshidratación, Transporte de Crudos Pesados.

Jaime Taipe: Máster en Procesos Industriales de la Universidad Central, Ingeniero Químico de la Escuela Politécnica Nacional, Ingeniero Junior de Procesos en la ESPE, Ingeniero de Tratamiento Químico en Champion Technologies del Ecuador, Operador y actualmente Coordinador Producción en Repsol Ecuador.

Giovanni Villagómez: Ingeniero de Petróleos de la Escuela Politécnica Na-cional, con 8 años de experiencia en la industria de Oil & Gas. Coordinador de Producción en Repsol Ecuador. Expe-riencia en las áreas de Operaciones de Producción, Deshidratación, Transporte de Crudos Pesados.

Ángel Proaño: Ingeniero Químico de la Escuela Politécnica Nacional. Con 8 años de experiencia en la industria de Oil & Gas: operaciones de producción, software de gestión de producción y fis-calización de hidrocarburos. Supervisor EC (Energy Components).Colaboración:Las maniobras operativas fueron reali-zadas con el soporte del Departamento de Mantenimiento, Departamento de Energía (Planta Topping) de Repsol.

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por el departamento de Ingeniería de Superficie (ISUP); (esto bajo el escenario actual en el cual se reciben 5.000 bopd de Petroamazonas en Ya-manunca).

2.1 Incremento de °API del oleoducto NPF – OCP de 14.1° a >15.3°Se realizaron las siguientes acciones:

• Inyección del crudo diluyente a la línea del oleoducto SSFD – OCP.

• Suspensión de Producción de diésel de la Planta Topping (recirculación).

• Recirculación de crudo por la Planta Topping para el calentamiento del crudo del tanque T-1108 A.

2.2 Disminución del manejo de fluidoSe ajustó el manejo de fluido en base a la

energía disponible (crudo y gas). La producción

de los Bloques 16 y 67 se redujo de 16,400 bopd a 7,200 bopd. (Figura 2)

2.3 Solicitud de 100,000 bbl de capacidad de almacenamiento en los tanques de OCP

Se realizó la solicitud de un cupo de 100,000 bbl en OCP para garantizar el empaquetamiento del oleoducto NPF – SSFD con un API de 15.3°. (Figura 3)

2.4 Maniobras operativas en SPF• El crudo del SPF es calentado únicamente por

el sistema de calentamiento de crudo a través del recuperador de calor de los gases de com-bustión de los motores de generación a crudo Wartsila (boiler) GE-3170 E, debido al apaga-do de la turbina TR-2170B, por la disminu-ción de la demanda de energía en campo.

Figura 1. Simulación de arranque del oleoducto con crudo de 15.3° API (ISUP).Fuente: Martínez, L; Pinzón P; Valencia, C. (2020). Informe de Simulación y Comportamiento del Oleoducto Repsol-ISUP

Figura 2. Manejo de fluido total vs Producción de crudo.

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• Recirculación de agua de formación en las plataformas de Amo A y Ginta B para el ase-guramiento de flujo por las tuberías de trans-porte.

• Estrategia de dosificación y tratamiento quí-mico para estabilizar la planta de deshidra-tación.

• Bombeo de crudo por baches hacia NPF para establecer parámetros de operación ante esta

nueva condición. (Figura 4)

2.5 Incremento de niveles en los tanques de almacenamiento de crudo en OCP

Incremento de niveles en los tanques de almacenamiento de crudo en OCP hasta alcanzar los 99,516 bbl de un total de 100,000 bbl. (Figura 5)

Figura 3. API NPF y SSFD

Figura 4. Caudales de bombeo SPF, NPF y SSFD vs viscosidad cinemática.


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2.6 Llenado de los tanques de crudo del Bloque 16

Para el llenado de los tanques de crudo del Bloque 16 se realizó la siguiente estrategia de manejo de fluido en función de:

• Tiempo de reparación del oleoducto de OCP. (Desde el 07 de abril hasta el 08 de mayo de 2020).

• Energía disponible: 41.3 (MW).• Selección de pozos a permanecer encendidos

en función de: alta producción de arena, fase a tierra, run-life.

• Manejo de fluido promedio: 362,783 bfpd, con una producción de 8,823 bopd promedio.

• Entrega de crudo por baches y de manera continua desde SPF hacia NPF y desde NPF hacia SSFD hasta cumplir con el volumen disponible en las diferentes locaciones (nue-va condición operativa). Para realizar esta maniobra operativa se realizó el análisis ORA (Operational Risk Assesment) en el cual se concluyó que las válvulas que se encuentran a lo largo del oleoducto deberían operar con force físico (abiertas) para evitar el cierre de

Figura 5. Delivery a OCP durante la emergencia.

Figura 6. Incremento del volumen de almacenamiento Bloques 16 & 67.

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las mismas al trabajar con bajas presiones y con el bombeo apagado de forma cíclica.

• Incremento de niveles en los tanques de al-macenamiento de crudo hasta alcanzar los 93,769 bbl de un total de 106,537 bbl (Figu-ra 6), quedando un volumen disponible de 12,768 bbl para un tiempo de almacenamien-to de 1.5 días de producción.

• Apagado del bombeo NPF- SSFD una vez al-canzada la capacidad de almacenamiento en SSFD.

2.7 Arranque de oleoducto NPF – OCPUna vez finalizados los trabajos de OCP se

procedió con el reinicio de las operaciones, para ello se ejecutaron las siguientes acciones:

08 de mayo del 2020: • Arranque de bombeo NPF – SSFD.• Arranque de bombeo SSFD – OCP.• Arranque de turbina TR-1670 A, para man-

tener la temperatura alrededor de los 200°F

con la finalidad de conservar la movilidad del crudo.

• Bombear el máximo caudal sin sobrepasar la presión máxima de operación (10,5 bpm al inicio del arranque con una presión a la salida de 1250 psi aproximadamente).

• Reinicio de arranque de pozos productores con incremento de producción de 8552 a 12533 bbl.

09 de mayo del 2020: • Se inicia la Operación de la Planta Topping

maximizando la producción de diésel en base al caudal y al °API de bombeo para ello se uti-liza la siguiente tabla:

10 de mayo del 2020: • Se obtiene 15,591 bopd de producción.

14 al 18 de mayo 2020:• Presurización del oleoducto, caudal de bom-

beo máximo de 8.5 bpm promedio a 1290 psi (Figura 7).

Figura 7. Presión de ingreso y salida de la estación Shushufindi.

Tabla 1. Valores del mínimo flujo que se podría manejar en el oleoducto SSFD – OCP.Fuente: Martínez, L. (2017). Informe de Simulación y Comportamiento del Oleoducto Repsol-ISUP.

Densidad[API]

Mínimo[BOPD]

Viscosidad máxima en oleoducto NFP Pompeya SSFD

X > 14.4 F > 20.000110cP/114cSt@200ºF

180260cP/270ctS@180ºF

190ºF a 200ºF

1 calentador1 bomba

185 ºF2 calentador

2 bomba

X > 14.2 20.000 > F > 18.000 110cP/106cSt@200ºF210cP/219cSt@180ºF 200ºF 1 calentador

1 bomba

200 ºF2 calentador

2 bomba

X > 14.3 18.000 > F > 16.000 96cP/101cSt@200ºF 180cP/188cSt@180ºF 200ºF 1 calentador

1 bomba

200 ºF1 calentador

2 bomba

X > 14.5 16.000 > F > 12.000 90cP/95cSt@200ºF 160cP/167cSt@180ºF 200ºF 1 calentador

1 bomba

200 ºF1 calentador

2 bomba

X > 15.3 10.000 > F > 8.000 136cP/142cSt@176ºF 185ºF 1 calentador176 ºF

1 calentador1 bomba


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15 de mayo del 2020: • Se reinician las operaciones en la interco-

nexión PAM – REPSOL con 3,000 bbl. Mien-tras dura la transferencia de crudo de PAM – Bloque 15, la densidad del crudo de trans-porte (°API) se incrementa en el tramo Yama-nunca – SSFD – OCP mejorando la movilidad del oleoducto en el tramo indicado. Durante el arranque del oleoducto se presentaron los siguientes eventos (Figura 8):

• Incremento de la presión de salida hacia OCP; por tres días, debido a que Petroamazo-nas inicia la transferencia de 3,000 bbl, ade-más, por la remoción de crudo frío.

18 de mayo 2020: • Se alcanzaron los mayores caudales de bom-

beo llegando hasta 37 bpm.19 de mayo del 2020:

• Se incrementa el volumen recibido del crudo de PAM de 3,000 a 10,000 bbl.

24 de mayo del 2020: • Inicio de estrategia operativa para asegura-

miento de la operación del oleoducto incre-mentando el nivel del tanque T-1601 B en la Estación SSFD con la finalidad de disponer de crudo diluyente (°API > 18).

25 de mayo del 2020: Se alcanzan los niveles dentro de parámetros

operativos de los tanques en SPF y NPF.

3. CONCLUSIONES• Durante la emergencia del OCP, la produc-

ción de los Bloques 16 & 67 no se suspendió a pesar de las condiciones adversas: restricción

de bombeo, capacidad de almacenamiento, movilidad de ductos, calidad del crudo, debi-do a todas las acciones y estrategias ejecuta-das que se detallan en este documento.

• La gestión de reservar un volumen disponible de transferencia con el OCP fue fundamental para empaquetar el oleoducto NPF-OCP con crudo de densidad 15.3°API.

• La estrategia y simulaciones aplicadas para el llenado de tanques y control de volumen de almacenamiento disponible en el OCP y el Bloque 16 ayudó a mantener la operación de producción y movilidad en los oleoductos dentro y fuera del Bloque.

• Disminuir la producción de diésel y trabajar con generación a crudo durante esta emer-gencia proporcionó estabilidad en la opera-ción, obteniendo la mayor cantidad de pro-ducción posible. En consecuencia, se evitó el consumo innecesario de diésel.

• Durante la emergencia, debido a la disminu-ción del manejo de fluido, fue posible realizar mantenimientos correctivos y preventivos en las instalaciones, evitando así una parada total de la planta.

• El crudo de mayor °API que nos proporcionó Petroamazonas con el reinicio de las opera-ciones de la interconexión, facilitó el alivio de presión del oleoducto SSFD - OCP mejorando la movilidad del crudo y maximizando la pro-ducción del Bloque 16.

• Luego del arranque del oleoducto con un crudo de 15.3 °API; en 48 horas aproximadamente se retomaron las condiciones operativas

Figura 8. Relación entre Stock vs. presión y producción.

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habituales lo que permitió corroborar el análisis efectuado por ISUP.

• Sin haber realizado el procedimiento descri-to en este documento, el tiempo de recupera-ción de la operación a condiciones normales era de 40 días.

4. RECOMENDACIONES• Distribuir la capacidad de almacenamiento

de los tanques en el siguiente orden: SPF-NPF y SSFD con la finalidad de asegurar una capacidad de almacenamiento en SSFD para el arranque del oleoducto.

• Evaluar las condiciones operativas existentes durante el arranque del oleoducto SSFD-OCP para remover el crudo frío del oleoducto con el envío de una herramienta de limpieza (pig) SSFD – POZO 27.

• Planificar las maniobras de envíos y recep-ción de pigs por el oleoducto como parte de la estrategia de reinicio de la operación del oleoducto.

• Solicitar la revisión de las condiciones opera-tivas de las válvulas SDV del oleoducto, den-tro y fuera del bloque a fin de confirmar que se encuentren en condiciones para el reinicio de operación con la finalidad de prevenir cie-rres no deseados.

• Evitar la parada total del oleoducto mante-niendo una movilidad mínima de al menos 5 BPM, con el objetivo de preservar la tempera-tura del crudo en el oleoducto.

• Habilitar los boilers de los generadores a cru-do.

BIBLIOGRAFÍA• Cisneros, M. (2018). Informe del cálculo

de Máxima Presión Admisible de Operación (MAOP) en el oleoducto de 24” POZO 27– OCP.

• Cisneros, M. (2018). Informe del cálculo de Máxima Presión Admisible de Operación (MAOP) en el oleoducto de 16” SSFD – POZO 27

• Cisneros, M. (2018). Informe del cálculo de Máxima Presión Admisible de Operación (MAOP) en el oleoducto de 16” NPF– PPYA.

• Cisneros, M. (2018). Informe del cálculo de Máxima Presión Admisible de Operación (MAOP) en el oleoducto de 16” SPF– NPF.

• Gk. (2020). Tras rotura de oleoductos, Ecua-dor declara fuerza mayor. Recuperado de: https://gk.city/2020/04/10/rotura-oleoduc-tos-ecuador/

• Martínez, L. (2017). Informe de Simulación y Comportamiento del Oleoducto Repsol.

• Torres, W. (2020). Tras rotura de oleoduc-tos, Ecuador declara fuerza mayor. Recupe-rado de: https://www.primicias.ec/noticias/economia/millones-para-obras-de-mitiga-cion-erosion-rio-coca/

• Martinez, L; Pinzón P; Valencia, C. (2020). Informe de Simulación y Comportamiento del Oleoducto Repsol-ISUP.

Edición y Traducción:Rodrigo Lozada: Ingeniero de Petróleos de la

Escuela Politécnica Nacional, con 4 años de ex-periencia en la industria de Oil & Gas. Operador de Producción en Repsol Ecuador.


Av. 12 de Octubre N26-48 y Abraham Lincoln, Edi�cio Mirage, Piso 3, O�cina 3CTeléfonos de contacto: (593-2) 450-3164 - 450-3169



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El mercado de gas natural en EcuadorAutor: Daniel Márquez Soares

RESUMENEl gas natural se ha convertido en una alter-

nativa energética conveniente para Ecuador, por su costo, eficiencia y menor impacto ambiental. Sin embargo, la creciente demanda, el costo de exploración, las escasas reservas probadas y la falta de recursos públicos hacen que la oferta nacional, incluso para el mercado interno, re-sulte incierta. En contraste, su importación, acompañada de un impulso que permita una migración tecnológica del diésel al gas natural, permitiría al país ahorrar valiosos recursos que hoy se destinan a subsidios, favorecer al sector productivo y mejorar su récord ambiental.

SUMMARYNatural gas has become a convenient alter-

native for Ecuador, due to its cost, efficiency and lower environmental impact. Nevertheless, growing demand, exploration costs, the small amount of proven reserves, and the lack of pu-blic resources indicate that the domestic offer, even for the internal market, has become uncer-tain. In contrast, natural gas imports, together with a stimulus that allows technological migra-tion from diesel to natural gas, would allow the country to reduce its expenditures in subsidies, favor its productive sector and improve its envi-ronmental record.

TEXTOA lo largo de los últimos años, los nuevos de-

safíos ambientales y energéticos han hecho que el gas natural adquiera un fuerte protagonismo. Este combustible fósil es energéticamente muy eficiente y goza de un costo conveniente; asimis-mo, y quizás lo más importante, es notoriamen-te más amigable con el ambiente que la gasolina, el diésel o el carbón. A nivel mundial, los actores de muchas industrias, entre las que se cuentan el transporte terrestre y marítimo, la generación eléctrica y todas aquellas que usan combustibles fósiles para procesos químicos o de fabricación, están transformándose para adoptar esta nueva fuente de energía. A corto plazo, ofrece muchí-simos beneficios económicos y ambientales, y a largo plazo promete ser, por años, un oportuno combustible de transición en preparación para la adopción de energías limpias renovables.

En el campo de la generación de energía, es

un combustible que otorga seguridad y con-tinuidad al sistema, en contraste con otras al-ternativas. No está a merced de las épocas de sequía, como los proyectos hidroeléctricos, de la falta de viento, como sucede con los eólicos, ni de la falta de luminosidad, como los solares. Esto permite mantener la oferta de energía y, sobre todo, garantiza las condiciones necesarias para un crecimiento de la demanda.

El gas natural (GNL), además, es una solu-ción menos costosa que el gas que hoy se usa en los domicilios (GLP). Esto hace del gas natural una opción viable hacia reducir el valor asigna-do a subsidios que el Estado debe asumir para el gas de uso doméstico. Lo mismo podría hacerse con el transporte pesado, si se permite que em-piece a reemplazar al diésel, en tanto ya exista la tecnología para ello.

Ecuador es hoy deficitario en la producción de gas natural. El país tiene una demanda diaria de 95 millones de pies cúbicos por día (MMPCD), pero su producción bordea apenas los 25 millo-nes MMPCD. Según datos de Petroamazonas, la curva de declinación de producción de gas natu-ral en el campo Amistad, de donde proviene la producción ecuatoriana, será marginal ya para el año 2023. Ver Figura 1.

Al momento, diversos grupos industriales, como productores de cerámica y otros, enfren-tan escasez de este combustible; una mayor disponibilidad de este recurso les permitiría ser más competitivos en sus exportaciones.

A la fecha, las reservas probadas del campo Amistad, según números de Petroamazonas EP paras el 2019, son de 139.690 millones de pies cúbicos (MMPC). Adicionalmente, se estima re-servas probables de 160.000 MMPC y posibles de 116.389 MMPC. Esta situación implica que si el país no descubre ni confirma nuevas reser-vas, será necesaria la importación de gas natural para atender la demanda nacional. Asimismo, hay otras reservas posibles en Santa Clara y BBJ que aún deberán ser verificadas.

Entre los años 2011 y 2017, las inversiones fueron de $546 millones. La mayor parte se pro-dujo entre 2013 y 2015, cuando se invirtieron $409 millones. No obstante, los resultados fue-ron muy pobres. Pese al volumen de inversión, apenas se produjo un mínimo incremento a la producción nacional de gas y ni siquiera se pudo

Fecha de recepción: 23 de octubre de 2020


Palabras clave: Gas natural, Ecuador, importación, medio ambiente, exploración, reservas

Keywords: Natural gas, Ecuador, import, environment, exploration, reserves


Daniel Márquez SoaresPeriodista, cate-drático y consultor político. Máster en Estudios Internacio-nales de Medios por la Deutsche Welle Akademie y gradua-do del Programa de Consultoría Política y de Gobierno de la Universidad Camilo José Cela/Universi-dad San Francisco de Quito.

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Gráfico de demanda es parcial

RESERVAS 2019

MMPC

Probadas 139,690

Produciendo 25,137

Shut-in 1,109

Detrás de Casing: 13,390

No Desarrolladas 100,054

Probables 160,291

Posibles 116,389

Figura 1: tendencia de producción de gas natural

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comprobar la presencia de reservas. Incluso, en-tre 2013 y 2015, se trajo el taladro tipo jack-up de la empresa Petrex, a un costo de inversión de $300 millones, y luego se utilizó el taladro de PDVSA desde la isla Puná, que no arrojó resul-tados. Cada pozo perforado costó alrededor de $90,9 millones de dólares.

El actual gobierno, a través de Petroamazo-nas EP, intentó buscar nuevas inversiones pro-venientes del sector privado. En marzo del 2018 se llevó a cabo el concurso Oil & Gas 2018, pero nadie manifestó interés, en tanto se consideró que se trataba de una operación de alto riesgo y alto costo. En esa ocasión se propuso la perfora-ción de plataformas fijas, 4 pozos de desarrollo más 2 de avanzada, según los resultados, y un exploratorio.

Petroamazonas EP tiene hoy planes propues-tos y no aprobados por la unidad de gas. Según estos, para llevarlos a cabo se requerirían inver-siones por alrededor de $600 millones durante tres años. Bajo las circunstancias actuales del país, es imposible ejecutar iniciativas de un cos-to semejante.

¿QUÉ HACER?Ante esta situación, existen dos alternativas.

La primera es entrar en una campaña de explo-ración para determinar la existencia de reservas y producirlas; la segunda, importar gas natural disponible en el mercado internacional, inclusi-ve en países cercanos al Ecuador.

Una campaña de exploración y desarrollo requiere inversiones importantes. Al ser una operación costa afuera, se necesitan tecnolo-gías costosas como la instalación, al menos en un inicio de torres de perforación tipo Jack-up para comprobar la ubicación y existencia de re-servorios.

Es importante tener en cuenta que la geolo-gía del sector es muy diferente a la de la Amazo-nía, donde la experiencia ha demostrado que se puede tener una mayor certeza al momento de la búsqueda, sobre la existencia de reservorios. En el caso del campo Amistad y sus alrededores, la certeza es mucho menor, lo que reduce las

probabilidades de éxito.Otro factor a tener en cuenta es el tiempo.

Se requiere una infraestructura importante, por lo que aun en caso de contar con los recursos necesarios para invertir, una campaña de explo-ración y desarrollo tomaría alrededor de cinco años antes de empezar a producir, con todo lo que esto conlleva en costo de oportunidad, pre-siones económicas y posible inestabilidad.

Así, ante el hecho de que el país actualmente carece de la capacidad económica para imple-mentar un proyecto de esta magnitud, lo más óptimo sería captar inversión privada a ries-go. Sin embargo, hasta el momento, esta no ha mostrado interés. Lamentablemente, en la actualidad hay una limitación a nivel mundial de capitales para inversión en exploración y el mercado internacional tiene suficiente produc-ción de gas natural. Por ello, un proyecto de esta naturaleza despierta poco interés entre los in-versionistas.

Ante estas circunstancias, la importación de gas natural es una solución más rápida, que no pone en riesgo los ahora muy limitados recursos del Estado y, además, brindaría en pocos meses una solución a las necesidades del mercado lo-cal. Esto contribuiría significativamente al desa-rrollo del país, al garantizar una oferta estable de energía eficiente y amigable con el ambiente que permitiría el crecimiento de diversos sec-tores. Esta opción también mejoraría significa-tivamente la balanza de pagos, en tanto el gas natural es un combustible de menor costo que el diésel, el cual actualmente es importado y se emplea de forma intensiva en muchas áreas.

A largo plazo, tanto la importación de gas como el desarrollo de las reservas son solucio-nes complementarias. Al momento, es impor-tante encontrar una solución rápida y ágil para abastecer la demanda de este combustible por parte de industrias y del sector del transporte a nivel nacional y de forma durable y confiable. También, en el momento en que las condiciones de mercado lo permitan, el Estado deberá buscar la forma más conveniente de realizar una cam-paña exploratoria para encontrar y comprobar


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reservas adicionales y desarrollarlas con inver-sión de riesgo bajo un modelo de participación. Esto permitiría al país superar la limitación que enfrenta al momento con respecto a la oferta de gas natural, y las aristas ambientales, de balanza de pagos y de crecimiento de la producción que de ella se derivan.

BIBLIOGRAFÍA Epstein, A (2014). The Moral Case for Fossil

Fuels (Una defensa moral de los combustibles fósiles). Portfolio/Penguin

Mann, Charles C (2018). The Wizard and the Prophet (El mago y el profeta). Knopf.

Rhodes, R. (2018). Energy: a human his-tory (Energía: una historia humana). Simon & Schuster

Yergin, D. (2020). The New Map: energy, cli-mate and the clash of nations (El nuevo mapa: energía, clima y el choque de naciones). Penguin Press

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Electricidad geotérmica usando el propio calor de la TierraAutor: Francisco Porturas

RESUMENLa Agencia Internacional de Energía (AIE)

estima que los kilómetros superiores de la cor-teza terrestre contienen energía térmica que es varios millones de veces mayor que el consumo anual de energía de la Tierra. El calor aumenta a medida que aumenta la profundidad.

Esta energía térmica está contenida en la roca y los fluidos debajo de la corteza terrestre. Se puede encontrar desde terrenos poco profundos hasta varios kilómetros por debajo de la super-ficie, e incluso más abajo hasta la roca fundida extremadamente caliente llamada magma.

Los proyectos potenciales de electricidad geo-térmica en Ecuador suman actualmente más de 6000 MW de capacidad, y solamente de unos cuantos prospectos geotermales, donde el pro-yecto Chachimbiro ya está en fase de desarrollo.

SUMMARYThe International Energy Agency (IEA) esti-

mates that the upper kilometers of the Earth’s crust contain thermal energy that is several million times greater than the Earth’s annual energy consumption. Heat increases as depth increases.

This thermal energy is contained in the rock and fluids beneath the earth’s crust. It can be found from shallow terrain to several kilometers below the surface, and even lower down to extre-mely hot molten rock called magma.

Potential geothermal electricity projects in Ecuador currently total more than 6000 MW of capacity, and from only a few geothermal pros-pects, where the Chachimbiro project is already in the development phase.

INTRODUCCIÓN Este artículo parte de tres premisas básicas:

1) La energía geotérmica es simplemente ener-gía derivada del calor interno de la Tierra, gene-ralmente se considera ecológica y no causa can-tidades significativas de contaminación, 2) Los depósitos geotérmicos se reponen naturalmen-te y, por lo tanto, son renovables (no es posible agotar los recursos) y, 3) Excelente para generar electricidad, calefacción y refrigeración: incluso los hogares pequeños pueden beneficiarse.

Estos depósitos subterráneos de vapor y agua caliente se pueden aprovechar para generar

electricidad o para calentar y enfriar edificios directamente.

Son muchas las ventajas de la energía geotér-mica:1) El yacimiento geotérmico ofrece energía limpia.2) La generación eléctrica tiene factor de plan-ta alta > 90%. 3) Energía renovable por reinyección de flui-dos.4) Costo de generación competitivo con otras energías ambientalmente amigables. 5) La generación eléctrica tiene bajo impacto ambiental, no genera pasivos ambientales.6) Contribuye con la disminución de la huella de carbono. 7) Favorece la inclusión de políticas públicas en la conservación ambiental y uso adecuado de los recursos naturales. 8) Incluye la participación y desarrollo del proyecto por trabajadores locales, técnicos e ingenieros nacionales y contribuye con la ge-neración de empleo. 9) La energía geotérmica, además de la gene-ración eléctrica, se puede utilizar en aspectos como calefacción, refrigeración e invernade-ros, favoreciendo la sostenibilidad del recurso y su diversificación. 10) La generación eléctrica por medio de geo-termia puede generar un impacto positivo en la industria del país que necesariamente debe migrar al uso de energías ambientalmente amigables.

La Figura 1, muestra la ubicación de algunos campos geotermales en Ecuador, donde el pro-yecto geotérmico Chachimbiro es parte de los nuevos proyectos que son priorizados por el Gobierno dentro de la expansión de largo plazo del sector eléctrico y busca satisfacer la demanda energética de los ecuatorianos en el futuro.

¿Cómo se usa?Ecuador tiene un enorme potencial para ge-

nerar electricidad con energía geotérmica pero aún no se aprovecha comercialmente. Estos de-pósitos subterráneos de vapor y agua caliente se pueden explotar extensivamente a lo largo y ancho del país para generar electricidad y/o ca-lentar en zonas de friajes. El agua geotérmica de las profundidades de la Tierra se puede utilizar

Fecha de recepción: 04 de diciembre de 2020


Palabras clave:Geoterma, magma, sistema geotermal, factor de recuperación, permeabili-dad, drenaje de calor de las rocas circundantes, energía geotérmica, recursos geotérmi-cos, tecnología geotérmica, economía geotérmica.


Francisco Porturas, Presidente de Peruvian Geothermal Association, MSc (NTH Noruega), BSc Geología (UNMSM), Ingeniería Industrial (UNI, Perú). Asesor Innovador del Centro de Energía del Futuro y apasionado promotor de energías renovables e.g. energía geotérmica.

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directamente para calentar hogares y oficinas, o cultivar plantas en invernaderos.

La geotermia de baja entalpía en Europa se puede replicar en otros lugares a escala, solo un ejemplo de muchos caminos emergentes

Perforación de exploración geotér-mica, París Nueva York: edificios inteligentes

Países Bajos hacia el 2050: rojo 12 y azul 24MW

Calefacción del distrito municipal, Utrecht, Países Bajos Vista de Quito con el volcán Cotopaxi

Figure 1. Mapa de los campos geotérmicos identificados. Note: a lo largo de Ecuador hay nu-merosas y prolíficas locaciones de aguas termales, grandes indicadores de que debajo hay una “olla caliente”. Muchas de las aguas termales ya se están utilizando localmente como spas y tratamientos medicinales.

La Figuras 2 y 3, muestran un esquema ge-neral de los usos más comunes de la geotermia.

Figure 2. La geotermia se usa cada vez más en el mundo; la Villa Olímpica de París se moverá con esta energía, así como grandes edificios en Nueva York, localidades en Países Bajos y muchos otros lugares de Europa.

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Producción de energía geotérmicaPara producir electricidad generada por ener-

gía geotérmica se perforan pozos, a veces de unos kilómetros de profundidad o más, en de-pósitos subterráneos para extraer vapor y agua muy caliente que impulsan turbinas conectadas a generadores de electricidad. La primera electri-cidad generada geotérmicamente se produjo en Larderello, Italia, en 1904.

Hay tres tipos de plantas de energía geotérmi-ca: vapor seco, flash y binarias.

1. El vapor seco, la tecnología geotérmica más antigua, extrae vapor de las fracturas del suelo y lo utiliza para impulsar directamen-te una turbina.

2. Las plantas flash extraen agua caliente pro-funda a alta presión hacia agua más fría a baja presión. El vapor que resulta de este proceso se utiliza para impulsar la turbina.

3. En las plantas binarias, el agua caliente pasa por un fluido secundario con un punto de ebullición mucho más bajo que el agua. Esto hace que el fluido secundario se convierta en vapor, el cual luego impulsa una turbina. La mayoría de las plantas de energía geotér-mica en el futuro serán plantas binarias.

La energía geotérmica se genera en más de 20 países. Estados Unidos es el productor más gran-de del mundo y el desarrollo geotérmico más grande del mundo es The Geysers al norte de San Francisco en California. En Islandia, muchos de los edificios e incluso las piscinas se calientan con agua caliente geotérmica. Islandia tiene al menos 25 volcanes activos y muchas fuentes ter-males y géiseres. En el Perú hay más de 12 vol-canes activos en el Parque de Volcanes en el Sur.

Ventajas y desventajasSe puede extraer sin quemar un combustible

fósil como carbón, gas o petróleo. Los campos

geotérmicos producen sólo alrededor de una sexta parte del dióxido de carbono que produce una central eléctrica de gas natural relativamen-te limpia. Las plantas binarias esencialmente no emiten emisiones.

A diferencia de la energía solar y eólica, la energía geotérmica está disponible siempre, los 365 días del año. También es relativamente eco-nómico; los ahorros derivados del uso directo pueden llegar al 80% con respecto a los combus-tibles fósiles.

La energía geotérmica es de exploración 24/7, instaladas en zonas de aprovechamiento geotér-mico. El calor de la tierra es continuo y carente de cambios climáticos, a diferencia de las otras renovables que requieren de radiación solar du-rante el día y del viento. El gas natural solamente reduce su emisión en un 60% en comparación al carbón y 80 % en comparación al petróleo.

Ventajas sobre la energía geotérmica, no depende del sol (día/noche), y no depende del viento, ya que este cambia en función de los re-gímenes climáticos y se debe resaltar la impor-tancia- energía limpia y fortalece la matriz de energía del país.

Figura 4, muestra un ejemplo de cómo se aso-cia el Volcán Ubinas (Perú), foto de superficie, con las investigaciones de geo científicos para evaluar de donde proviene el calor y la profun-didad de la cámara magmática y un par de opcio-nes beneficiadas de la experiencia de la industria petrolera.

El agua geotérmica de las profundidades de la Tierra muestra un gran espectro de múltiples aplicaciones, adaptables a las condiciones geográficas de regiones o microrregiones, donde se desarrolla el proyecto: costa, sierra, ceja de selva y selva. Y se puede utilizar directamente para calentar hogares y oficinas, o cultivar plantas en invernaderos. A menudo no se sabe

Figura 3. Esquema general de los usos más comunes de la geotermia (Asociación Española de Geotermia. Que es geotermia. 2020).


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sobre la energía geotérmica es que realmente es el gran creador de empleo. De todas las fuentes de energía renovable disponibles en todo el mundo, la energía geotérmica es la más poderosa para generar

empleos secundarios. Tabla 1, muestra las ventajas y desventajas asociadas a la energía geotérmica, la Tabla 2, un esquema de verificación cruzada de energías renovables y la Tabla 3, numerosas

Figura 4. Ejemplo de cómo se asocia el Volcán Ubinas (Perú), foto de superficie, con las investigaciones de geo científicos para evaluar de donde proviene el calor y la profundidad de la cámara magmática hasta el modelo de producción de electricidad geotérmica con pozos de producción, unidades de superficie, pozo de inyección y pozo de monitoreo.

Volcán Ubinas, Perú

Opción 1: Pozo multilateral, el esquema muestra el principio de utilización de la energía geotérmica. El agua fría se bombea hacia áreas más profundas y cálidas y se sube el agua caliente. Ilustración: Rock Energy

Entre 8 a 15 km de profundidad se ubica la cámara magmática del volcán Ubinas, uno de los más activos del Perú, revela investigación realizada por científicos peruanos y franceses. Foto/Ilustración: IGP. Agencia Andina. Arequipa, nov. 25, 2020.

Sistemas geotérmicos mejorados para un suministro de energía climáticamente neutro

Opción 2: Sistema geotérmico mejorado:

1 Depósito, 2 Carcasa de la bom-ba, 3 Intercambiador de calor, 4 Sala de turbinas, 5 Pozo de produc-ción, 6 Pozo de inyección, 7 Agua caliente para calefacción urbana, 8 Sedimentos porosos, 9 Pozo de observación, 10 Basamento

Ventajas de la energía geotérmica Desventajas de la energía geotérmica

• La energía geotérmica generalmente se considera amiga-ble con el medio ambiente y no causa cantidades signifi-cativas de contaminación.

• Los reservorios geotérmicos se reponen naturalmente y por lo tanto son renovables (no es posible agotar los recursos).

• Potencial masivo: las estimaciones superiores muestran un potencial mundial de 2 Tera vatios (TW).

• Excelente para satisfacer la demanda de energía de carga base (a diferencia de otras energías renovables como la eólica y la solar).

• Ideal para calefacción y refrigeración, incluso los hogares pequeños pueden beneficiarse.

• Aprovechar la energía geotérmica no implica ningún com-bustible, lo que significa menos fluctuaciones de costos y precios de la electricidad estables.

• Huella pequeña en tierra: se puede construir parcialmente bajo tierra.

• La energía geotérmica está disponible en todas partes, aunque solo algunos recursos son rentables.

• Los avances tecnológicos recientes (por ejemplo, sistemas geotérmicos mejorados) han hecho que se puedan explo-tar más recursos y reducir los costos.

• Hay algunos problemas ambientales menores asociados con la energía geotérmica.

• Las plantas de energía geotérmica pueden, en casos extremos, causar eventos micro sísmicos y terremotos de muy baja escala.

• Existen altos costos iniciales asociados tanto con las plantas de energía geotérmica como con los sistemas de calefacción / enfriamien-tos geotérmicos.

• Muy específico de la ubicación (la mayoría de los recursos simplemente no son rentables).

• La energía geotérmica sólo es sostenible (reno-vable) si los reservorios geotérmicos se gestio-nan adecuadamente.

Tabla 1, muestra las ventajas y desventajas asociadas a la energía geotérmica.

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aplicaciones de los recursos geotermales: amplio espectro para proyectos desde baja a alta entalpía.

Cuando el calor geotérmico se ha utilizado en generación de electricidad, es óptimo para cale-facción y refrigeración urbana, luego están todas las aplicaciones de calidad de vida / turismo, tales como spas geotermales, piscinas y demás, luego están todos los minerales y productos quí-micos que componen el fluido geotérmico. Por ejemplo, en Islandia, la sílice y el CO2 se utilizan en una variedad de aplicaciones, en Alemania el Litio (elemento estratégico), Boro, ácido sulfúri-co, etc.

Una planta de energía geotérmica con un compromiso con la economía circular, que utiliza todos los recursos al máximo, puede crear cien-tos o miles de puestos de trabajo. Además, de los principales beneficios de la utilización de ener-gías renovables: beneficios climáticos, seguridad

energética nacional y más. ¡Seamos parte del cambio! Electricidad geotérmica para siempre para el desarrollo de recursos agro-minero-ener-géticos y ciudades sostenibles.

Chachimbiro Imbabura, la primera plan-ta geotérmica de Ecuador

El proyecto geotérmico Chachimbiro es par-te de los nuevos proyectos que son priorizados por el Gobierno dentro de la expansión de lar-go plazo del sector eléctrico, y busca satisfacer la demanda energética de los ecuatorianos en el futuro.

El proyecto de energía geotérmica planificado en Chachimbiro, Ecuador (Figura 5), avanza con el financiamiento de la JICA japonesa que planea una capacidad de generación de energía geotér-mica de 50 MW. El proyecto se encuentra actual-mente en la fase de desarrollo de campo.

Tabla 2. Esquema de verificación cruzada de energías renovables. Solar, solar térmica, eólica, maremotriz y geotermia.


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Figura 5. El pozo exploratorio en Cachimbiro muestra resultados satisfactorios y se han encontrado temperatu-ras de 235ºC que son ideales para instalar una planta geotérmica para generar electricidad y ya está en etapa de desarrollo.

Termas de Chachimbiro, el proyecto avanza Intrusiones de magma y funcionan como una fuente de calor del sistema geotérmico. Centro de emisión en el complejo volcánico Chachimbiro

Drilling rig on site at Chachimbiro, Ecuador (fuente: CELEC)

Sección WE_rot2Profile, sección transversal de resistivi-dad NW-SE (WesternGeco, 2012).

Desde marzo de 2018, se han realizado prue-bas en el primer pozo exploratorio, con resulta-dos satisfactorios, pues se han encontrado tem-peraturas de 235ºC que son ideales para instalar una planta geotérmica.

RECOMENDACIONESHay la necesidad de convencer a las autorida-

des de que se necesitarán petróleo y gas durante muchos más años, por cuanto la acumulación de energía renovable llevará más tiempo de lo que

la mayoría piensa. El gas es más ecológico que el petróleo, que es más ecológico que el carbón (que no es ecológico en absoluto).

Para el petróleo y el gas, es probable que el gas sea importante en la fase de transición hacia la era de bajas emisiones de carbono. La transición llevará décadas. Después de esto, el gas seguirá siendo importante para suministrar suficiente energía. Probablemente un gran mercado en el futuro para el GNL. Mirar a Noruega será muy importante para que los países tengan éxito. El

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modelo noruego es elogiado por muchos, por buenas razones. Necesitan estimular las activi-dades de exploración proporcionando incentivos suficientes.

Para las energías renovables, habrá un gran mercado para la energía eólica marina, pero de-trás de esto también hay soluciones (elija una combinación de aquellas con la huella más baja, que es nuclear, gas, solar, agua y eólica) y tam-bién la energía geotérmica, que podría ser im-portante en nuestros países de América Latina.

REFERENCIAS• Porturas, F., “Tecnología del petróleo-gas

agrega valor y eficiencia a los proyectos de energía geotérmica “. PGE PETRÓLEO & GAS

- No. 26 - Quito, septiembre 2020 pp 40-50.• Porturas, F., 2020, “Transferencia de la tecno-

logía del petróleo y gas a la energía geotérmi-ca: oportunidades”. Semana Geológica 2020. Piura, Perú. Asociación Geológica de Piura. Jul 28, 2020 AGPI CEINGEO AAPG. Peruvian Geothermal Association.

• Porturas, F., “Co-producción de litio en cam-pos geotermales y de hidrocarburos”. VI Geo-sur. UNSA, Arequipa, Peru.. 16-20 nov. 2020

Tabla 3. Aplicaciones de los recursos geotermales: amplio espectro para proyectos desde baja a alta entalpia.


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MCómo se comprueba la medida exacta de combustible

dispensado en una Estación de ServicioAutor: Rodrigo W. Chávez Medina

RESUMENLa comercialización, distribución y venta

de combustibles derivados del petróleo es un servicio público regulado y controlado por los Organismos de control competentes previstos en la Ley, cuya finalidad es garantizar que este servicio se preste de forma oportuna, eficiente y permanente en beneficio del consumidor final, observando, los requisitos de seguridad, calidad y cantidad de los hidrocarburos, conforme las normas nacionales INEN e internacionales apli-cables en la industria hidrocarburífera.

Los dispositivos de medición volumétrica de combustibles instalados en estaciones de ser-vicio automotriz, como cualquier dispositivo mecánico o electrónico de medición de fluidos, pueden llegar a descalibrarse y entregar com-bustibles medido fuera de los rangos de toleran-cia admisibles.

Corresponde a los Organismos de control metrológico competentes, realizar de manera regular o aleatoria, controles y verificaciones del buen funcionamiento, exactitud y precisión de los medidores volumétricos autorizados. Para este propósito se debe utilizar patrones de re-ferencia trazables y procedimientos de verifica-ción reproducibles, convencionales y aplicables en toda la cadena de comercialización.

SUMMARY The commercialization, distribution and sale

of petroleum-derived fuels is a public service re-gulated by the control organism provided in the Law. The purpose is to guarantee timely, effi-cient, and permanent service for the final con-sumer, in compliance with safety, quality and quantity requirements of the national standard INEN and international standards applicable in the hydrocarbon industry.

Volumetric fuel metering devices installed in automotive service stations, like any mechani-cal or electronic fluid measurement device, can be mis calibrated and deliver fuels outside the allowable tolerance ranges.

It is the responsibility of the metrological control organisms to carry out regular and ran-dom checks of the proper operation, accuracy, and precision of the authorized volumetric me-ters. Traceable reference standards and repro-ducible, conventional, and applicable verifica-tion procedures should be used throughout the marketing chain

INTRODUCCIÓNLa paulatina eliminación de los subsidios al

precio de los combustibles volverá al consumi-dor final automotriz más exigente y acucioso a la hora de percibir si la medida de volumen del

Cómo se comprueba la medida exacta de

combustible dispensado en una Estación de Servicio

Fecha recepción: 30 de julio de 2020


Palabras claves:Medidor

Contrastador volumétricoTolerancia

Desviación de MedidaVerificaciónCalibración

Keywords:Measurer

Volumetric ContrastTolerance

Measurement DeviationCheck

Calibration

Autor: Rodrigo W. Chávez Medina

Rodrigo W. Chávez Medina, Ingeniero en Petróleos de la

Universidad Central del Ecuador. Tiene un post-

grado en Seguridad y Ambiente en el Institu-

to de Posgrado de la Facultad de Ingeniería

en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

de la Universidad Central del Ecuador.

Fue funcionario de la ex Dirección Nacional

de Hidrocarburos y Gerente General de la

compañía Inspecto-ra PETROAFIN S.A.

Actualmente, es Presi-dente Ejecutivo de la compañía Consultora

Ambiental GREENLEAF AMBIENTAL COMPANY

Cía. Ltda., y Asesor y Consultor Ambiental

de la Comercializadora PETROLRIOS.

Foto 1.- Patio de despacho de combustibles a auto tanque de reparto, en Terminal de Abastecimiento de EP Petroecuador (mayorista)

Foto 2.-Isla de surtidores de expendio de combusti-bles dispensado al consumidor final, en una estación de servicio autorizada (minorista)

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combustible dispensado a su vehículo cumple, o no, con los requisitos de precisión y exactitud esperados.

Para garantizar la linealidad y reproducibi-lidad de las mediciones en toda la cadena de comercialización, debe verificarse periódica-mente la exactitud de las medidas, observando protocolos, procedimientos y/o prácticas reco-mendadas por organismos reconocidos inter-nacionalmente, como es el American Petroleum Institute (API MPMS), cuyo Manual de Están-dares de Medición de Petróleo son revisados y actualizados periódicamente.

El presente artículo está orientado a descri-bir los procedimientos y prácticas recomenda-das para verificar si los surtidores/dispensa-dores de expendio, instalados en estaciones de servicio autorizadas, entregan al consumidor final automotriz la medida exacta, conforme los requisitos de las normas INEN y API aplicables.

I Factores que afectan la exactitud de las medidas

• Desgaste o deterioro paulatino de partes o piezas fijas o móviles que componen la uni-dad de medición volumétrica. Este factor puede potenciarse dependiendo de la calidad del combustible a dispensarse (presencia de agua, sedimentos, etc.);

• Flujo de combustible dispensado por debajo del valor mínimo recomendado por el fabri-cante;

• No se puede descartar posibles manipulacio-nes dolosas por parte de operadores inescru-pulosos.

Las unidades de medición volumétrica deben garantizar la exactitud de sus medidas dentro de rangos permisibles de tolerancia, sea en exceso (+) o en defecto (-); lo cual deben llevar incorporados un sistema de ajuste, para que en caso de detectarse alguna descalibración

(desviación de medida), ésta pueda ser corregida in situ por la autoridad competente, sin necesidad de que la unidad de medición tenga que ser retirada y llevada a un taller de mantenimiento.

Cuando un surtidor se encuentre descalibra-do en exceso (+), por encima de los rangos de tolerancia, se dice que el medidor mide más de lo que verdaderamente entrega, produciéndose un claro perjuicio al comprador o al consumidor final, lo que debe ser sancionado por la Autori-dad competente, siguiendo el correspondiente proceso administrativo de sanción.

II Responsables y Frecuencia del Control Metrológico

Según el Reglamento de Actividades de Co-mercialización de Derivados del Petróleo, los responsables del control y verificación de la me-dida de expendio del combustible dispensado en los establecimientos autorizados son los ins-pectores de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (actual Agencia de Regulación de Energía y Recursos Narurales No Renova-bles, ARERNNR); sin perjuicio del control pe-riódico que por cuenta propia deben ejecutar las Comercializadoras y Distribuidores a su red de Distribución, conforme los sistemas propuestos en la solicitud de autorización (…).

La Ley del Sistema Ecuatoriano de la Calidad prevé, además, la posibilidad de que Organis-mos Evaluadores de la Conformidad, acredi-tado ante el Servicio Ecuatoriano de Acredita-ción (SAE), puedan verificar y certificar el buen funcionamiento y precisión de los sistemas de medición volumétricas instalados en estableci-mientos comerciales o industriales del país.

No existe una normativa específica nacional que regule la frecuencia y los procedimientos de comprobación de las medidas realizadas y regis-tradas por los instrumentos de medición volu-métrica de combustibles dispensados.

UNIDAD (US) EQUIVALENTE (SI)

LONGITUD

yarda (3 pies) 91,44 centímetros

pie (12 pulgadas) 30,48 centímetros

pulgada 2,54 centímetros

MASA

tonelada larga (2240 lb. av ) 1 016,047 kilogramos

quintal (100 lb.av.) 45,359 24 kilogramos

libra avoirdupois (16 onz. av.) 0,453 592 4 kilogramos

VOLÚMEN

pie cúbico 28,31685 decímetros cúbicos

pulgada cúbica 16,38706 centímetros cúbicos

barril (42 galones US) 0,1589873 metros cúbicos

galón US (231 pulgadas cúbicas) 3,785412 litros

Tabla 1: Equivalencia de Unidades metrológicas

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Los fabricantes recomiendan se realice una verificación del buen funcionamiento y exacti-tud de las medidas, al menos una vez al año. Sin embargo, dado que la precisión de estos apara-tos pueden verse afectados significativamente, en función a la frecuencia de su uso y otros fac-tores ya analizados, lo recomendable es que los surtidores/dispensadores de expendio de com-bustibles se sometan al escrutinio de control y verificación al menos una vez cada seis meses.

III Sistema de Unidades Metrológicas Cada país o estado es libre de adoptar sobe-

ranamente el sistema de unidades metrológicas que más le convenga o se adapten a sus intere-ses.

Mediante Ley Nº 1456 de Pesas y Medidas, promulgada en el Registro Oficial Nº 468 del 9 de enero de 1974, se adoptó de forma obliga-toria el Sistema Internacional de Medidas (SI). Aunque, en algunas actividades comerciales como en la industria hidrocarburífera, aún se siguen utilizando unidades de medida perte-necientes a otros sistemas como el Anglosajón o “Americano” (US). Se han realizado varios intentos para implantar el Sistema Internacio-nal de Medidas (SI) en la cadena de comercia-lización de combustibles, pero han fracasado, debido al alto costo que significaría migrar de un sistema a otro. Sin embargo, la Norma NTE INEN 47:1973, en su Anexo B, establece algunas equivalencias entre Unidades SI y US.

IV Medidores volumétricos Las Estaciones de Servicio autorizadas deben

estar equipadas con sistemas de medición volu-métricas de combustibles altamente precisos y confiables, denominados surtidores (con bomba incorporada) o dispensadores (con bomba ins-talada en tanques de almacenamiento), cuyos principales componentes son descritos en la Norma NTE INEN 1791: 1999:

• Surtidor o dispensador: Aparatos que miden y entregan un volumen determinado de líqui-do con registro de precio unitario, volumen entregado y valor total.

• Medidor: sistema conformado por un bloque de acero, aluminio o alguna otra aleación de material anti-chispa y resistente a la abra-sión, que mide en forma discreta la cantidad de combustible dispensado, enviando una se-ñal mecánica o electrónica al registrador.

• Sistema de ajuste: Dispositivo que sirve para controlar la exactitud del volumen de líquido entregado.

• Registradora: Sistema mecánico o electróni-co embebido que controla el funcionamien-to del surtidor y de la bomba, y contiene los indicadores de las medidas realizadas por el medidor y el mecanismo de encerado. Estos indicadores registran los volúmenes de com-bustibles dispensados en galones americanos (US).Todos los elementos de medición, ajuste y

transmisión de datos anteriormente mencio-nados deben contar con dispositivos adecuados para la colocación de sellos de seguridad, en prevención a posibles manipulaciones no auto-rizadas de estos elementos que son de exclusi-vo control por parte de la Autoridad de control competente.

V Patrones volumétrico o Contrastador La verificación de la medida exacta del volu-

men entregado o dispensado debe efectuarse mediante contrastadores volumétrico (Sera-phin) o patrones de volumen, que deben guar-dar trazabilidad con el patrón volumétrico na-cional, bajo custodia del INEN.

Estos patrones deben cumplir los siguientes requisitos técnicos de construcción y diseño:

• Capacidad nominal: suficientemente grande como para contener al menos 1

Foto 3.- Medidores volumetricos de despalzamiento positivo localizados en la parte interna del surtidor:

Foto 4.- Vista exterior de un dispensador de combustible de tres mangueras por lado

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½ veces el volumen que se espera que el medidor entregue en un minuto durante su funcionamiento normal.

• Cuerpo cilíndrico con cuello vertical.• Volumen del cuello vertical: 10% del volu-

men total.• Escala graduada: intervalos de 1,0 ó 0,5 pul-

gadas cúbicas (plg³) con tubo visor capilar, colocados en la parte central del cuello.

• Placa de características: nombre del fabri-cante, material de construcción, número de serie, factor de compresibilidad, año de cons-trucción, capacidad.

• Trazabilidad: Sello de seguridad INEN o del Organismo Evaluador de la Conformidad, Conector a tierra.

• Material de construcción: Material resistente a los combustibles como acero inoxidable o Acero al carbón. Refuerzos metálicos alrede-dor del cuerpo y en su base para evitar defor-maciones debido a posibles golpes.

• Fondo ligeramente cóncavo o convexo para garantizar el desalojo total de fluido de su interior.

• Accesorios según el tipo de patrón: válvulas de cierre rápido, agarraderas, termopozos, niveles de burbuja horizontal y vertical, re-molque, etc.

VI Tolerancia permisibleLa norma NTE INEN 1781 (1991), determi-

na lo siguiente: Tolerancias. Es el máximo error permisible

que se aplica cuando los surtidores se encuen-tren en condiciones normales de funcionamien-to.

Volumen medido Tolerancia

˃ 5 litros %0,5±

Como la tolerancia (T) está determinada en litros (l) que corresponden al Sistema SI, debe transformarse a unidades del sistema US, to-mando en cuenta que 1 gl = 3,785 412 litros = 231 plg³:

Volumen medido Tolerancia

5 gl ± 0,5(5,00 gl x 231 plg³/gl)/100 = ± 5,775 plg³

Foto 5.- Contrastador de 500 gls. Usado en Terminales de abasteci-miento

Foto 6.- Contrastador de 50 gls. Usado en industrias

Foto 7.- Contrastadores de 5 gls para verificación de medida en es-taciones de servicio

Gráfico 1.- Volúmenes equivalen-tes en el surtidor Vs volúmenes medidos en el Seraphin (ver tabla 3)

Foto 8.- lecturas en el Seraphin dentro del rango de tolerancia admitidos.

5,775 plg

Tolerancia

5,775 plg³

4,98 galones5,00 galones5,02 galones

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El resultado obtenido significa que por cada 5 galones americanos medidos en el Seraphin se tolerará una diferencia de ± 5,775 plg³; esto es: cerca de 6 líneas en la escala graduada cuando dicha escala se presente en intervalos de 1 plg³; o cerca de 12 líneas cuando la escala graduada marque intervalos de 0,5 plg³.

VII Procedimiento recomendado para la comprobación del volumen de expendio en una estación de servicioEquipo mínimo recomendado:

• Un Serafín (contrastador volumétrico o pa-trón) de 5 gls de capacidad

• Probeta o matraz de vidrio de 2 galones de capacidad (opcional) homologado

• Recipiente metálico de 30 galones de capaci-dad (opcional)

• Nivel • Libreta de anotación de campo• Acta de Control y de Inspección, debidamen-

te numeradas o codificadas• Pegatinas• Waipes o franelas • Equipo de protección personal individual:

guantes, zapatos, ropa de trabajo, gafas, cas-co, mascarilla para vapores orgánicos,

Proceso de verificación1. Adopción de medidas de seguridad: aislar

el área de operaciones con conos o vallas de seguridad alrededor de la isla de expendio. Verificar que no exista fuentes de ignición cercanas y observar los anuncios de NO FUMAR, NO USAR CELULARES. Acercar al área de operación materiales absorben-tes y un extintor de incendios portátil.

2. Verificar la idoneidad del contrastador volumétrico, que se libre de producto; sin golpes o deformaciones; sello de seguridad INEN vigente y en buen estado; que la es-cala de graduación transparente se encuen-tre en buen estado de legibilidad.

3. Revisar sellos de seguridad instalados en: medidor, mecanismo de ajuste, registrado-res: Solicitar al encargado de la estación de servicio el retiro de las cubiertas metálicas de los surtidores que van a ser inspeccio-nados, para verificar la integridad de los sellos de seguridad colocados por la auto-ridad competente.

4. Posicionar a nivel el Seraphin: Colocar el Seraphin horizontalmente, tanto en su posición horizontal como vertical, junto al surtidor que se va a inspeccionar.

5. Hacer tierra: Conectar el cable a tierra en-tre el Seraphin y algún punto del chasis del surtidor.

6. Humedecimiento del Seraphin: Llenar completamente de combustible el patrón de medida, con la válvula de despacho com-pletamente abierta, a fin de humedecer el recipiente. Verificar que el flujo no sea me-nor al flujo recomendado por el fabricante del surtidor. Desalojar completamente el combustible hacia el recipiente de 30 galo-nes o devolverlo directamente al tanque de almacenamiento de la estación de servicio.

7. Primera corrida de prueba: Llevar a cero (encerar) la lectura del medidor. Marcar 5 galones en el registro del surtidor. Con la válvula de despacho completamente abier-ta llenar de combustible el patrón de me-dida hasta que el surtidor haya parado su registro en los 5 galones preestablecidos.

8. Primera lectura de prueba: Verificar ho-rizontalmente la medida en el Seraphin a través del menisco formado por el com-bustible en el capilar de la escala graduada (ver fotografía 8). Considerar que el nivel cero (0) en el Seraphin corresponde exacta-mente a 5,00 galones de volumen estándar y que cada línea hacia arriba o hacia abajo representa 1 plg³ de diferencia. Registrar en la libreta de campo la cantidad de com-bustible medido, sea en exceso o en defec-to, con dos cifras significativas decimales (ver gráfico 1).

9. Vaciar totalmente el combustible del Sera-phin hacia el contenedor de 30 gl o directa-mente hacia el tanque de almacenamiento.

10. Segunda corrida de prueba: Repetir el paso 7, pero esta vez con la válvula de despacho semi abierta.

11. Segunda lectura de prueba: Repetir el paso 8.

12. Repetir el paso 913. Promediar las lecturas obtenidas en los pa-

sos 8 y 11 y anotar su resultado en la libre-ta de campo.

14. Si el valor promedio obtenido en el paso 13 es de 5,00 galones, continuar inspeccio-nando el resto de las mangueras y surtido-res.

15. Si el valor promedio obtenido en el paso 13 es diferente a 5,00 galones pero igual o menor a 5,02, se procederá de la siguiente manera: i) romper los sellos de seguridad colocados en el calibrador o mecanismo de ajuste de medida; ii) recalibrar el equipo en sentido negativo si la lectura medida en el Seraphin está en exceso o viceversa; ii) re-petir los pasos 7 al 13 hasta que la lectura promedio en el Seraphin sea de 5,00.

16. Si el valor promedio obtenido en el paso



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13 en igual o superior a 5,03 se procede-rá de la siguiente manera: i) Suspender el servicio de expendio de combustibles por la manguera inspeccionada; ii) colocar sello de clausura y la razón de la suspensión del equipo verificado.

17. Dar por finalizado las actividades de verifi-cación: Vaciar completamente el combusti-ble del contenedor de 30 gls directamente al tanque de almacenamiento que corres-ponda. Retirar conos de seguridad, sistema a tierra y autorizar el reinicio del servicio de expendio de combustibles.

18. Levantamiento de Actas: Completada la

verificación de las medidas de expendio de la o las mangueras o surtidores programa-dos, se procederá a levantar las respecti-vas Actas de Inspección o de Control que correspondan según los procedimientos y formalidades legales aplicables.

19. Dejar constancia pública de la verificación: Retirar las pegatinas de verificación de to-dos los surtidores inspeccionados y colocar nuevas pegatinas en lugar visible de cada manguera verificada a conformidad, con la siguiente información obligatoria: fecha de verificación, fecha de vigencia, nombre de la institución que realizó la verificación.

Corrida

Líneas de Desviación para escala cada 0,5

plg³

Volumen equivalente de la

desviación(plg³)

Total volumen total en el seraphín

(plg³)

Notación matemática

decimal(tres dígitos)

A= Valor medido en el seraphin B = A*0,5 C = 1155- (B) D = C*5/1155

1 0 0 1155 5,00

2 + 3 (EXCESO) 1,5 1153,5 4,99

3 0 0 1155 5,00

4 -12 (DEFECTO) - 6 1161 5,03

Promedio 5,00

Foto 9: Verificación de la medida de expendio en una estación de servicio automotriz (Cortesía de Comercializadora Petrolrios)

• Flujo del medidor bajo el mínimo recomendado por el fabricante

• Mala colocación del contrastador o se encuentra desnivelado

• Falta de humedecimiento del contrastador• Desalojo incompleto de los combustibles del patrón

de medida previo a realizar la siguiente corrida de prueba.

• Cambios bruscos de temperatura del líquido entre una y otra corrida de prueba

• Error de medida por paralaje debido a mala posición del observador al momento de verificar la medida en el tubo capilar en la escala graduada del patrón de medida

Tabla 3. Ejemplo de cómo realizar el cálculo de la notación decimal equivalente respecto a la desviación de medida observada en el Seraphin

VIII Situaciones ambientales que pueden afectar la exactitud de las medidas

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XI Conclusiones

1. La verificación de las medidas de expendio de combustibles líquidos derivados del pe-tróleo en surtidores/dispensadores de com-bustibles de estaciones de servicio automo-triz, debe realizarse de manera periódica y obligatoria por parte de los Organismos de control metrológico competentes, sin per-juicio de los controles a cargo del operador y de la Comercializadora a la cual pertenece.

2. Para la verificación deben utilizarse patro-nes de medida (contrastadores volumétri-cos) certificados y trazables con patrones nacionales e internacionales.

3. La tolerancia admisible de las mediciones volumétricas son establecidas por cada país

4. Los procedimientos de verificación volumé-trica deben ser reproducibles por terceras partes y sujetarse a procedimientos norma-dos por autoridad nacional competente; y, en caso de que no existiere un procedimien-to nacional, deben sujetarse a procedimien-tos normativos de organizaciones interna-cionales tal como el API MSPS.

XII Referencias

• Instituto Nacional de Tecnología Industrial de Argentina (INTI): “Verificación de surti-dores de combustibles liquido”. https://www.youtube.com/watch?v=Wkk5rV3ygTI

• Marco Normativo en la producción de Petró-leo Normas API Ing. Qco. Hernando Valencia https://www.academia.edu/39098907/Nor-mas_API

• Norma API MPMS, capítulo 4 SISTEMAS DE PRUEBA

• American Petroleum Institute, Committee on Petroleum Measurement: Paper 2980 Po-ving meter with an Open Tank prover

SIGLAS Y DEFINICIONES:ARCH: Agencia de Regulación y Control Hi-

drocarburífero1. Organismo regulador Ecuato-riano

Contrastador volumétrico: Patrón de medida de volumen de diferente capacidad trazable a un patrón nacional

Calibración: Acción mediante el cual se ajus-ta la medida de un instrumento de medición a valores de precisión y exactitud comparable con un patrón de referencia

NTE INEN: Norma Técnica Ecuatoriana del Instituto Nacional Ecuatoriano de Normaliza-ción. Entidad encargada de la estandarización técnica aplicables al comercio y la industria Ecuatoriana

Seraphin: Tipo o marca de contrastador vo-lumétrico.

Surtidor y/o dispensador: Equipo instalado en una estación de servicio a través del cual se dispensa el combustible directamente a los au-tomotores. Se diferencia entre sí dependiendo de si la bomba accionante está incorporada den-tro del equipo o está ubicada remotamente en los reservorios de almacenamiento.

1. Actual Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No renovables A



Carbono NeutroPlanta de Santo Domingo

Nuestra planta de envasado de GLP en Santo Domingo, se convirtió en la primera del sector, en Ecuador, en obtener el aval de carbono neutral.

Convirtiéndose en un hito que evidencia nuestro compromiso con la sostenibilidad y medio ambiente.

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producción - EP PETROECUADOR

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