pge petrÓleo&gas junio 2016

PERFORACIÓN

GEOLOGÍA

GESTORESGestión de activos

no productivos

Mitigación de vibracionespara prevenir daños en el BHA

COMPLETACIÓNAhora es posible en Ecuador

fracturar cerca de contactos de agua

Historia de la exploraciónen la región amazónica

No. 009 - JUNIO 20162 000 EJEMPLARES ISS

N 1

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4 P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 0 1 6

PRESENTACIÓN

La novena edición de la Revista PGE PETRÓLEO&GAS reúne artículos de inte-rés para el sector hidrocarburífero y em-presas vinculadas directa o indirectamen-te con el mismo.

El Director Ejecutivo de AIHE, Ernesto Gri-jalva, analiza el comportamiento que ha tenido el precio del petróleo desde inicios del año 2016 y como el panorama poco alentador en los primeros meses del año ha variado para acercarse a un barril de $50 dólares.

En esta nueva edición de Revista PGE PETRÓLEO&GAS, también presentamos temas como: Gerencia profesional de ac-tivos no productivos en el sector hidrocar-buros; La historia de la exploración en la región Amazónica; Mitigación de vibracio-nes para prevenir daños en el BHA.

Además, artículos relacionados con: La in-novación tecnológica mediante punzados por jet Hidráulico para la optimización de producción de pozos en Ecuador; Comple-taciones Duales en el Campo Libertador, entre otros.

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P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 0 1 6 5

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CONTENIDO

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

Colaboradores:Mauro Hoyer Romero, José Ch. Ferrer G., José Eduardo Bolaños Zárate, Gustavo Pinto Arteaga, José Luis Ziritt, Katie Poché, Byron Rosario Ruiz, Alex Espinoza G., Mauricio Herrera, Jhonny Álvarez, Luis Perdomo, José Jaramillo, Laura del Valle Rodríguez, Luis Carrera, Camilo Torres, Franklin Paredes y Byron López.Nota Editorial:Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio.

Impresión: GlobalcorpTiraje: 2000Número: 009 - Junio 2016Frecuencia: TrimestralISSN: 1390 - 8812Contacto, ventas e información:[email protected]

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Gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos

Precio del petróleo WTI bordea los US$50 (junio 2016)

EOR DETECT: software para screening de recuperación mejorada de petróleo

Exploración de petróleo en Ecuador

Mitigación de vibraciones para prevenir daños en el BHA

Capacitación

“The Delay Fuse”: Maximizando productividad de una manera simple y eficiente

Reportes

Ahora es posible en Ecuador fracturar cerca de contactos de agua

Inyección de Soluciones de Polímeros en Yacimientos de Petróleos Pesados con Acuífero Activo

Innovación tecnológica mediante punzados por jet Hidráulico para la optimización de producción de pozos en Ecuador

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SERTECPET obtiene patente de su Bomba Jet Claw Smart

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Estadísticas


OCIFRAS

El precio del petróleo ha logrado un importante incremento del 47,44% desde los $31,68 dólares registrados en enero hasta los $46,71 dólares registrados en mayo 2016. En los primeros dos meses del año el pano-

rama parecía poco alentador ya que el precio ape-nas alcanzó los $31,68 dólares en el período ene-ro - febrero 2016. Para marzo el petróleo muestra un nuevo incremento cerrando en $37,55 dóla-res. Y en abril el aumento continuó hasta lograr los $40,75 dólares el barril. La carrera por el au-mento del precio continúa en mayo alcanzando un promedio de $46,71 dólares, con registros diarios que han superado los $49 dólares.

Para mediados del mes de mayo, Goldman Sachs elevó sus previsiones a corto plazo sobre el precio del petróleo en Estados Unidos. Estimó que el petróleo se situará a un precio medio $45 dólares por barril en el segundo trimestre y $50 dólares por barril en la segunda mitad de 2016.

En el lado de la demanda se recuperan por ajustes debido al aumento mundial que llegó a poco más de 95 millones de barriles diarios, prin-cipalmente por requerimientos de la India que se ubicó este año en el cuarto lugar como consumi-dor, superado exclusivamente por Estados Uni-dos, China y Japón.

En el lado de la oferta diferentes factores in-cidieron en la reducción de producciones; el in-cendio en Fort Murray provincia canadiense de Alberta rica en yacimientos de crudo, una serie de ataques que han sufrido instalaciones petrolí-feras en Nigeria, recortes en Ghana, debido a que

la producción de petróleo de Libia se reduce por el bloqueo que sufre su principal punto de embar-que, situado en el puerto oriental de Marsa al Ha-riga y el descenso imprevisto en los inventarios del crudo en Estados Unidos.

Particularmente considero que en el próximo se-mestre los precios se mantendrán en estos niveles debido a los volúmenes de reserva que aún persis-ten por el aumento de producción de Irak, Emiratos Árabes Unidos e Irán que compensaron amplia-mente las reducciones de Nigeria y Kuwait dentro de los miembros de la OPEP (32,8 MMBPPD).

Precio del petróleo WTI bordea los US$50 (junio 2016)

Autor: Ernesto Grijalva H.

WTI BRENT ORIENTE NAPO

Enero 31,68 30,70 23,25 19,44

Febrero 30,32 32,18 24,98 16,38

Marzo 37,55 38,21 30,57 25,19

Abril 40,75 41,58 36,11 29,89

Mayo 46,83 46,85 40,42 33,63

jun-01 47,85 48,77 42,18 37,48

jun-02 48,16 48,96 42,25 37,55

jun-03 48,96 49,79 42,50 37,80

jun-06 49,70 50,62 42,94 38,24

jun-07 50,15 51,14 43,22 38,52

jun-08 51,22 52,41 43,31 38,61

jun-09 50,74 52,08 43,15 38,45

jun-10 49,72 50,96 42,78 38,08

jun-13 48,37 49,77 42,13 37,43

jun-14 48,47 49,83 41,26 36,56

jun-15 47,87 48,88 41,04 36,34

jun-16 46,78 47,76 41,14 36,44

jun-17 47,27 48,49 41,21 36,51

jun-20 49,01 50,20 41,44 36,74

jun-21 48,38 49,81 42,22 37,52

jun-22 50,16 50,95 42,15 37,45

jun-23 49,82 50,50 41,54 36,84

jun-24 48,00 48,63

jun-27 46,80 47,63

jun-28 47,65 48,35

PRECIOS DEL PETRÓLEO AÑO 2016Dólares

Ernesto Grijalva H. Ingeniero de Petróleos

por la Universidad Autó-noma de México.

Fuente: Bloomberg: Precios WTI y Brent EP Petroecuador: Precios Oriente y Napo

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Enero Febrero Marzo Abril Mayo

Dólares

PRECIOS DEL PETRÓLEO AÑO 2016

WTI

BRENT

ORIENTE

NAPO

PRECIOS DEL PETRÓLEO AÑO 2016


F GESTORES

Hasta un 10% de los activos o bienes de empresas e institu-ciones llegan a encontrarse ociosos o son excedentes en casi todo momento. La ge-rencia profesional de acti-

vos no productivos, también conocida como Recuperación de Inversiones, puede generar importantes retornos financieros asociados a la generación de ingresos extraordinarios y la reducción de costos operacionales, con un impacto positivo -en el orden de un 20%- en las economías de procura de las empresas que lo utilizan como parte integral de sus cadenas de suministro. En Ecuador existen el marco legal y empresas especializadas para la in-troducción de estas prácticas gerenciales en el sector hidrocarburos en el corto plazo.

¿ Qué son activos no productivos?Son todo tipo de activos (equipos, materia-

les, inmuebles, etc.) nuevos o usados, que por exceso, desuso u obsolescencia, afectan la cade-na de valor de una empresa, pues al comprome-ter los recursos financieros que fueron original-mente utilizados para su adquisición, afectan directamente al capital de trabajo de la empresa y limitan el nivel de muchas de sus operaciones más importantes.


La acumulación de activos o bienes no pro-ductivos no es algo nuevo, ni afecta a un sector industrial particular. A pesar de su magnitud -estudios indican, que hasta un 10% de los acti-vos o bienes de empresas e instituciones se en-cuentran ociosos o son excedentes en casi todo momento-, se podría decir que es un problema bastante generalizado, que por diversas razones, no se maneja profesionalmente, con efectos ne-gativos financieros, operacionales y ambientales para las empresas e instituciones. En las últimas

décadas, la preocupación por la conservación del medio ambiente y regulaciones introducidas sobre la disposición y/o reciclaje de activos exce-dentes, ha contribuido a darle mayor relevancia a este problema y a la necesidad de buscar solu-ciones al mismo.

La industria hidrocarburífera mundial, en particular, se ve usualmente afectada a través de toda su cadena de valor -exploración, produc-ción, refinación, fraccionamiento, transporte y distribución- por la falta de planificación y de procesos dedicados a la monetización y dispo-sición de materiales y equipos excedentes. Estos materiales y equipos provienen de proyectos concluidos o cancelados y de la desincorpora-ción de activos por diversas razones (reemplazo, obsolescencia, cese de operaciones, ineficiente manejo de inventarios, etc.).

La falta de planificación y de procesos tie-nen importantes implicaciones financieras, operacionales y ambientales. Financieramente, a estos materiales y equipos se les asigna un valor estimado, que se refleja en los estados fi-nancieros como “inventarios o activos no pro-ductivos”. Sin embargo, en la práctica, en el mo-mento de su disposición o venta, difícilmente se obtiene el valor asignado. Esto se debe a que con estos materiales y equipos por lo general, no se toman las medidas adecuadas de mante-nimiento, y gradualmente se van deteriorando y depreciando en su valor. Adicionalmente, en algunos casos es difícil establecer el costo de la obsolescencia y depreciación de los mismos, por lo cual, eventualmente estos materiales y equi-pos deben ser vendidos con valores muy bajos, cercanos a precios de chatarra.

Operacionalmente, el mal manejo de exce-dentes acarrea costos asociados a la prolifera-ción de almacenes y patios de almacenaje, clasi-ficación, inventariado ocasional, y movilización de material y equipos no productivos, entre otros. Por otra parte, las implicaciones y costos de Seguridad, Higiene y Ambiente (SHA) pue-


Mauro Hoyer RomeroIngeniero en Energía y Combustibles de la Universidad de Leeds, Inglaterra. Maestría en Administración de Empresas del Colegio de Gerencia de Henley, Inglaterra. Presidente y Fundador de la empresa Ventas Industriales en Ecuador y México.

Autor: Mauro Hoyer Romero


FGESTORES

den ser tan importantes como el costo financie-ro y operacional, cuando se toman en cuenta los costos de desmantelamiento, remediación am-biental, seguridad industrial, etc. Considerando todos estos factores, se estima que los costos anuales de mantener estos activos excedentes pueden alcanzar un 25% o más del costo de di-chos activos (figura 1).

Figura 1: Costos de manejo de activos excedentes

Por otra parte, el desconocimiento y la omi-sión durante la búsqueda de soluciones para abordar el problema de monetización y dispo-sición de excedentes del sector hidrocarburos de forma efectiva, pueden resultar en una falta de oportunas acciones gerenciales para maximizar el valor de recuperación de los materiales y equi-pos excedentes (figura 2).

Figura 2: Opciones para el manejo de activos no pro-ductivos

De allí la importancia de introducir de mane-ra permanente, las mejores prácticas gerencia-les existentes a nivel internacional (“best prac-

tices”) en los procesos de manejo de los activos no productivos y de las cadenas de suministro de las empresas.

El eslabón faltante en las cadenas de suministro

Michael Porter, Profesor de la Universidad de Harvard, contribuyó significativamente en los años ochenta a la mejora de las cadenas de su-ministro con sus estudios sobre las cadenas de valor. En estas últimas, se analizan actividades específicas a través de las cuales las empresas crean valor para sus clientes y para ellas mis-mas, logrando a su vez mejorar su posiciona-miento competitivo. A la luz de nuevas teorías de negocios desarrolladas en los últimos años, el modelo lineal de cadena de valor propuesto por Porter ha venido evolucionando hacia un modelo circular que incorpora la monetización y reciclaje de los activos no productivos como parte integral de la cadena de valor y de los pro-cesos de procura de las empresas (figura 3). La incorporación de la recuperación de inversiones a través de la disposición de los activos no pro-ductivos en los procesos de procura, puede me-jorar hasta en un 20% las economías de procura de una empresa.

Figura 3(*): El eslabón faltante en la gerencia de la cadena de suministro(*) Basado en el modelo de cadena de valor de Mi-chael Porter

Oportunidades y retos para la moneti-zación de activos no productivos

La gerencia profesional de los activos no


F GESTORES

productivos en las empresas de hidrocarburos, estatales o privadas, genera tanto oportunida-des como retos.

Entre las oportunidades se pueden mencionar: • Generación de ingresos extraordinarios, a tra-

vés de: • Reduccióndecostos• Ingresosporventas• Optimizacióndeinventarios

• Mejoras en la responsabilidad social de la em-presa

• Reducción de pasivos ambientales

Entre los principales retos que afrontan las empresas se pueden mencionar:• Concientización del problema y de las oportu-

nidades. En muchas empresas, sus ejecutivos y empleados se “acostumbran” a la acumu-lación de activos no productivos y no lo ven como un “problema real” a resolver mediante el establecimiento de procesos, para que no vuelva a ocurrir. Igualmente, no visualizan las oportunidades indicadas anteriormente y subestiman los ingresos extraordinarios que se pueden generar.

• Oportuna toma de decisiones. El retraso en la toma de decisiones para disponer de los ac-tivos excedentes, resulta crítico afectando el valor de los bienes, tal como está señalado en la figura 2.

• Cambio de mentalidad y futuro modo de operación. La solución permanente pasa por cambiar la forma de ver esta problemática, introduciendo en las cadenas de suministro las mejores prácticas gerenciales actuales, que incluyen el eslabón de recuperación de inver-siones como parte integral de las mismas (fi-gura 3).

Posibles soluciones al manejo de activos excedentes en el sector hidro-carburos

Usualmente, en la monetización y disposi-ción de bienes excedentes en el sector hidro-carburos, las empresas afectadas manejan dos enfoques diferentes:1. Dedicar recursos propios para la disposición

de estos activos. Cuando esto sucede, por lo general, se le encarga la venta de los materia-les y equipos a los departamentos de Procura o Compras. Sin embargo, los resultados no suelen ser los más satisfactorios debido a que estos departamentos están diseñados para comprar materia prima, insumos, equipos y materiales para sus operaciones, pero no para vender sus excedentes o equipos desin-corporados. Por esta razón, esta solución es

poco efectiva, ya que estos departamentos no manejan los procesos más eficientes para gestionar las ventas (ventas privadas direc-tas, subastas, etc.) y no poseen la informa-ción suficiente (cantidad y ubicación) sobre empresas nacionales e internacionales que se dedican a comprar materiales y equipos ex-cedentes. La situación se agrava en algunos casos, cuando el material no está debidamen-te inventariado y clasificado, lo que dificulta aún más la gestión de ventas, en cuanto a va-lor y tiempo.

2. Contratar a una empresa especializada en la actividad integral y global de disposición de materiales y equipos excedentes, lo que pue-de incluir las fases de inventariado, clasifica-ción, avalúo y ventas de materiales y equipos, a fin de proporcionar un mayor valor a los mismos. Además del conocimiento del sec-tor hidrocarburos, algunas de estas empresas proporcionan sofisticadas herramientas tec-nológicas para los procesos de venta, al igual que una amplia base de datos de potenciales compradores a nivel internacional. Esto con-tribuye a reducir significativamente los tiem-pos de disposición de los bienes. La contra-tación de una empresa especializada permite una mayor valorización de los materiales y equipos, en el orden del 15% al 20% de lo que obtendría la empresa propietaria al vender-los directamente. En Ecuador, la empresa ecuatoriana Ventas Industriales S.A. (VIN-SA) se dedica a ofrecer este tipo de servicios en todo el territorio nacional y para todo tipo de empresas públicas o privadas, con el res-paldo de la empresa líder a nivel mundial en liquidación de activos no productivos, Liqui-dity Services.Cuando se toma la decisión de contratar a

una empresa especializada, el éxito del proyec-to depende en gran parte del apoyo interno que se le ofrezca. En este sentido, es imprescindible que desde el inicio se involucre al más alto nivel ejecutivo de la empresa dueña de los materiales y equipos, y se asigne como líder del proyecto a un funcionario o ejecutivo de alto nivel, lo cual le da la importancia necesaria para darle la im-portancia necesaria y cambiar el paradigma de que estos materiales tienen poco o ningún valor.

Ecuador y la gerencia profesional de activos no productivos en el sector hidrocarburos

La introducción de la gerencia profesional de activos no productivos es posible en el corto pla-zo en Ecuador, como parte de la modernización Q

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FGESTORES

de las prácticas gerenciales en el sector hidrocar-burífero nacional, en búsqueda de incrementar su productividad y competitividad, y de generar ingresos extraordinarios para el estado ecuato-riano. Para esto se requiere un marco institucio-nal y legal adecuado, empresas calificadas para su implantación y la voluntad de los actores invo-lucrados en la introducción y ejecución de estas nuevas prácticas gerenciales.

El marco legal del sector petrolero ecuato-riano, basado en su Ley de Hidrocarburos y la Resolución del Directorio de la Agencia de Regu-lación y Control Hidrocarburífero (ARCH) nú-mero 006-003 del año 2013, definen y norman los procedimientos para enajenar, gravar o retirar bienes manejados por empresas estatales -entre éstas Petroamazonas y Petroecuador- o privadas con contratos de operaciones a través de la Secre-taría de Hidrocarburos (SHE) (figura 4).

La mencionada resolución de la ARCH es lo suficientemente precisa, en procedimientos y tiempos de actuación para cada ente involucra-do en el proceso. Es así, que la problemática de monetización de activos no productivos en el sector hidrocarburífero ecuatoriano puede ser abordada de una manera inmediata, con signifi-cativos resultados positivos financieros, opera-cionales y ambientales que a su vez contribuirán a mejorar la productividad y eficiencia del sector petrolero ecuatoriano.

En cuanto a la existencia de empresas califi-cadas, empresas ecuatorianas como VINSA han realizado este tipo de actividades en forma exi-tosa en Ecuador y otros países de la región. Por otra parte, en el reciente evento sobre gerencia

profesional de activos petroleros no productivos organizado en abril de 2016 por la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador, los diferentes actores oficiales y privados asistentes discutieron activa y positivamente sobre la ne-cesidad y conveniencia de introducir en Ecuador este tipo de prácticas gerenciales, reafirmándo-se así la viabilidad de su implantación.

Conclusiones• La problemática de la acumulación de bienes o

activos no productivos afecta a todos los sec-tores industriales por igual, así como a empre-sas privadas y estatales.

• La gerencia profesional de activos no pro-ductivos en el sector hidrocarburos, genera importantes beneficios financieros, opera-cionales y ambientales a las empresas que los incorporan como parte de sus procesos pro-ductivos.

• La forma más efectiva de abordar este proble-ma es a través de la utilización de empresas especializadas en esta materia, en lugar de asignar recursos internos de las empresas, pues esto último resulta en el largo plazo más costoso e incrementa los tiempos de disposi-ción de los bienes.

• En Ecuador existen la normativa legal sufi-ciente y empresas ecuatorianas especializadas de talla internacional, como para monetizar bienes excedentes del sector hidrocarburífero en el corto y mediano plazo. Solo se requieren acciones ejecutivas y gerenciales que catalicen el trabajo conjunto de los entes involucrados, para beneficio del estado ecuatoriano y de las empresas que operan en el sector.

Figura 4: Procedimientos para enajenar, gravar o retirar bie-nes del sector hidrocarburos


F GESTORES

¿Cómo nació la idea o necesidad de crear la bomba Jet Claw Smart?

Este tipo de bomba fue creada basándonos en las necesidades de los clientes. Visualizamos que en un futuro cercano a medida que los campos van depletán-dose con seguridad las empresas operadoras en el país y el mundo, tendrían la necesidad de reducir costos de producción. Así nació la idea de desarrollar una bom-ba inteligente capaz de producir, restaurar y obtener información de forma instantánea para la toma de decisiones del cliente mientras el pozo está en produc-ción. Entonces diseñé y manufacturé un prototipo para visualizar el alcance de lo que quería desarrollar.¿Cuánto tiempo tomó su fabricación?

Desde que concebí la idea, la ingeniería, manufactu-ra y desarrollo del software multifásico SYAL, además de las pruebas en pozos reales en los campos de Petró-leos Mexicanos (PEMEX) transcurrieron cinco años. Posteriormente, el proceso de patentar la bomba en Estados Unidos inició en febrero del 2012 y culminó en junio del presente año que nos entregaron la patente. ¿Cuáles son las aplicaciones de la bomba Jet Claw Smart?

Este tipo de bomba se utiliza para pruebas de pozos, pozos en producción, inyección de agua, recuperación de ácidos, solventes, arena de formación y residuos de solvente, restauración de presión y temperatura en for-ma instantánea.¿Cuál fue el monto de inversión?

Para llegar al resultado final de la Jet Claw Smart, durante estos cinco años de esfuerzo, se realizó una inversión superior a los USD. 14’000.000,00 (Catorce Millones de Dólares Americanos) entre prototipos, materiales, salarios por mano de obra, diseño, ensayos, transportes nacionales e internacionales, materiales especiales, pruebas de pozos, mejoras y cambios, entre otros.¿De qué manera beneficia al país la creación de la Bomba Jet Claw Smart?

Existen varios beneficios entre los que podemos destacar que esta es la primera patente ecuatoriana re-gistrada en Estados Unidos. El principal objetivo que me motivo a su creación fue impulsar el desarrollo de la industria del país y ofrecer al sector un sistema inno-vador y eficiente para beneficio del Estado ecuatoriano y otros países donde mantenemos operaciones o repre-sentaciones.

El sistema de bombeo hidráulico con Bomba Jet in-crementa la producción mientras reduce costos, lo que nos permite optimizar recursos y promover la industria nacional con altos niveles de competitividad. Además generamos oportunidades para fortalecer al desarrollo

del talento humano nacional. Gracias a su tecnología de última generación la Bomba Jet Claw Smart nos per-mite monitorear el pozo en tiempo real desde cualquier parte del mundo a través de los softwares que hemos desarrollado para este efecto. Con la implementación de este sistema le ahorramos al Estado la salida de divisas y demostramos que los ecuatorianos somos competitivos a nivel mundial, mientras exportemos productos y servicios de alta calidad y valor tecnológico.¿Operan en otros países?

SERTECPET tiene operaciones directas y oficinas en Ecuador, México, Colombia, Perú y Brasil, además de representaciones en tres continentes. Exportamos tecnología propia, patentes, productos, servicios y ta-lento humano altamente capacitado. Reciben los bene-ficios del uso de la bomba, para brindar a todos nues-tros clientes servicios al más alto nivel, incrementando su producción, reduciendo costos y optimizando sus recursos. ¿Cómo obtuvo la patente en Estados Unidos y porqué se registró en este país?

El proceso de obtención de la patente en Estados Unidos inició a través de solicitud de patente de la in-vención en Ecuador (27-abr-2011), lo que permite ges-tionar patentes en el extranjero. En base a la solicitud ecuatoriana, se presentó otra en la Organización Mun-dial de la Propiedad Intelectual (OMPI) a través del tra-tado PCT por sus siglas en inglés (Patent Cooperation Treaty o Tratado de Cooperación en Patentes). Esta solicitud se tramitó en Ginebra y permitió que después se presentaran solicitudes de continuación del trámite de patente internacional. El interés de SERTECPET en que la patente se realice en EE.UU. se enfoca en que se enfoca en que este país representa un mercado impor-tante, altamente competitivo y extenso dentro del sec-tor hidrocarburífero y energético en general.¿Qué requisitos debieron cumplir para obtener la patente?

La invención tiene que cumplir con tres requisitos que son: novedad, altura inventiva y susceptibilidad de aplicación Industrial, lo que nuestra bomba cum-ple con la excelencia que caracteriza a SERTECPET. La patente del APARATO INTELIGENTE DE BOMBEO HIDRÁULICO PARA RECUPERACIÓN DE PETRÓ-LEO Y OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN DE FON-DO DEL YACIMIENTO tiene el siguiente estado a nivel internacional:

Patente concedida en: Colombia (limitado al pro-cedimiento de la invención), Ecuador, México, Federa-ción Rusa y EE.UU.

Patente en trámite en: Argentina, Canadá, Brasil y Perú.

Como lo hemos demos-trado, en el Ecuador hay capacidad para innovar y desarrollar tecnología incluso en las industrias más demandantes y complejas como es la hidrocarburífera y ener-gética. SERTECPET es un ejemplo de que el país puede tener auto-suficiencia tecnológica, energética e industrial, promovemos el compro-miso mancomunado del sector público-privado y el involucramiento de la academia para estos pro-cesos.

SERTECPET obtiene patente de su Bomba Jet Claw Smart

Ing. Byron López, Chief Development Officer SERTECPET


ICAPACITACIÓN

CAPACITACIÓN Y EVENTOS

AIHE

SPE

Gestión estratégica de los negocios en tiempos de crisis Organiza: Círculo de Expertos AIHEAuspicia: ADEN Business SchoolLugar y Fecha: Quito, 27 de septiembre de 2016Información: [email protected]

Recuperación Mejorada de Petróleo en la Cuenca Oriente – Proyecto de Inyección de Agua en Bloque Tarapoa

Organiza: Círculo de Expertos AIHEAuspicia: Andes Petroleum Ecuador Ltd. Lugar y Fecha: Quito, 28 de julio de 2016Información: [email protected]

Manejo de Conflictos Socio – Ambientales

Organiza: Círculo de Expertos AIHEAuspicia: ConcertarLugar y Fecha: Quito, 25 de agosto de 2016Información: [email protected]

Forecasting Well Production Data in Unconventional Resources Organiza: SPE Society of Petroleum EngineersLugar y Fecha: San Antonio, Texas EEUU - 30 y 31 de julio de 2016Información: http://www.spe.org/training/courses/FWP.ph

Managing Heavy and Extra Heavy Oil Fields in the Environment of Low Oil Prices – An Advanced Course

Organiza: SPE Society of Petroleum EngineersLugar y Fecha: Lima, Perú - 18 de octubre de 2016Información: http://www.spe.org/training/courses/MHO1.php

Prediction and Management of Fines Migration for Enhanced Oil & Gas Production

Organiza: SPE Distinguished Lecturer Expositor: Pavel Bedrikovetsky, University of AdelaideLugar y Fecha: Quito, Ecuador – 26 de septiembre de 2016


I REPORTES

ÁREA FECHA DEL ÚLTIMO CONTEO

CONTEO DE TORRES DE

PERFORACIÓN

DIFERENCIA CON CONTEO

ANTERIOR

FECHA DEL CONTEO

ANTERIOR

DIFERENCIA CON EL AÑO PASADO

FECHA DEL CONTEO DEL AÑO

PASADO

Estados Unidos 03-jun-16 408 4 27-may-16 -460 5-Jun-15

Canadá 03-jun-16 41 -2 27-may-16 -75 5-Jun-15

Internacional Mayo 2016 955 9 Abril 2016 -203 Mayo 2015

Fuente: Rig Count Overview & Summary Count

Torres de perforación en el mundo

FECHA AMÉRICA LATINA EUROPA ÁFRICA ORIENTE

MEDIOASIA

PACÍFICO

TOTAL INTERNAC-

IONALCANADÁ ESTADOS

UNIDOSTOTAL

MUNDIAL

2000 227 83 46 156 140 652 344 916 1913

2001 262 95 53 179 157 745 342 1155 2242

2002 214 88 58 201 171 732 266 831 1829

2003 244 83 54 211 177 771 372 1032 2174

2004 290 70 48 230 197 836 369 1190 2395

2005 316 70 50 248 225 908 458 1380 2746

2006 324 77 58 238 228 925 470 1648 3043

2007 355 78 66 265 241 1005 344 1767 3116

2008 384 98 65 280 252 1079 379 1878 3336

2009 356 84 62 252 243 997 221 1086 2304

2010 383 94 83 265 269 1094 351 1541 2985

2011 424 118 78 291 256 1167 423 1875 3465

2012 423 119 96 356 241 1234 365 1919 3518

2013 419 135 125 372 246 1296 355 1761 3412

2014 397 145 134 406 254 1337 380 1862 3578

2015 319 117 106 406 220 1167 193 977 2337

Enero-Mayo 2016 218 99 91 397 185 990 115 502 1606

Torres de perforación en el mundo(Promedio anual)


REPORTES

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TORRES DE PERFORACIÓN TORRES DE REACONDICIONAMIENTO

* Toma como referencia el “Rig report” elaborado mensualmente por Jorge Rosas Fuente: Jorge Rosas, Rig Report

Nivel de actividad referencial de torres perforando en el Ecuador (2014-2016)*

Operador Pozo Contratista Taladro Tipo de equipo Comentarios

ANDES PETROLEUM JOHANNA ESTE11 CCDC CCDC25 2000 HP WOC

ENAP SIPEC MDC12RE TUSCANY DRILLING 102 LOADCRAFT 1000 HP DRILLING REENTRY. 8 1/2” HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS TIPUTINI C005 SINOPEC 248 2000 HP COMPLETION

EP PETROAMAZONAS1 SHUSHUFINDI 174D HILONG 15 2000 HP RUNNING 9 5/8” HOLE

EP PETROAMAZONAS2 AUCA M147 SINOPEC 119 2000 HP RUNNING 13 3/8” CASING

EP PETROAMAZONAS2 AUCA SUR D026 SINOPEC 191 2000 HP DRILLING 12 1/4”

EP PETROAMAZONAS3 PLAN 057 NABORS DRILLING SERVICES 794 PYRAMID 2000HP DRILLING 8 1/2” HOLE

Torres perforando en el Ecuador

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

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

Junio 1, 2016

I

Obtuvimos para Ecuador la primera patente de innovación,

desarrollo y tecnología otorgada por el Gobierno de los

Estados Unidos de América.

Nos fue concedida la patente No. 9,297,239 con el título de:

“Aparato Inteligente de Bombeo Hidráulico para recuperación de

Petróleo y Obtención de Información de Fondo del

Yacimiento.”

DESDE ECUADOR LIDERAMOS

Los cambios que mejoran al MUNDO


REPORTES

Contratista No. Rig Tipo de equipo Comentarios

CCDC CCDC028 200O HP SACHA 460 PAD. RIG MAINTENANCE

CCDC CCDC036 BAOJI 2000 HP YNOA 025

CCDC CCDC037 ZJ70DB (2000 HP) TAPIR NORTE

CCDC CCDC038 CHINA MODEL JC50-D (2000 HP) LAGO AGRIO BASE

CCDC CCDC039 1600 HP DEMOB.FROM SANSAHUARI 24.TO CCDC LAGO AGRIO BASE

CCDC CCDC066 2000 HP DEMOB. FROMAUCA M146. TO CCDC COCA BASE

CCDC CCDC068 2000 HP ACAL 140. RIG MAINTENANCE

CCDC CCDC069 2000 HP COCA. RIG MAINTENANCE

HELMERICH & PAYNE 117 MID CONTINENTAL U1220EB COCA BASE

HELMERICH & PAYNE 121 IDECO E1700 COCA BASE

HELMERICH & PAYNE 132 OILWELL 840 COCA BASE

HELMERICH & PAYNE 138 MID CONTINENT 1220 COCA BASE

HELMERICH & PAYNE 176 2000 HP / LEE C. MOORE COCA BASE

HELMERICH & PAYNE 190 2000 HP COCA BASE

HILONG 16 ZJ70DB VFD 2000 HP COCA BASE

HILONG 17 2000 HP PAYAMINO G PAD

NABORS DRILLING SERVICES 609 2000 HP SHUSHUFINDI BASE

PDVSA PDV-79 ZJ70DB 2000 HP DEMOB. FROM RIO NAPO & PREPARRING TO MOBI-LIZE TO VENEZUELA

PETREX 3 2000 HP COCA BASE

PETREX 20 HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP AGIP CPF STDBY

PETREX 5824 NATIONAL 1320 (HELI RIG) COCA BASE

PETREX 5899 2000 HP EL PROYECTO BASE (SHUSHUFINDI)

SINOPEC 127 2000 HP COCA BASE


SINOPEC 129 70B OSO A PAD

SINOPEC 156 ZJ70/4500D 2000 HP LAGO AGRIO

SINOPEC 168 ZJ70DB (2000 HP) SUSPENDED OPERATIONS (KAMANA)

SINOPEC 169 ZJ70DB (2000 HP) JIVINO

SINOPEC 183 2000 HP SUSPENDED OPERATIONS (PAÑATURI)

SINOPEC 185 2000 HP CEIBO 1

SINOPEC 188 3H-1500 COCA BASE

SINOPEC 219 ZJ70DB (2000 HP) COCA BASE


TUSCANY DRILLING 117 HELI RIG 200O HP STDBY. WITHOUT CREW IN OCANO LOCATION (ORION)

TRIBOILGAS 202 SERVICE KING 1000 HP COCA BASE

Torres de perforación disponibles en el Ecuador

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig

Report

I


REPORTES

OPERADOR POZO CONTRATISTA No. RIG TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM JOHANNA ESTE 8RE HILONG 3 XJ 650 INITIAL COMPLETION

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVAS SAMI 1 FAST DRILLING FD 11 XJ 650 (700 HP) W.O.

ENAP SIPEC MDC06 TUSCANY DRILLING 105 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SHUSHUFINDI 036 DYGOIL 30 CAMERON 600 W.O.

EP PETROAMAZONAS COCA A053 GEOPETSA 4 UPET 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PALO AZUL A003I GEOPETSA 6 ZPEC 650 W.O.

EP PETROAMAZONAS LIMONCOCHA D11 HILONG HL-18 DFXK JC11/21 650HP W.O.

EP PETROAMAZONAS JIVINO F002I HILONG HL-28 DFXK JC11/21 650HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SHUSHUFINDI A002 SAXON ENERGY SERVICES 32 WILSON MOGUL 42B W.O.

EP PETROAMAZONAS TAPI A008 TRIBOILGAS 6 COOPER 550 W.O.

EP PETROAMAZONAS DRAGO NORTE D051 TRIBOILGAS 101 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS GUANTA F027 TRIBOILGAS 102 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS EDEN YUTURI B002I TRIBOILGAS 105 CROWN 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS CUYABENO F036 TRIBOILGAS 107 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PAÑACOCHA B005 TRIBOILGAS 201 DRILLING SERVICE KING 1000HP W.O.

EP PETROAMAZONAS1 SHS 130D CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERA-DO POr DYGOIL) SSFD01 KING SERVICES 750HP W.O.

EP PETROAMAZONAS1 AUCA 96 SAXON ENERGY SERVICES 56 WILSON MOGUL 42B W.O.

EP PETROAMAZONAS2 SECOYA 008 CCDC 42 CHINA MODEL XJ550, 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS2 SECOYA A0047 TUSCANY DRILLING 104 CARE 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS3 RUMIYACU 5 SAXON ENERGY SERVICES 34 WILSON 42B W.O.

EP PETROAMAZONAS3 AUCA Q173 SAXON ENERGY SERVICES 47 WILSON 42B W.O.

EP PETROAMAZONAS3 CONONACO E014 SAXON ENERGY SERVICES 53 WILSON MOGUL 42B W.O.

EP PETROAMAZONAS3 CHONTA ESTE A004 SAXON ENERGY SERVICES 55 WILSON MOGUL 42B W.O.

EP PETROAMAZONAS3 AUCA I108 TUSCANY DRILLING 111 665 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS3 AUCA D095 SINOPEC 907 XJ 550 W.O.

EP PETROAMAZONAS3 AUCA F136 GEOPETSA 5 LTO-550-VIN-26606 W.O.

EP PETROAMAZONAS4 PALO AZUL50 NABORS DRILLING SERVICES 814 IRI 1287W / FRANKS 500 MOBILIZING RIG TO LO-CATION

RIO NAPO C.E.M. SACHA 18 DYGOIL 20 FRANKS 600 W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 119 TRIBOILGAS 106 SERVICES KING 550 HP W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 238D CCDC 41 CHINA MODEL XJ550, 650 HP W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 189 CCDC 51 650 HP W.O.

REPSOL GINTA A11 SINOPEC 908 650 HP MOBILIZING RIG TO LO-CATION

TECPECUADOR BERMEJO NORTE 04 PETROTECH 4 550 HP W.O.

Torres reacondicionando en el EcuadorJunio 1, 2016

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


I


REPORTES

Torres de reacondicionamiento activas en el Ecuador


CONTRATISTA No. RIG TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR AOE 1 OIME 750SL STBY. VILLANO “B”

AGIP OIL ECUADOR AOE 2 OIME 500 STBY. VILLANO “B”

CCDC 40 CHINA MODEL XJ550, 650 HP KUPI E PAD (MAINTENANCE)

CCDC 52 650 HP COCA BASE (MAINTENANCE)

ESPINEL & ASOCIADOS EA 12 XJ 650 COCA BASE

GEOPETSA 1 COOPER LTO 550 COCA BASE

GEOPETSA 2 WILSON 42B 500 COCA BASE

GEOPETSA 3 WILSON 42B 500 COCA BASE

HILONG 18 DFXK JC11/21 650HP COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES 819 CABOT 600 SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES 815 IRI 2042 / FRANKS 600PREPARRING TO MOBILIZE TO WORK IN LAGO AGRIO FIELD (EP PETROAMAZONAS4)

SAXON ENERGY SERVICES 7 COOPER 550 SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC 903 CHINA MODEL XJ650 HP LAGO AGRIO

SINOPEC 904 750 HP LAGO AGRIO

SINOPEC 905 750 HP EDYT 158H SUSPENDED OPE-RATIONS (KAMANA)

SINOPEC 932 XJ650INSPECTION PREVIOUS TO BEGIN OPERATIONS WITH PA-ÑATURI

TRIBOILGAS 5 LTO-550-VIN-26606 COCA BASE

TRIBOILGAS 7 WILSON 42 B COCA BASE

TRIBOILGAS 8 COOPER 550DD COCA BASE

TRIBOILGAS 103 550 HP COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS 104 LOADCRAFT 550 COCA BASE

TRIBOILGAS 203 SERVICE KING 1000 HP TAMBILLO (QUITO)



I


10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

110,00

120,00

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

ene-

16

feb-

16

mar

-16

abr-

16

may

-16

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT (2006-2016)

CRUDO ORIENTE CRUDO NAPO WTI (WEST TEXAS INTERMEDIATE) BRENT

Fuente: EP Petroecuador, BP Statistical Review of World Energy 2014 y EIA Energy Information AdministrationLas cifras del 2016 corresponden al período Enero - Mayo 2016 Nota: Los precios de los crudos Oriente y Napo del mes de Mayo, corresponden a un cálculo promedio de los precios no oficiales reportados por EP Petroecuador.

PRECIOS DE PETRÓLEO ORIENTE, NAPO, WTI Y BRENT 2006 – 2016

(Dólares por barril)

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS ESTATALES Y PRIVADAS (BPPD)

ESTADÍSTICAS

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

may

-‐14

jun-‐

14

jul-‐1

4

ago-‐

14

sep-‐

14

oct-‐14

nov-‐14

dic-‐14

ene-‐

15

feb-‐

15

mar

-‐15

abr-‐15

may

-‐15

jun-‐

15

jul-‐1

5

ago-‐

15

sep-‐

15

oct-‐15

nov-‐15

dic-‐15

ene-‐

16

feb-‐

16

mar

-‐16

abr-‐16

may

-‐16

SUBTOTAL CÍAS PRIVADAS

SUBTOTAL CÍAS ESTATALES

I

Fuente: Agencia de Regulación y Control HidrocarburíferoElaboración: AIHE


ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA(BPPD)

I

325.000 330.000 335.000 340.000 345.000 350.000 355.000 360.000 365.000 370.000 375.000

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

PETROAMAZONAS EP PETROAMAZONAS EP

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

AGIP OIL AGIP OIL

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

ORIONOIL ER S.A. ORIONOIL ER S.A.

0 200 400 600 800

1.000 1.200

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO)

CAMPO PUMA S.A.(CONSORCIO PEGASO)

67.000 68.000 69.000 70.000 71.000 72.000 73.000 74.000 75.000 76.000

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

OPERACIONES RÍO NAPO CEM OPERACIONES RÍO NAPO CEM

29.000 30.000 31.000 32.000 33.000 34.000 35.000 36.000 37.000

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

ANDES PETROLEUM ANDES PETROLEUM

0 500

1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

ORION ENERGY OCANOPB S.A ORION ENERGY OCANOPB S.A.

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

GENTE OIL ECUADOR GENTE OIL ECUADOR



ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA(BPPD)

I

0 500

1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

CONSORCIO PALANDA YUCA SUR CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

0 200 400 600 800

1.000 1.200 1.400

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

PACIFPETROL PACIFPETROL

02.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.000

may

-14

jul-1

4

sep-

14

nov-1

4

ene-

15

mar

-15

may

-15

jul-1

5

sep-

15

nov-1

5

ene-

16

mar

-16

may

-16

PETRORIENTAL (BLOQUE 14 Y 17)

PETRORIENTAL(BLOQUE 14 y 17)

05.000

10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.000

may

-14

jul-1

4

sep-

14

nov-

14

ene-

15

mar

-15

may

-15

jul-1

5

sep-

15

nov-

15

ene-

16

mar

-16

may

-16

REPSOL ÁREA BLOQUE 16 + TIVACUNOREPSOL ÁREA BLOQUES 16 Y 67

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

CONSORCIO PETROSUD -‐PETRORIVA CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA

0 500

1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500

may-‐14

jul-‐14

sep-‐14

nov-‐14

ene-‐15

mar-‐15

may-‐15

jul-‐15

sep-‐15

nov-‐15

ene-‐16

mar-‐16

may-‐16

PETROBELL PETROBELL

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

may

-14

jul-1

4

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14

nov-1

4

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15

mar

-15

may

-15

jul-1

5

sep-

15

nov-1

5

ene-

16

mar

-16

may

-16

ENAP SIPECENAP SIPEC

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

may

-14

jul-1

4

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14

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-15

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-15

jul-1

5

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15

nov-

15

ene-

16

mar

-16

may

-16

TECPECUADORTECPECUADOR


P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 0 1 6

F

24

GEO

LOG

ÍA Y

G

EO

FÍS

ICA

Exploración de petróleo en Ecuador

Autor: Franklin Paredes

Franklin ParedesIngeniero en Geología de

la Universidad Central del Ecuador. Posee una

Maestría en Geociencias con Especialidad en

Geofísica de la Univer-sidad de Tulsa, Estados

Unidos. Subgerente de Producción de CEPE (1988-1990). Miembro

de Society of Exploration Geophysicists (SEG),

A.P.G. Habla español, quichua e inglés y lee

hebreo.

Toda Empresa petrolera tiene como misión incrementar el monto de sus reservas median-te inversiones a corto, mediano y largo plazo. Estas inversiones fortalecen a la Empresa, lo im-

portante en la administración es balancear las inversiones considerando el tiempo de retorno de las mismas.Este artículo es de carácter ilustrativo y describe:1. La Historia de la Exploración en la región Amazónica del Ecuador, la relación Reser-vas-Producción hasta el 2033, y propone 2. Las Zonas con las mejores perspectivas para la exploración en la Región Amazónica del Ecua-dor, a:2.1. Corto y mediano plazo en trampas estruc-turales estratigráficas, y a2.2. Largo plazo en el Precretácico, en trampas estructurales y estratigráficas en el Pre-Cretáci-co en la Formación Santiago.3. Proporciona un esquema para agrupar las re-servas.

1. RELACIÓN RESERVAS PRODUCCIÓN

Hechos BásicosA este ritmo de producción las reservas en

producción alcanzarían para un poco más de 10 años. Misión: Reponer las reservas a un ritmo de al menos: 180 MBOE/AÑO y aumentar el va-lor de las mismas. Teniendo como Visión: Inde-pendencia Energética.

1. HISTORIA DE LOS DESCUBRIMIENTOSHistoria de la Exploración: En 1858 Don Ma-

nuel Villavicencio en su “Geología del Ecuador” describe la presencia de manaderos de brea en el río Hollin. En 1921 la empresa Leonard (EU) inicia la Prospección sistemática en un área de 25000 Km.² En 1938 la empresa holandesa Shell inicia la exploración, después de haber recibido las concesiones en 1937. Se cubrieron 33.000 Km² de aerofotografía, se efectuó el

levantamiento gravimétrico de toda la cuen-ca y se registraron 4070 Km de sísmica 2D. Se hizo geología de Campo de la zona subandina por parte de J. J. Dosy, K.T. Goldschmidt, L. Dorsman y K. Habicht y H. J Tschopp,: Shell detecto las estructuras: Oglan, Villano, Vuano, Pacayacu, Yuralpa, Yuturi y Tiputini, y perforó 6 pozos utilizando torres aerotransportadas (Macuma, Cangaime, Vuano, Oglan, Villano y Tiputini). En 1957, la empresa Leonard recibe una nueva concesión, después de que la ante-rior fue cancelada en 1937. En 1961, Minas y Petróleos, obtiene una concesión de 4 millones 350 mil Hectáreas en Napo y Pastaza. En 1964, Texaco-Gulf, inicia la exploración en el Oriente ecuatoriano con geología de Campo en la zona Subandina, a cargo de los geólogos B. D. Fasset, F. Stum, J.B Taylor. Realiza prospección sísmica, 7000 millas de aereomagnetometría y 17.680 millas² de aerofotografía y en 1967 perfora el pozo Lago Agrio 1, el cual produjo 2640 bppd de 29° API, confirmando como Cuenca petrolífera al Oriente ecuatoriano, utilizando una torre de perforación helitransportada.

1. EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE

PRODUCCIÓNEn el año 2003, el país habría consumido al

menos la mitad de las reservas encontradas has-ta 1992. ESTRATEGIA2.1 IR DE LO GLOBAL A LO REGIONAL

Con la finalidad de iniciar una exploración es ne-cesario ir de lo regional a lo particular y viceversa.

• HASTA EL MOMENTO SE HAN ENCONTRADO: 25790 MMBO POES (7373 MMBO)• RESERVAS POR DESCUBRIRSE: 11272 MMBO POES (1956 MMBO)• SE HAN PRODUCIDO (Dic. 2015): 5510 MMBO• LAS RESERVAS REMANENTES EN PRODUCCIÓN: 1100 MMBO • PRODUCCIÓN ACTUAL: 180 MMB/AÑO


F

25

GEO

LOG

ÍA Y

G

EO

FÍS

ICA

ESTRATEGIA2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONALSELECCIÓN DE LA MEJOR CUENCA PARA EXPLORAR POR HIDROCARBUROS, MO-DELO BÁSICO

La cuenca oriental tiene mejores característi-cas geológicas para invertir.2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONALSELECCIÓN DE LA MEJOR CUENCA PARA EXPLORAR POR HIDROCARBUROSZONA NORTE DE AMÉRICA DEL SUR

Nota La interacción de la Cordillera de Car-negie que sobresale mas de mil metros sobre el fondo marino y se mueve a 5.8 cm/año bajo la Costa ecuatoriana es la responsable de la mayor parte de sismos entre Esmeradas y la Península.ESTRATEGIA2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONALÁREA 2: CUENCA DEL GOLFO DE GUAYA-QUIL CAMPO AMISTAD

Amistad: yacimientos de baja calidad y es-tructuras complicadas.

2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONALÁREA 2: PENINSULA: MODELO DE ANTEARCO

Estructuras apiladas verticalmente, de poco volumen.

Mala calidad de roca almacén, yacimientos fisurados (porosidad secundaria de 0.7% a 2%)

Roca Madre y yacimiento: Turbiditas de la fosa oceánica. Historia de la Migración del Petróleo en Ya-cimientos Fisurados de la Península.

1. Compactación mecánica inicial2. Cementación3. Compactación tardía4. Cementación de fisuras5. Disolución de cemento6. Migración de Hidrocarburos

ESTRATEGIA2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONALÁREA 2: MODELO DE LA PENINSULA Y PROGRESO

La oportunidad de menor riesgo y costo esta a 18.000 pies a la altura del pozo Bajada-2ESTRATEGIA2.1 DE LO GLOBAL A LO REGIONALÁREA 1: MODELO DE LA TRASARCOESTRATEGIA2.2 SELECCIÓN DEL ÁREA

Zonas más estructuradasTipos de hidrocarburosZona de bisagra: Puyo Curaray divide la

zona norte más estructurada. De la del sur menos estructurada.

Nos sirve para determinar y planificar la mejor mezcla posible y ahorrar energía en los procesos de producción y transporte y su posterior refinación.

Crudos pesados en los flancos (excepto en la zona de detachment del pie de monte) por lavado de los livianos (ww) y efecto de biode-gradación (contenido de azufre) Crudos livia-nos en el centro (excepción para confirmar la


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regla Bermejo al Oeste y Pañacocha al Este).

ESTRATEGIA2.2 SELECCIÓN DEL ÁREA

Una vez seleccionada el área es útil clasificar los niveles de interés con el mayor detalle posi-ble, por ejemplo dividir la arenisca en: Superior: areniscas marinas someras. Media: areniscas marinas (barras de barrera y canales) con in-fluencia de corrientes marinas a lo largo de la costa. Inferior: areniscas fluviales y de bahía con influencia de mareas, y establecer marcadores regionales ligados a una superficie de máxima inundación (MFS).ELABORACIÓN DE PLAN DE DESARROLLO CONCEPTUALINTRODUCCIÓNRESERVASPREDICCIÓN DE PRODUCCIÓNDESARROLLO

Perforación Vías de Acceso Facilidades Levantamiento artificialEOR Cronograma Medio AmbienteINVERSIONES Preproducción ProducciónCOSTOS DE OPERACIÓN Costos directos Costos indirectos Gastos de operaciónMODELO ECONÓMICO FINANCIEROUna vez seleccionada el área es necesario ela-

borar en forma conceptual un plan de desarrollo que podría incluir un plan de EOR.

No todo el campo puede estar sujeto a EOR, habrá zonas con mejores posibilidades. En todo modelo matemático debe evitarse el aliasing vertical.ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA2.2.1 VALIDACIÓN DEL PROSPECTO: MOR-FOLOGÍA DE LOS RÍOS (FORMAS M)

La forma de los ríos nos dan una buena idea del subsuelo y se utiliza para planificar la pros-pección por petróleo, se llama forma M, pues esta letra proviene de la forma de una ola (ma-yim=agua) ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA 2.2.2 ADQUIRIR DATOS DE BUENA CALIDAD: SÍSMICA

Este es un ejemplo de buenos datos sísmicos útiles para mirar la distribución de las areniscas (Basal Napo, T y U), estos datos se obtuvieron: utilizando una carga de 2 libras de alta velocidad de detonación y ubicándola debajo de la capa meteorizada (de 15 a 30 m de profundidad).ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA:2.2.3 VALIDACIÓN DEL PROSPECTO: SÍSMICA

Una vez determinado un prospecto es nece-sario validar la edad de su formación, no sola-mente entre Napo y Tiyuyacu, sino también en-tre Napo y Tena y además dentro de la secuencia Cretácica (Hollin y Napo), para poder inferir si todos los yacimientos estarían llenos o sola-mente los superiores, como sería el caso de Ron que se formó entre la depositación de las For-maciones Napo y Tena.

*El uso del análisis de la evolución estructu-ral ha permitido el éxito de la perforación ex-ploratoria (Singue-1) y de pozos de avanzada (Guarumo-1), y la ausencia de este ha llevado a resultados negativos (Siona-1, Limoncocha-1, Palmeras-1, Batata-1 y otros como el Wati-2).


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2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA2.2.4 CONCEPTOS BÁSICOS DE GENERA-CIÓN Y ENTRAMPAMIENTO

El Análisis de la evolución estructural esta vin-culado a la generación de Hidrocarburos: Estos probablemente se generaron regionalmente en una cuña clástica de sedimentos Cretácicos de la Formación Napo en una área al Oeste de la cuen-ca actual y que fue destruida por el levantamien-to andino y que dejo vestigios de su ocurrencia a lo largo de la zona Oeste de la zona ubicada entre el rio Negro y el rio Numpacataime y localmente debido a la intrusión de cuerpos ígneos de alta temperatura en la Formación Napo, y dentro de Napo las rocas madre seria mayormente los sedi-mentos ubicados alrededor de la Caliza B.

Origen vegetal: El remplazo de metales como níquel y vanadio del lignino de la clorofila nos da la idea que el petróleo tiene origen vegetal, a par-tir de los heteropolicondensados que sobreviven el proceso hasta transformarse en kerogeno.

Generación de hidrocarburos: Conversión de Kerogeno (10 %) en Bitumen (10%).

Roca Madre: Cretácica (destruida por el levan-tamiento andino, evidencia Formación Marga-jitas y cambio de sedimentos normales a meta-mórficos).

Expulsión Migración y entrampamiento: Cre-tácico Superior, Terciario inferior (evidencia del yacimiento con hidrocarburos no alterada).ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA Y PRIORIDAD2.2.5 PRIORIDAD A: CUYABENO SAN-SAHUARI

500 MMBO (200 MMBO)Indicios: Petróleo en Joan (Ui, M1), etc.InversiónSÍSMICA 3D =1400 Km 70 MM USD2 Pozos: 20 MM USDTotal 90 MM USD

TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS: PORTALES CLÁSTICOS E INFLUENCIA DE MAREAS

ESTRATEGIA2.2 SELECCIÓN DEL ÁREA2.2.6 PRIORIDAD B: IMUYA CÁLCULO DEL POESIMUYA:*BT: (40 Km *2 Km*10’(80 Km*2.5 MMBO))= 200 MMBO) M1: (12 Km*3 Km*50’(36Km*12.5 MMBO))= 450 MMBO)TOTAL POES 650 MMBO RESERVAS (130 a 195 MMBO de 12 a15 ºAPI))*10 pies de petróleo en BT1 de Tiputini ShellInversiones: 2 Pozos 30 MM USD Total 30 MM USD

La zona Tiputini-Imuya y Norte de Imuya constituiría la mayor trampa estratigráfica en Basal Tena y Tiyuyacu, por cuanto el Cretácico y el Terciario Tiyuyacu se amalgaman al Norte de Imuya.ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.7 PRIORIDAD B: ISHPINGO CÁLCULO DEL POES &PLAN DE DESARROLLO

POES ISHPINGOU (Ui,Us) 20Km*3Km (1500 MBO)M1:20Km*3Km*80’ (1200 MBO)TAMBO M1: 2Km*1Km*50’ (25 MBO)TIPUTINI M1:14Km*3Km*50 (525 MBO)ITT BT 40Km*3Km*15’ (450 MBO)TOTAL M-1= 1750 MBOTOTAL ITT (U,M1&BT) = 3700 MBOTOTAL IMUYA (M1,BT)= 650 MBOGRAN TOTAL IITT = 4350 MBORESERVAS: 740 a 1010 MBOPROD: 148000 BOPD (2000000 BFPD)

ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA:2.2.8 PRIORIDAD C: PIE DE MONTE ZONA DE DETACHMENT (entre sedimentos)


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ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA:2.2.9 PRIORIAD C: PDM CÁLCULO DEL POES & PDD

Mirador Superior: 10Km*6 Km*300’ (60Km*75 MMBO) = 4500 MMBO

Mirador Profundo: 12Km*2.5Km*300’(25Km*75MMBO) = 2250MMBO = 6750 MMBOAntes de perforar:

Determinar edad de la formación de la estruc-tura: geología de campo para observar la presen-cia o ausencia de la arenisca Basal Tena, en el río Anzu (Mera al W y al Este) y en la parte alta del anticlinal Mirador, posición de los sedimentos del precretacio en relación a los Cretácicos, ad-quirir sísmica de alta calidad.

Está la estructura llena hasta el spill point, o puede ocurrir lo de Vuano y Oglan que parecen estar llenos apenas el 30% del cierre estructural?

Geoquímica y resistividad de superficie, para determinar la presencia de hidrocarburos.4. Sísmica de reflexión para caracterizar la es-tructura5. Perforación de un pozo somero y otro profun-do, para eliminar el riesgoInversiones:1. Sísmica 3D: 20 Km*20 Km= 400 Km: 20 MM USD2. 2 Pozos: 30 MM USD Total 50 MM USD

Anticlinal Mirador: mapas AESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: INPUTS2.2.10 PRIORIDAD C: PDM CÁLCULO DEL POES & PDDCierre estructural: 1.020 piesEfectivo: 300 pies (30% del cierre estructural)POES: 5*1.4*100(7.*25’=175 MMBO)RESERVAS: 26 a 35 MMBO P 5200 BPPD)Es una estructura insuficientemente llena y/o tiene el contacto inclinado.

ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: INPUT MOR-FOLOGÍA2.2.11 PRIORIDAD D: SUR ORIENTE (M)

Inversiones:1. Sísmica 2D: 1000 Km: 20 MM USD2. 2 Pozos 50 MM USD Total 70 MM USD

El programa de líneas sísmicas es explicativo sola-mente, y debe hacerse con mayor detalleESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.12 PRIORIDAD D SO: CÁLCULO DEL POES & PDDEstructura Tigrillo:U&T:(6Km*1.5Km*60’(9Km*15MMBO))=135 MMBO)RP: (27 a 40.5 MMBO de 18 ºAPI) Eliminar la incertidumbre:Determinar edad de la formación de la estruc-tura.Estáticas método ABC, velocidades medias para convertir en profundidad.

ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.13 PRIORIDAD D: SO CÁLCULO DEL POES & PDDProspecto CU&T:(4Km*1.5Km*60’(6Km*15 MMBO))= 90 MMBO)

CAMPOS POES (MMBO) RESERVAS (MMBO)

Mirador 6750 675-990

OTROS 1800 180-360

Oglan 175 27-35

TOTAL 8725882-1385 (275000) BPPD


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RP: (90 POES ( 18 MMBO de 18 ºAPI) Eliminar la incertidumbre:Determinar edad de la formación de la estruc-tura.Estáticas método ABC, velocidades medias para convertir en profundidad.Migración en profundidad

ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA: 2.2.14 PRIORIDAD D: Sur Oriente

CÁLCULO DEL POES & Plan de Desarrollo

Objetivo: proceso controlableESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA:2.2.15 PRECRETÁCICOC) PRECRETÁCICOTRAMPAS ESTRUCTURALES Y ESTRATI-GRÁFICASCUTUCU-YURALPA-AMAZONASÁREA: 5000 Km² Play: Cierres estructurales combinados con es-tratigráficos y con barreras de lutita.Edad de formación: JurasicoMigración: Pre-OrteguazaInversión Prevista: Reservas posibles: ? Inversión exploratoria Reprocesamiento sísmico Sísmica 1000 Km 2D 3 pozos exploratorios (12 a 18.000 pies) ESTRATEGIA2.2. SELECCIÓN DEL ÁREA:2.2.16 PRIORIDAD E: PRECRETACICOC) TRAMPAS ESTRUCTURALES Y ESTRATI-GRAFICASTRIÁNGULO NUNPACATAIME-YURAL-PA-CONAMBOInvestigación de niveles profundos, no tradicionales.

Posibilidad de hallar crudo liviano (25º-35º API)Play: Sedimentos clasticos limpios del borde de la Cuenca Marina del Liasico (Autor: Dieter Milz)

ESTRATEGIA3. ELABORAR UN INVENTARIOÁREAS: Cuyabeno-Cofan-Primavera, ITT-Imuya, Sur Oriente, Precretácico

Explorar las áreas y determinar en la que más rápido puede recuperar inversiones.

Balancear entre riesgo y alto beneficio.Comenzar inmediatamente.

ESTRATEGIA3. ELABORAR UN INVENTARIO Y UN PLAN DE NEGOCIOS

Establecer un inventario y estructurar los pa-sos a seguir, en forma conceptual, utilizando los datos disponibles.INVENTARIO:

1. Ubicación de los posibles campos2. Estructuras descubiertas 3. Prospectos4. Reservas esperadas

PLAN DE NEGOCIOS1. Perfil de producción tentativo2. Tiempo de incorporación a la producción3. Inversiones Crear un plan de negocios, nos ayuda a lo-

grar nuestros objetivos como empresa. Es una guía para obtener determinados objetivos en periodos definidos; es también un documento que nos ayuda a persuadir a otros, incluyendo bancos a invertir en lo que nosotros creamos y administramos.

PRPROS-

PECTOSPOES

RESER-VAS

PROD POZOS PSINVER-SION

MMBO MMBO BPPD MMUSD MMUSD MMUSD

A CCPP 500 200 30 2 20 70 90

B ITT 3713 743 149 2 40 40 80

IMUYA 650 130 25 2 40 40 80

C PDM 8722 1376 150 2 30 20 50

D SO 1400 250 50 2 20 50 70

E PK 2

11272* 1956* 404 12 370


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Se detallan algunas experiencias de campo en la aplicación del método EOR de inyección de soluciones de polímeros en yacimientos de petró-leos pesados con acuíferos activos. Varios trabajos específicos revisados

se presentan al final en las referencias.

Caso 1. Aplicación de Shell en Oman1• Se describen experiencias que se detallan

en el trabajo SPE 129177 de la inyección de soluciones de polímeros en un yacimiento de petróleos pesados con un empuje de agua muy fuerte análogos a varios en Colombia. La viscosidad del petróleo varía entre 250-500 cp. en un yacimiento de areniscas con una permeabilidad entre 2 y 5 Darcys. La presen-cia de un acuífero muy fuerte que mantiene la alta presión del yacimiento representa un reto para el control de la inyectividad y la eficiencia de la inyección de polímeros por las interdigi-taciones viscosas y pérdidas del polímero ha-cia el acuífero. Se diseñó una optimización del desarrollo del campo usando un modelo de simulación donde la viscosidad, el tamaño del tapón de polímeros y la localización del inyec-tor permiten mejorar el valor presente neto.

• Análisis de incertidumbres usando un modelo de simulación muestra que los factores tales como baja eficiencia de conformación, pobre

inyectividad y alta relación de kv/kh tienen un impacto negativo en la eficiencia del pro-ceso. Para mitigar estos riesgos se diseñaron pruebas de laboratorio, pruebas de inyectivi-dad de campo e igualmente se programó un plan detallado de monitoreo.

• Un volumen de polímeros a inyectar debe te-ner un volumen entre 0.5 y 1 VP seguido por agua; igualmente se puede optimizar el vo-lumen de soluciones de polímeros inyectado programando una degradación apropiada de la concentración de polímeros para mejorar la economía.

• La figura a continuación muestra diversas op-ciones de pozos inyectores y productores para lograr una mayor eficiencia de la inyección de soluciones de polímero tal que se logre un me-jor desplazamiento y por lo tanto mayor reco-bro, la simulación de yacimiento será de gran ayuda en la mejor decisión.

• Existen pocos casos exitosos de la inyección de soluciones de polímeros a gran escala. Una excepción es el campo Daqing en China2 que se encuentra operando desde 1996 donde el polímero se estima responsable del 25% de la producción del campo.

• La mayoría de los casos se refieren a aplica-ciones de campo en petróleos livianos y me-dianos, con viscosidades menores de 200 cp. El campo Pelican Lake en Canadá donde la

Inyección de Soluciones de Polímeros en Yacimientos de Petróleos Pesados con

Acuífero Activo

José Ch. Ferrer G., Ing de Petróleo Honores, LUZ, MS y PhD, Penn State

Univ., profesor, Director de Escuela, Decano de Inge-niería, Secretario y Rector de LUZ, 1964-88, Gerente Centro de Adiestramiento

de PDVSA, Asesor Técnico PDVSA, 1988-2000,

Gerente Empresa Oleoluz 2000, Presidente de los

Juegos Centroamericanos y del Caribe 1998, Presi-dente Empresa TPVenca 2000-2003, Especialista

Principal Simulación de Yacimientos en SLB

2003-2009, Asesor Cor-porativo en Simulación de

Yacimientos, 2009-2016 en Pacific Exploration and

Production.

Autor: José Ch. Ferrer G. - Pacific Exploration and Production

Ubicación de Pozos en Proyectos de Inyección de Soluciones de Polímeros

Figura 1. Posición de pozos inyectores y productores en Omán.


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Figura 2. Reducción del Corte de Agua en el Proyecto de ASP

permeabilidad varía entre 2 y 5 md, con vis-cosidad del petróleo entre 600-1000 cp. y que fue exitoso en buena parte por el uso de pozos horizontales de longitud mayor de 1000 m. El polímero se inyectó en 2 pozos horizontales soportado por 3 pozos horizontales producto-res. El programa fue exitoso y actualmente se encuentra en extensión.

• Otro caso motivador de la inyección de polí-meros en petróleos pesados se refiere al caso de campo en East Bodo donde se usó un ta-pón de inyección de polímeros de 50 cp. en un yacimiento con petróleo con viscosidad entre 600 y 1000 cp.

• Se llevó a cabo un proceso de evaluación de los procesos EOR combustión in situ, inyección de vapor a alta presión e invasión con políme-ros y resultó como el más favorable el último por ser más económico y práctico.

• El campo se desarrolló con espaciamiento al-rededor de 86 m, posee 189 pozos activos de los cuales 175 son horizontales produciendo con un corte de agua del 95%.

• La baja temperatura, 51 °C y la baja salinidad 6000 ppm es un ambiente ideal para la aplica-ción de las soluciones de polímeros.

• Los retos son: alta viscosidad, 150 a 500 cp., excede el rango típico de aplicación de las so-luciones de polímeros.

• El bajo espaciamiento no permite el desarrollo de fracturas por altas presiones de inyección.

• Las altas viscosidades del petróleo requieren altas presiones para la inyección de la solucio-nes de polímeros.

• La eficiencia del proceso se reduce por las pér-didas de químicas hacia el acuífero.

• Existe la posibilidad que el acuífero de fondo entre a través del tapón del polímero redu-ciendo la eficiencia de la invasión.

• Evaluación del Polímero

Simulación de YacimientosEl polímero puede ser evaluado usando si-

muladores numéricos como Eclipse de Schlum-berger y STARTS de CMG, ambos poseen sus propias opciones que deben ser revisadas para lograr el mejor uso posible. Puesto que la in-yectividad es un aspecto muy importante de la invasión con soluciones de polímeros, el com-portamiento visco elástico del polímero debe ser incluido en la evaluación. Las medidas de la viscosidad del polímero se deben incluir en el modelo para lo cual deben usarse medios poro-sos del yacimiento en estudio o Berea. Se debe incluir explícitamente un gran acuífero para tomar en cuenta la perdida de polímero en el mismo.

La simulación se usó en el estudio como una caja 3D antes de usar un sector del modelo geo-lógico. El objetivo del ejercicio con el modelo con-ceptual fue:1. Entender el proceso, particularmente la in-

fluencia del acuífero.2. Ensayar los diferentes conceptos de desarrollo. 3. Optimizar el proceso en términos de los pa-

rámetros de diseño del polímero. El modelo conceptual se construye para repre-

sentar un arreglo típico en el campo donde la vis-cosidad del petróleo cercana a 250 cp. y un espe-sor de la columna de petróleo de 45 m. El modelo contiene dos pozos productores horizontales a un espaciamiento de 86 m. La configuración óptima de pozos y el diseño del polímero en el

Reducción del Corte de Agua en el Proyecto de ASP Daqing en China


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modelo conceptual se probaron en un sector del modelo geológico. El modelo se usó para estu-diar el impacto de algunas de las incertidumbres claves y para generar las predicciones usadas para las facilidades y en la evaluación económi-cas. El sector contenía 3 productores, con una longitud típica de alrededor de 400 m.

Opciones de desarrolloLa existencia de productores horizontales

en el tope de la formación y la presencia de un acuífero de fondo muy grande favorece el uso de inyectores horizontales. Además, un volumen de polímero se requiere para alcanzar una bue-na eficiencia de desplazamiento. La inyección de un polímero viscoso a un caudal económico razonable en un pozo vertical resulta muy reta-dora. Se probaron una serie de escenarios. Los diferentes incluyen la ubicación de los nuevos inyectores en la columna de petróleo, entre ellos: inyectores en el CAP y entre los producto-res, inyectores en el contacto debajo de los pro-ductores, inyectores en el tope del yacimiento e inyectores en la mitad de la columna entre los productores. La racionalidad de los escenarios es proveer un balance entre las pérdidas en el acuífero y la exposición de la columna de petró-leo al polímero.

Resultados de las simulaciones Los resultados de las simulaciones indican

que la colocación del inyector en la mitad de la columna de petróleo de los productores produce el mejor resultado y además tiene menor efecto en la inyectividad del polímero y en el caudal de producción de líquido. La reducción de la inyec-

ción conduce a la desaceleración del recobro de petróleo y por lo tanto de la economía. El proce-so depende que se genere una fuente creada por los productores para movilizar el polímero hacia arriba y minimizar las pérdidas de polímeros en el acuífero.

Un ejercicio de optimización determinó que el mejor diseño del proceso en términos de ubi-cación del inyector en la columna de petróleo sería más profundo tal que más de la mitad, el 60% de la columna de petróleo se encuentren encima del inyector. Los mejores resultados se obtuvieron con una inyección de un volumen de 1.25 VP de soluciones de polímeros de alto peso molecular de viscosidad de 93 cp. A una concentra-ción de 1750 ppm de polímeros a la temperatura del yacimiento y a un esfuerzo de corte de 1 seg1.

Riesgos claves• Incertidumbres geológicas luego baja eficiencia

de conformación.• Inyectividad. Bajas caudales de inyección. • Perfil de flujo en los pozos verticales y horizon-

tales. Baja eficiencia debido a pérdidas de polí-meros hacia el acuífero.

Estudios de Laboratorio El estudio de laboratorio se planifica para pro-

veer la viabilidad del polímero a escala de laborato-rio en un núcleo a escala para lograr información que luego se pueda extender al campo. Algunos experimentos claves son:• Pruebas de desplazamiento.• Pruebas extensas de inyectividad.• Reología de la solución de polímeros en los

Blanketing gas

Dry Polymer

Polymerslicing unit

Maturation TankApplication pumpWater

Process

Vent

Figura 3. Esquema de un Equipo de Inyección de Polímeros en el Campo


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núcleos en el laboratorio como data de entrada a las simulaciones.

• Adsorción del polímero y volumen poroso inac-cesible.

• Medidas de dispersión o grado de mezcla del po-límero en el agua.

Pruebas de Inyectividad del Polímero Se recomienda efectuar una prueba de inyec-

ción por un mes en un productor horizontal para determinar el caudal de inyección bajo condicio-nes del yacimiento lo cual se usa para predecir la inyección real en el campo. Un registro de produc-ción se debe probar a lo largo del pozo horizontal.

Prueba de campo o Objetivo

Reducir los riesgos e incertidumbres asociadas con el desarrollo y adquisición de parámetros que se puedan usar durante la prueba de campo. La prueba piloto permitirá:• Reducir incertidumbre sobre inyectividad y la

eficiencia del barrido• Probar el proceso operacional• Los resultados permitirán la puesta en práctica

del proyecto fullfield.

o Diseño de la Prueba de CampoLa prueba comprende la perforación de 3 nue-

vos inyectores y dos productores confinados selec-cionados de los pozos existentes e igualmente dos pozos observadores se perforan profundos en el acuífero que permitan monitorear la pérdida del polímero en el acuífero y el barrido vertical con trazadores, muestreo y registros de resistividad. Los pozos horizontales permitieron medir el ba-rrido horizontal.

La localización de la prueba se basó en una serie de criterios aplicados en áreas y pozos que incluye:• Consideraciones de superficie• Disponibilidad de buenos datos• Buena intensidad de toma de datos• Áreas donde la geología es representativa del

campo• Buenos espesores de petróleo• Arreglo uniforme de pozos• Pozos con producción madura y tendencia de

Producción establecida• Registros que puedan ser tomados.

o Diseño de CompletacionesEl objetivo es inyectar al mayor caudal posible

bajo las condiciones de la matriz, los inyectores deben ser capaces de tener la habilidad para dis-tribuir el polímero en el yacimiento y lograr el monitoreo de los pozos y el yacimiento. Se utilizan equipos especiales para la completación de los po-zos inyectores. Otra opción de completación son

las válvulas de control de flujo, ICD, que pueden ser controladas desde la superficie.

o Facilidades de SuperficieLos dos sistemas de facilidades principales

son el sistema de preparación del polímero y la dilución e inyección del mismo. Se utiliza una so-lución madre con una concentración de alrededor de 15000 ppm y es aproximadamente el 17.5% del volumen de agua de inyección. Dicha solución ma-dre se diluye para lograr la concentración que per-mita una inyectividad óptima. El agua será filtrada a 5 micrones previa a mezclarla con el polímero seco para evitar floculación. Lo importante es lo-grar una mezcla homogénea madura. Una vez que la solución madre ha madurado se filtra a 25 a 50 micrones para prevenir los ojos de pescado de po-límeros y que un polímero no disuelto vaya al pozo de inyección. La solución madre madura se inyecta nuevamente para tener un control de la cantidad de solución de polímeros inyectada. Un esquema de las facilidades se muestra a continuación.

o Ejecución y Gerencia de Campo La estrategia de producción para el concepto

de polímeros es crear un sumidero en los pro-ductores tales que las pérdidas al acuífero se mi-nimicen. Sin embargo, se anticipa que la produc-ción actual se balancea contra la inyección. Los pozos productores para el monitoreo son muy selectivos. La inyección de polímeros general-mente se realiza a lo largo de todo los pozos in-yectores horizontales. Para que el polímero sea efectivo necesita barrer en forma más completa. La pérdida del polímero hacia el acuífero debe reducirse al mínimo.

La estrategia de inyección es inyectar tanto polímero como sea posible en la zona petrolífe-ra del yacimiento al mismo tiempo minimizar la degradación del polímero, monitorear el perfil de inyección en el pozo y en la cara de la are-na mediante un medidor DST permanente que se debe considerar en las pruebas de campo. Al menos dos perfiles de monitoreo se requieren, uno durante la inyección de polímeros, uno al inicio de la inyección de polímeros y otro 1 o 2 años después.

ConclusionesSe presenta la planificación de un proyecto

de la inyección de polímeros para un yacimien-to con petróleos pesados en un yacimiento con un empuje de agua activo. La temperatura y la salinidad generan unas condiciones apropiadas para este proceso EOR. Las simulaciones indi-can que los inyectores deben ser colocados entre los productores y un poco más profundo que a la mitad de la columna de petróleo tal que tales


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pérdidas de polímeros hacia el acuífero se mini-miza y una buena porción del petróleo encima del inyector, este expuesto al volumen de la in-yección de polímeros. Los mejores resultados de la simulaciones se logró cuando se inyecta 1.25 VP de un tapón de polímeros de 93 cp. El proce-so requiere una intensa actividad de laboratorio para el seguimiento.

Caso Pelican Lake en Canada3

El yacimiento de petróleo pesado Pelican Lake localizado al noreste de Alberta Canadá, ha tenido una historia destacada desde su des-cubrimiento en los primeros años de 1970. La producción inicial de los pozos verticales fue muy pobre debido a un espesor muy pequeño, menor de 5 m. y muy elevada viscosidad, entre 600 y más 40000 cp. El campo empezó alcanzar su potencial completo con la introducción de los pozos horizontales y fue uno de los primeros de-sarrollados con esta tecnología. Con un factor de recobro menos del 10% y varios millones de barriles en sitio el beneficio de un proceso EOR sería muy elevado.

Inicialmente la inyección de polímeros no fue considerada como una tecnología EOR viable hasta que vino la idea de combinar con pozos horizontales. El primer piloto no fue exitoso en 1997 pero las lecciones de la falla permitieron lo-grar un segundo piloto exitoso en el 2006. La res-puesta a la inyección de polímeros en este piloto

fue excelente, la producción de petróleo subió de 43 a 700 BOPD manteniéndose alto por 6 años hasta la fecha y el corte de agua ha sido general-mente menor del 60%.

La invasión con polímeros se ha aplicado co-múnmente en petróleo con gravedad liviana y mediana y en general los análisis de criterios de selección limitan su uso a petróleos con viscosi-dades menores de 150 cp. Pelican Lake es la pri-mera aplicación exitosa de la invasión con polí-meros en viscosidades de petróleo mayores de 1000 a 2500 cp. y como tal abre nuevas vías para el desarrollo de recursos de petróleos pesados que no son accesibles a los métodos térmicos.

ResumenEl campo Pelican Lake localizado a 250 km

de Edmonton, Canadá, fue descubierto en 1978 y empezó su producción en 1980, cubre un área de 177000 ha con 6 billones de barriles de OOIP, con una recuperación primaria menor del 7% re-presenta un importante objetivo para los proce-sos EOR, además es un reto también por el bajo espesor de la formación.

Características del Yacimiento El yacimiento es una formación de arenisca

con un acuífero en la parte baja. El yacimiento está compuesto de arenas no consolidadas que consiste principalmente de cuarzo y sílice. El tamaño de los granos son gruesos arriba y gra-nos muy finos y lutitas en la base. El yacimiento

Desarrollo de un Proyecto de Polímeros en Canada Figura 4. Desarrollo de un Proyecto de Polímeros en Campo Pelican Lake


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tiene en general excelentes propiedades petrofí-sicas con porosidades entre 28 y 32% de porosi-dad y k que varía entre 300 y 3000 cp.

HistoriaEl mecanismo de agotamiento del yacimien-

to es empuje por gas en solución pero la presión inicial fue muy baja y el gas disuelto también era bajo, y hay muy poco gas disuelto tal que hay poca energía en el yacimiento, luego el recobro primario es bajo entre 5 y 10% del OOIP y como el espesor es bajo, luego las producciones pri-marias tenían producciones menores de 30 BPD generalmente declinando rápidamente a menos de 10 BPD y baja producción acumulada, en promedio fue menos de 28000 B por pozo. In-tentaron inyección de vapor e inyección de aire sin mucho éxito. Después de perforar 200 pozos la producción diaria fue de 1260 BPD de 87 pozos y la opción parecía limitada.

Perforación Horizontal en Pelican LakeSe desarrolló la perforación de varios pozos ho-

rizontales y las producciones fueron mayores que el caso de pozos verticales

Procesos IOR y EOR en Pelican LakeSe analizaron procesos térmicos y químicos

donde los primeros no pasaron el análisis de selec-ción debido al pequeño espesor de la formación. Luego se exploró el uso de químicos tal como el de invasión con polímeros que se adapta bien a Peli-can Lake a excepción de la viscosidad del petróleo con el beneficio del uso de pozos horizontales que puede ser de ayuda con el problema de la baja in-yectividad de las soluciones de polímeros con muy altas viscosidades así la idea de polímeros en Peli-can Lake fue considerado de potencial interés.

Prueba PilotoEl piloto consiste en tres pozos horizontales de

1250 m. de largo, uno de ellos es el pozo inyector entre dos pozos productores similares separados 150 m. Los tres pozos se abrieron a producción hasta se inició la prueba piloto. Las líneas de inyec-ción y el pozo fueron cubiertos con epoxi para pre-venir la contaminación del polímero por hierro. Al inicio se observó que el objetivo de la viscosidad del polímero no se logró y que la prueba no fue apropiada por que la muestra no había sido cerra-da herméticamente y el hierro había precipitado.

Los resultados prácticos fueron que la viscosi-dad del polímero no tenía que ser tan alta como se pensó para mejorar la relación de movilidad solu-ción de polímero petróleo.

En algunas de las áreas de Pelican Lake se lle-varon a cabo procesos de inyección de agua incre-mentando el recobro hasta el 12% y fueron a la fase comercial en 2004.

Operaciones del piloto y resultadosLa inyección de polímeros se inició en mayo

2005 con una viscosidad objetivo de 20 cp. co-rrespondiente a una concentración de 600 ppm, que fue reducida a 13 cp. al final de agosto 2005. El caudal de inyección inicial fue 930 BPD/pozo que fue luego reducida a medida que la presión aumento en el arreglo.

El segundo aspecto importante fue la baja relativamente moderada del corte de agua para los tres pozos especialmente comparado con la experiencia en la prueba piloto de inyección de agua.

Las presiones de inyección en el cabezal au-mentan más rápidamente que las predicciones de las simulaciones lo cual se ha producido por un número de factores tales como suposiciones incorrectas de las k, compresibilidad o kr.

Como una medida de precaución contra el ta-ponamiento, el polímero se cambió por uno de menor peso molecular, luego la concentración se aumentó para mantener la viscosidad.

Extensión de la invasión con polímerosA pesar de los resultados se decidió extender

la invasión de polímeros a un área mayor la cual se llevó en etapas. Los pozos se perforaron en un espaciamiento de 200 m y luego se redujo para mejorar el recobro. Los pozos no se habían perforado en arreglos luego se adaptaron a la geometría de los pozos existentes. Igualmente se llevaron a cabo esfuerzos para reducir la sali-nidad del agua.

La inyección de polímeros y pozos Se ha ensayado la inyección de polímeros con

pozos productores multilaterales. La distan-cia entre los brazos fue aproximadamente 350 a 375 m, luego se agregó un pozo de inyección recientemente al sur. Un pozo llegó a producir 1813000 Barriles de Petróleo comparando con el promedio de 28000 por los primeros pozos lo cual claramente indica el impacto del uso de la tecnología apropiado. Un segundo multilateral

Formación Lloydminster Marin

Cretáceo grano fino a medio, 80 – 90% arena cuarzo,

Permeabilidad 1,000 mD

Porosidad 27% min. to 33% max.,promedio = 30%

Sw en la zona de petróleo, 26% min.

Presión inicial del yacimiento ~6,800 kPa

Viscosidad del Petróleo 600 to 2,000 cP (14 API)

Tabla 1: Características del Yacimiento4,


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está respondiendo de la misma manera.

Áreas de más alta viscosidadLas pruebas de la invasión de polímeros en

zonas de más alta viscosidad se iniciaron en el año 2007, luego los resultaron fueron nota-

blemente diferentes a los correspondiente con menos viscosidad. La efectividad del polímero disminuye a medida que aumenta la viscosidad.

Estimación de la recuperaciónEl recobro depende del área del campo donde

se lleve a cabo desde que el proyecto se inició. El recobro estimado varía entre 15 y 21% del OOIP y 27 a 31% para espaciamiento menores.

Aumento del recobro más allá de la inva-sión con polímeros

Una porción importante del petróleo in situ aún permanece en el yacimiento. La producción acumulada representa a la fecha 296 MMbls que corresponde a un 5% del OOIP por lo que se están buscando nuevas opciones. Se está pensando en el uso de emulsiones agregando surfactantes para desplazar el petróleo pesado. También se está considerando inyectar agua caliente para reducir la viscosidad del petróleo usando dos pozos horizontales para inyectar y uno para producción a una distancia de 50 m.

ConclusionesLa historia de Pelican Lake refleja el progreso

de la tecnología de la producción de petróleos pesados y abre nuevas perspectivas para el fu-turo por la ineficiencia de los procesos térmicos para este tipo de yacimientos. La tecnología de los pozos horizontales y algunas veces los mul-tilaterales ha sido el mayor desarrollo desde los 80’ hasta el presente, la inyección de agua logró incrementar el recobro del 5 al 10% para petró-leos muy viscosos, el corte de agua fue muy alto y la eficiencia del barrido muy baja. Para el caso de polímeros no es necesario reducir la razón de movilidad a 1 para ser efectivo, se puede combi-

Figura 5. Distribución de So en los Pozos Horizontales

Parámetros

Inyectores: Productores 1:12

Longitud del arreglo, m 1,600

Ancho del arreglo, m 1,025

Profundidad, m 794

Espesor de la Arena, m 3.2 prom..

Porosidad promedio 0.29.

OOIP, SC m3 988,078

Permeabilidad horizontal (kh), mD 1,500

Permeabilidad Vertical (kv), mD 100

Permeabilidad anisotrópica, mD 700

Máximo caudal de inyección, m3/día 286

Swi 0.28

Soi 0.72

Sor 0.30

Viscosidad del petróleo muerto, mPa•s 1,128

Viscosidad del petróleo vivo, mPa•s 417

Tabla No 2. Parámetros de Ajuste Histórico de la Simulaciones4.


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nar la razón de movilidad y la inyectividad para lograr optimizar la economía donde la calidad del agua es un parámetro clave.

Campo East Bodo4

El campo East Bodo ha sido explotado por métodos primarios e inyección de agua, proce-sos de selección de EOR determinaron que la inyección de polímeros era el proceso IOR indi-cado que podría lograr un factor de recobro del 20% de OOIP después de la inyección de agua a un corte de agua del 95%. El progreso del proyecto de inyección de polímeros se llevó en cuatro etapas 1. Selección usando simulaciones y pruebas en núcleos, diseño e implementación de la prueba piloto, comportamiento del piloto y futuros pasos.

Se llevó a cabo un plan de desarrollo que in-cluye la optimización de la inyección de agua, aumentar la inyección de agua a los límites de la capa de gas, luego extender a otras zonas mayores de gas, determinar posible EOR para potenciar la invasión con polímeros, arreglar la patente de los pozos para los beneficios de los procesos EOR.

Una lista de posibles procesos considera-dos fue:1. Recuperación térmica. El espesor es muy

fino, muchas pérdidas de calor, el petróleo no es lo suficiente viscoso para formar una

cámara estable, la combustión in situ en un piloto vecino generó pobres resultados.

2. Procesos miscibles. Los costos son muy altos no es económico.

3. Microbial no muy utilizado, monitorear an-tes de continuarlo.

4. Inyección de agua: los análogos han recupe-rado un 20% del OOIP y existen las preocu-paciones con las canalizaciones viscosas en la inyección de agua

Las propiedades del yacimiento son:El proceso ASP necesita agua de mejor cali-

dad, mayores costos, luego la inyección de po-límeros era la más promisora para investigar primero.

Se efectuaron pruebas de laboratorio las cua-les fueron ajustadas usando el simulador STARS. Las viscosidades del petróleo, agua y solución de polímeros eran 950, 1 y 25 cp. Las curvas de kr fueron modificadas para lograr el ajuste histó-rico. Los parámetros del núcleo fueron usados para calibrar la simulación de campo.

Simulaciones de campo Para demostrar el potencial del piloto de

polímero se aplicó a un arreglo de inyección de agua, luego se optimizó con pozos horizontales en una sección no desarrollada del yacimiento.

Conversión del arreglo de inyección de

Figura 6. Factores de Recobro vs vol. de agua inyectada calculados por Simu-laciónSimulaciones de Inyección de Polí-meros en 2 Capas y Flujo Cruzado

Mob

ile o

il re

cove

red,

%

1001000 cppolymer 100 cp polymer

10 cp polymer

1 cp water

1 cp water1000 cp oil,

908070605040302010

00.01 0.1 1 10 100

Two-layers,Free crossflow,

North Slope case

1-Sor-Swr=0.76

K1/K2=10, h1/h2=1,

Pore volumes of polymer or water injected

Fig. 5 Polymer-flood results for two layers, free crossflow,North Slope case.


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Plantas de Inyección de Polímeros en Argentina

agua al piloto de polímeros. Trece pozos de producción y uno de inyección

de agua se usaron para el ajuste del arreglo de inyección para ajustar la historia de producción de un arreglo de 1600 m de longitud y 1000 m de ancho con un espesor máximo de 6 pies. Los parámetros básicos del yacimiento son los si-guientes:

El estudio de simulación descrito en este tra-bajo refuerza que la tecnología de inyección de solución de polímeros muestra potencial mayor que los procesos térmicos, solventes y métodos microbial.

Una recuperación incremental del 20% des-pués de la inyección de agua luego que el núcleo ha sido invadido por agua con un volumen equi-valente a 1 VP y el corte de agua fue mayor del 90%.

La producción con pozos horizontales au-menta la inyectividad e incrementa la produc-ción. La combinación de la inyección de solucio-nes de polímeros y los pozos horizontales.

Seright5 examina el potencial de la invasión con polímeros para recobrar petróleos visco-sos especialmente en yacimientos donde no se pueden aplicar métodos térmicos. Los precios del petróleo altos, los modestos precios de los polímeros, el uso de pozos horizontales y la in-yección controlada sobre la presión de fractura ayudan a la extensión de la inyección de políme-ros en yacimientos con petróleos viscosos. El desarrollo de polímeros que generan soluciones con relativas altas viscosidades, las cuales son proporcionales al cuadrado de la concentración. La reducción de la inyectividad es una de las li-mitaciones principales de la invasión con polí-meros en yacimientos de petróleos viscosos lo cual puede ser mayor que el costo del polímero. Para condiciones prácticas durante la inyección de polímeros la eficiencia vertical no se espera sea dramáticamente diferente que para fluidos

newtonianos. El factor de resistencia de la so-lución de polímeros es de mayor relevancia que la reología.

Señalan que las dificultades que se presentan en Alaska para aplicar inyección de vapor por las severas bajas temperaturas y los yacimientos no poseen altas reservas de petróleo lo cual impide que este proceso sea efectivo.

Los primeros procesos de selección para la in-yección de soluciones de polímeros fueron apli-cados a yacimientos con petróleos con viscosi-dades entre 10 y 150 cp. Esto referido a precios del petróleo menores que los actuales. Muchos cambios se han producido desde esa fecha cuan-do estos procesos de selección se llevaron a cabo por vez primera. Los precios del petróleo subie-ron notablemente alcanzando valores por enci-ma de 100 US$/Barril mientras que el precio de los polímeros se ha mantenido a precios razona-bles. Igualmente la viscosidad de las soluciones de polímeros han aumentado notablemente de-bido al incremento de los pesos moleculares y por la incorporación de monómeros especiales dentro de los polímeros. Estas observaciones no son válidas a los precios actuales del petróleo por eso es necesario tomarlo en cuenta.

Debido que las soluciones de polímeros son más viscosas que el agua, las presiones de in-yección son mayores durante la inyección de polímeros y se pueden generar fracturas pues la presión puede ser mayor que el límite de la formación.

Bajo ciertas circunstancias a presiones mayo-res que la presión de fractura se puede aumen-tar la inyectividad de la soluciones de polímero, se reduce el riesgo de la degradación mecánica y se aumenta la eficiencia del barrido. Esto se ha comprobado en el caso de campo en Daqing2 el proyecto más antiguo de inyección de políme-ros. Se supone que las limitaciones de inyectivi-dad requiere el uso de pozos horizontales donde


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ocurre flujo lineal que genera presiones meno-res que en pozos verticales.

Consideraciones para la Inyección de Polí-meros

Muchos factores son importantes durante la invasión con polímeros; la litología, la es-tratigrafía, las heterogeneidades importantes tales como fracturas, distribución del petróleo, arreglos de pozos y distancia entre pozos. En cuanto a los polímeros son importantes los costos, resistencia a la degradación, tolerancia a la salinidad y como se degrada la concentra-ción de polímeros en el agua posterior al banco de polímeros.

Las velocidades de los frentes para un pozo fracturado varía entre 0.01 y 0.2 píes/día para un inyector fracturado y 0.01 para la distancia entre dos pozos horizontales. Para este rango de flujos, los HPAM muestran comportamien-to newtoniano.

La reducción de la Sor durante la inyección de soluciones de polímeros se aproxima a la Sorw durante un proceso intensivo de inva-sión con agua, el cual se puede obtener de las medidas con invasión con agua y soluciones de polímeros.

Simulaciones de los cálculos del flujo frac-cional

Es necesario tener en cuenta que muchos simuladores usan valores por default que de-ben ser revisados pues muchas veces son muy optimistas en cuanto a los esfuerzos de corte que produce cálculos optimistas de la inyecti-vidad. El efecto de flujo cruzado en ocasiones calcula valores de recobro similares a los que corresponden cuando el mismo no existe. En general es conveniente tomar esto en consi-deración. Algunos cálculos de simulaciones se muestran a continuación.

Se ha comprobado que las soluciones de polímeros reducen la movilidad de la zona in-vadida más allá de lo que se considera en base a la viscosidad. La reducción incremental es causada por el mecanismo de entrampamien-to de los polímeros de alto peso molecular. Sin embargo, esto no se observa a nivel de las apli-caciones de campo debido al manejo de dichas soluciones a nivel de superficie generando con el flujo a altas velocidades, degradación de las moléculas de alto peso molecular res-ponsable de la reducción de la permeabilidad. Las moléculas muy grandes son retenidas por entrampamiento mecánico en los poros y son extraídas antes de que entre en la formación.

Buciak et al6 presentan la experiencia de una curva de aprendizaje de 5 años para redu-

cir los costos por barril en un proyecto piloto de invasión con polímeros en un proyecto ma-duro de inyección de agua que relaciona po-zos inyectores, productores, gerencia de yaci-mientos, entre otros. El propósito del trabajo es describir la curva de aprendizaje durante los últimos 5 años en lugar de la respuesta a la inyección de polímeros para considerar su extensión a otros campos sometidos a inyec-ción de agua.

El campo petrolero Diadema está localiza-do en el Golfo de San Jorge en porción sures-te de Argentina. El campo está operado por CAPSA una productora petrolera Argentina que tiene 480 productores y 270 inyectores. La empresa ha venido operando el proyecto de la inyección de agua por más de 18 años y la técnica produce el 82% de la producción del campo, aproximadamente 6000 BPD. La pro-ducción de petróleo ha aumentado a produc-ción de petróleo ha aumentado y ha reducido la producción de agua mediante la inyección de soluciones de polímeros. La producción de petróleo ha aumentado 100% con una reduc-ción aproximada de producción de agua del 15%. La experiencia en el proceso ha permiti-do mejorar la tecnología de los pozos produc-tores con PCP para disminuir los tiempos de cierre y el número de intervenciones a pozos. La idea es extender el proyecto a otros cam-pos.

Las figuras 2 y 3 debajo muestran la magni-tud y equipos necesarios para la inyección de polímero en un caso de campo en Argentina presentado en la referencia6.

La curva de aprendizaje El piloto tiene un costo inicial alto con las in-

versiones en facilidades, alto costo de la labor directa y consumo significativo de polímeros. Además, varios problemas se han presentado en los últimos 5 años. Estos aspectos deben ser resueltos y optimizados para desarrollar un po-sible plan de extensión a otras áreas.

Técnicas utilizadas Geles para mejorar la eficiencia del barrido

vertical y modificar el perfil de inyección.

Resultados 1. El tratamiento con geles fue exitoso. 2. El uso de soluciones concentradas es una ven-

taja del sistema de presión, ahorrando ener-gía.

3. Los iones divalentes son los agentes principa-les que producen degradación de la solución de polímeros, disminuyendo las viscosidades y mejorando la economía.


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1. Al Azri, E. et al.: Polymer Injection in Heavy Oil Re-servoir under Strong Bottom Aquifer, Oman Trabajo No. SPE 129177 presentado en la Conferencia de Petróleo y Gas en Asia Occidental de EOR del SPE celebrada Muscat, Oman 11-13 Abril, 2010.

2. Pu Hui y Xu Qinglong. An Updated and Perspecti-ve on Field Scale Chemical Floods in Daqing Oil field China, Trabajo No 118746, presentado en la Reunión Anual del 2009 en el Medio Oriente celebrada den Ba-hrain, Marzo 2009.

3. Delamaide, E. et al.: Pelican Lake Field: First Suc-cessful Applications of Polymer Flooding in a Heavy Oil Reservoir, Trabajo No. 165234 presentado en la

Conclusiones Los casos de campo presentados en este tra-

bajo permiten concluir que el proceso de inyec-ción de soluciones de polímeros posee muchas oportunidades en yacimientos y petróleos que

Conferencia de EOR en Kuala Lumpur, Malasia, 2 4 de Julio, 2013.

4. Wassmuth, S. R. et al.: Polymer Flood Application to Improve Heavy Oil Recovery at East Bodo, JCPT, Volume 48, No. 2. Febrero 2009.

5. Seright, R. S.: Potential for Polymer Flooding Re-servoirs with Viscous Oils, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Agosto 2010, pages. 730-740.

6. Buciak, J. et al.: Polymer Flooding Pilot Learning Curve: 5+ Years Experiences to Reduce Cost per In-cremental Oil Barrel, Trabajo No. SPE 166255, pre-sentado en la Reunión Anual del SPE celebrada en New Orleans, USA, 30 September-2 de Octubre 2013.

REFERENCIAS

anteriormente se consideraron imposibles pro-ducto de mejores tecnologías en la fabricación de polímeros así como experiencias de laboratorio y campo que han permitido estos avances.


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Cuando nos referimos a recupera-ción mejorada de petróleo (En-hanced Oil Recovery-EOR) exis-ten un sin número de conceptos y explicaciones sobre el tema. A criterio de los autores uno de los

conceptos que ofrece mayor claridad para su correcto entendimiento es el propuesto por el National Institute for Petroleum and Energy Research1 que define a la recuperación mejorada de petróleo de la siguiente manera:

“Es la aplicación de varios métodos y téc-nicas con el fin de incrementar la cantidad de petróleo recuperado de un yacimiento, más allá de la cantidad de petróleo recuperable con recuperación primaria y secundaria”.

El Screening o selección de tecnologías EOR corresponde a una de las etapas tempranas de consolidación de un proyecto de recuperación mejorada, en la cual se realiza un estudio com-parativo, histórico y correlacional de varios pa-rámetros petrofísicos y condiciones del reser-

vorio en aquellos proyectos cuyo resultado de aplicación de una tecnología EOR ha sido exito-so, permitiendo establecer qué tipo de tecnolo-gía EOR posee un mayor porcentaje de aplicabi-lidad en un determinado campo.

Es importante tener en cuenta que los re-sultados arrojados por el proceso de Screening constituyen una guía al momento de ejecutar un proyecto de EOR, estos resultados son co-rroborados con pruebas de laboratorio previo al proceso de Modelamiento del campo y al diseño del plan piloto.

En Ecuador el número de campos maduros va en aumento y en los años venideros este he-cho se mantendrá2. Es por esto que se requiere contemplar la posibilidad de la aplicación de téc-nicas de recuperación mejorada que se ajusten a las características propias de nuestros reser-vorios con el fin de incrementar el volumen de petróleo recuperado.

El objetivo principal del artículo es poner en conocimiento de la comunidad hidrocarburífera

Parámetros Métodos EOR

Gravedad API

Viscosidad

Composición del petróleo

Saturación del petróleo

Tipo de formación

Espesor de la zona de interés

Permeabilidad promedio

Profundidad

Temperatura

Inyección de gas

CO2

Nitrógeno

Hidrocarburos

Gas inmiscible

Métodos químicosPolímeros

Álcalis-Surfactante-Polímero (ASP)

Métodos termalesCombustión en sitio

Inyección de vapor

Minería

EOR DETECT: software para screening de recuperación mejorada de petróleoAutores: José Eduardo Bolaños Zárate y Gustavo Raúl Pinto Arteaga.

1. National Institute for Petroleum and Energy Research. (1986). ENHANCED OIL RECOVERY INFORMATION. Bartlesville, Oklahoma: NIPER.2. SPE Ecuador. (2013, AGOSTO 16). AIHE. Retrieved from http://www.aihe.org.ec/index.php?option=com_content&view=article&id=353:la-industria-petrole-

ra-debe-iniciar-el-desarrollo-sistematico-de-proyectos-de-recuperacion-mejorada-de-petroleo&catid=74:noticias-aihe-y-asociados&Itemid=11

Tabla 1 Parámetros vs Métodos EOR

Gustavo Raúl Pinto Arteaga. Ingeniero de Petróleos. Dipl. Sup. Alta Gerencia en Negociación Petrolera. Magister en Ingeniería de Petróleos Opción Producción. Universidad Central del Ecuador.

José Eduardo Bolaños Zárate. Ingeniero de Petróleos Universidad Central del Ecuador.


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el desarrollo de un software para Screening de EOR considerando que en nuestro país la aplica-ción de tecnologías EOR aún es un tema nuevo y a pesar de que existen softwares comerciales para selección de métodos o Screening, hasta ahora no se había desarrollado una herramienta nacional.

Para el desarrollo del software se parte del es-tudio realizado por Taber, Martin, & Seright so-bre los Criterios para Screening3. En este constan 9 métodos de recuperación mejorada de petróleo, cuya selección depende de rangos establecidos para 9 parámetros petrofísicos y de fluidos4.

Los parámetros establecidos por Taber para efectos de la realización del proyecto fueron ac-tualizados y redefinidos conforme a datos de proyectos EOR a nivel mundial que se lograron obtener durante el proceso de investigación.

EOR DETECTEl software fue bautizado como EOR DE-

TECT. En la Ilustración número 1 se muestra la pantalla de inicio e icono del software.

El programa fue desarrollado en lenguaje de programación C++, funciona sobre el siste-ma operativo Windows 7 en adelante y requie-re adicionalmente que se encuentre instalado Microsoft .NET Framework 4 para su correcto

3. Taber, J., Martin, D., & Seright, R. (1997). EOR Screening Criteria Revisited-Part 1 : Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects. New Mexico Petroleum Recovery Research Center: SPE Reservoir Engineering,

4. Taber, J., Martin, D., & Seright, R. (1997). EOR Screening Criteria Revisited-Part 2: Applications and Impact of Oil Prices. New Mexico Petroleum Recovery Research Center: SPE Reservoir Engineering

Ilustración 1 Pantalla de Inicio EOR DETECT

funcionamiento.Posee una interfaz de usuario sumamente

amigable y fácil de usar que permite realizar el proceso de Screening de una manera rápida.

Para su uso se requiere ingresar la informa-ción básica para caracterizar el reservorio como se muestra en la ilustración número 2 y procede a realizar un análisis gráfico que permite compren-der por qué un método podría o no funcionar bajo las condiciones ingresadas y calcula un por-centaje de aplicabilidad y lo jerarquiza.

Los colores que el análisis visual brinda, como la ilustración número 3 nos muestra.

Estos colores corresponden a las condiciones obtenidas con los datos ingresados representan-do cada uno de los colores una condición como se detalla a continuación:

Validación de su funcionamientoEl punto de partida fue el ingreso de los datos

de 18 campos, que empezaron la aplicación de tecnologías EOR en 1975 obteniendo resultados de su aplicación en 20055. Estos datos se obtuvie-ron de las publicaciones de la SPE.

En todos los casos los resultados arrojados por el software con respecto a la mejor tecnología EOR a ser aplicado, bajo las condiciones con las que el reservorio es caracterizado, fueron los mismas tecnologías con las cuales las publicaciones indi-

Ilustración 3 Análisis Visual EOR DETECTIlustración 2 Interfaz de usuario EOR DETECT

Tabla 2 Colores y significados. Análisis visual EOR DETECT

Color SignificadoAzul Condiciones óptimas

Verde Condiciones de trabajo

Amarillo Condiciones mínimas

Rojo Condiciones no adecuadas


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caban que el campo analizado en el que se aplicó EOR fue exitoso.

Una de las validaciones más relevantes se la realizó con los datos de publicaciones anterior-mente mencionadas tanto en el software comer-cial ©EORgui de la empresa Petroleum Solutions contrastándolas con el software desarrollado EOR DETECT. En los dos softwares se obtuvo los mismos resultados para la selección del mejor método EOR.

Surgieron diferencias en la jerarquización a partir de la selección de la segunda mejor tecno-logía a ser aplicada, una posible explicación del porqué de esas diferencias se explica a continua-ción.

EOR DETECT coteja 9 métodos EOR mientras que EORgui únicamente considera 8 métodos EOR.

A pesar de que Taber sugiere que ASP fun-ciona con profundidades >9000 lo que se pudo confirmar a través de la investigación realizada que permitió redefinir este parámetro, EORgui lo define como < 9000.

EOR DETECT acoge el criterio de Taber para la inyección Polímeros definiendo un rango funcio-

nal para la saturación en un valor >50, EORgui lo define como >70.

EORgui al parecer no toma en cuenta como funcional aquellos factores que han sido defini-dos como no críticos o de rango amplio.

El hecho que EOR DETECT posee rangos fun-cionales que han sido modificados durante la rea-lización de la fase de investigación para el desa-rrollo del mismo.

El futuro de EOR DETECTSe pretende continuar con el desarrollo de

este software, para así poder implementar módu-los específicos destinados a cada uno de los méto-dos EOR e incorporar nuevos parámetros discri-minantes como son la salinidad, inclinación del reservorio, mojabilidad entre otros destinados a identificar la mejor tecnología EOR a ser apli-cada. Así también como la posibilidad de imple-mentar un módulo para análisis económico.

Lograr que EOR DETECT forme parte de un proyecto EOR a ser desarrollado en Ecuador y ser un software versátil que se ajuste a los requeri-mientos del usuario.

5. Awan, A., Teigland, R., & Kleppe, J. (2008). A survey of North Sea Enhanced Oil Recovery projects initiated during the years 1975 to 2005. Houston: SPE.

Calle de Las Acacias 7A y Buganvillas, La Viña Tumbaco - Quito

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Prestación de servicios de exploración geofísica, trabajo de topografía, perforación, registro y obtención de datos sísmicos y otros similares de la industria petrolera.


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PER

FO

RA

CIÓ

N La vibración excesiva de la sarta de perforación puede provocar fallas del montaje de fondo de pozo (BHA), desgaste prematuro de los equipos y mala calidad del hoyo. Hay tres tipos principales de vibración: axiales, la-

terales y de torsión, con la sarta de perforación teniendo seis grados de libertad. Hay muchos fac-tores que afectan y determinan la vibración de la sarta de perforación; desde los parámetros ope-rativos y el diseño y estabilidad del ensamblaje de fondo de pozo (BHA), hasta las características de las estructuras geológicas y la trayectoria del pozo 1,2.

Las vibraciones son la principal causa de falla del BHA, el desgaste prematuro de los equipos de fondo, la obtención de geometrías burdas del hoyo y dificultan mantener la dirección o ángulo de trayectoria de la broca1,2. Inclusive, la dinámi-ca de la sarta de perforación y las vibraciones, junto con otros factores, pueden constituirse en causas que complican o limitan la perforación ex-tendida3.

Entre los efectos perjudiciales que pueden ge-nerar las fuertes vibraciones del BHA están los giros por reacción hacia atrás (también se conoce como efecto resorte o entorchamiento de la sarta) que produce tensiones de flexión muy altas, los impactos contra la pared del pozo que tienden a provocar cambios en el calibre del hoyo causando problemas tanto con el control direccional como con la medición de parámetros y la corrida de re-gistros, y los impactos de la sarta de perforación que pueden conducir a un aumento en el torque necesario para perforar la formación y que afec-tan negativamente la tasa de penetración (ROP). La vibración perjudicial de la sarta tradicional-mente se ha asociado con el comportamiento de resonancia del BHA. Mediante el análisis armó-nico de la sarta se han propuesto estrategias para controlar las vibraciones basadas en la regulación de la velocidad de rotación y la variación del peso en la broca. Las vibraciones de fondo de pozo, sin embargo, son fenómenos no lineales que hacen difícil y poco fiable su predicción2.

Con el desarrollo y el uso de los motores direccionales de fondo que se inició desde la década de 1990, y el desarrollo de las nuevas tecnologías de ampliación de hoyo y su uso durante la perforación conocido como Rea-ming While Drilling (RWD), los problemas causados por las fuertes vibraciones perju-diciales han incrementado. Por ejemplo, la tecnología de RWD se ha convertido en una práctica común en la perforación de pozos, la misma que permite de forma simultánea per-forar un agujero piloto y ampliarlo mientras se avanza con la perforación. Esta operación proporciona muchos beneficios en ahorro de costos para el operador. Sin embargo, la ex-periencia con esta operación y otras nuevas tecnologías y prácticas de perforación que proporcionan ahorro en costos, han puesto en evidencia nuevos problemas asociados a la excesiva vibración que pueden minimizar estos ahorros y contribuir a generar tiempo no productivo innecesario (NPT) o daños no intencionales a las herramientas que confor-man la sarta de perforación.

Uno de los principales problemas con el RWD está relacionado con la dinámica del BHA que causa fuertes vibraciones. En la perforación RWD, tanto la broca como la fresa ampliadora tienen cortadores que actúan contra la forma-ción en forma independiente pero simultánea, y con velocidades tangenciales de corte y esfuer-zos distintos por la diferencia de diámetro de los hoyos que se están perforando a un mismo tiem-po. Por otra parte, adelante en la perforación, la broca puede a menudo estar perforando un tipo de formación diferente a la formación que está ampliando la fresa que se coloca más arriba en el BHA. La dinámica de un BHA complejo, junto con las estructuras de corte separadas que inte-ractúan con diferentes formaciones, amplifican las vibraciones y a menudo causan graves daños al BHA, resultando en bajas tasas de penetración (ROP) y NPT.

Para disminuir los choques de alta energía per-judiciales se debe reducir el contacto con el pozo

Mitigación de vibraciones para prevenir daños

en el BHAAutores: José Luis Ziritt e Katie Poché

Katie Poché.Ingeniera Mecánica

de la Universidad de Louisiana. Trabaja en

Frank´s International en Lafayette en la División

de Tecnologías de Perforación.

José Luis Ziritt.Ingeniero en Petróleos

de la Universidad de Zu-lia. Tiene un Doctorado en Mecánica Física en el Instituto Francés del

Petróleo y en la Universi-dad Bordeaux I Gerente de Frank’s International, es docente de la Univer-sidad Estatal Península

de Santa Elena


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o desacoplar el movimiento giratorio y transver-sal de la sarta de perforación. Esto puede hacerse modificando el BHA o reduciendo al mínimo el número de estabilizadores utilizados. Los pará-metros de perforación también se pueden ajustar y optimizar basados en mediciones en tiempo real de los choques en el fondo de pozo2. A me-nudo se utilizan estudios de optimización para entregar un BHA más estable que distribuya co-rrectamente la energía en el sistema entre la bro-ca y la fresa, y reduzca al mínimo las vibraciones perjudiciales4. También el uso de herramientas mecánicas de mitigación de vibraciones ayuda a prevenir los daños al BHA por vibración y man-tiene los parámetros de perforación altos para maximizar la eficiencia. La combinación de los estudios de optimización, junto con el uso de he-rramientas mecánicas de mitigación de vibracio-nes permite al operador obtener un importante ahorro de costos durante el proceso de RWD.

Las herramientas mecánicas de mitigación de vibraciones comúnmente utilizadas se ba-san en el principio de funcionamiento de un re-sorte amortiguado, como la suspensión de un vehículo. El amortiguador absorbe la vibración longitudinal mediante el paso de un fluido de amortiguación a través de un orificio que regu-la la velocidad de llenado de una cámara y por ende el movimiento longitudinal del amorti-guador. Una limitante de estos sistemas es que no se adaptan a los cambios en el entorno de la perforación y acumulan la energía rescatada de las vibraciones y la pasan de nuevo a la sar-ta de perforación aunque de manera más con-trolada y de menor intensidad. Una propuesta de mejora a estas herramientas es el uso de un sistema de control autónomo con un algoritmo inteligente que ajusta iterativamente la rigidez de un fluido de amortiguación magneto-reoló-gico, en respuesta a la gravedad de las vibra-ciones del BHA. La auto-adaptación busca la rigidez dinámica óptima del conjunto de per-foración para cada cambio en el entorno de la perforación5. Todos estos sistemas, sin embar-go, se basan en el uso de amortiguadores que tienen la limitante de disipar sólo las vibracio-nes longitudinales en forma longitudinal y de-vuelven las energías a la sarta de perforación.

La herramienta de aislamiento armónico (Harmonic Isolation Tool) - HI Tool™ desarro-llada por Frank´s International, ilustrada en la Fig. 1, es una herramienta novedosa de mitiga-ción de vibraciones que ayuda a disipar la ener-gía lateral y axial hacia las paredes del pozo, ayudando a prevenir el daño a los componentes del BHA y mejorando los parámetros de perfo-ración. La energía de vibración no es almacena-

da ni transferida a la sarta de perforación. Esta herramienta de aislamiento y disipación de vi-braciones ha sido diseñada para disociar cargas las dinámicas del BHA y la energía perjudicial dentro del BHA, disipándola a las paredes del pozo a través de aletas calibradas.

Otra de las virtudes del HI Tool™ es que se “dobla” o “flexiona” entre el eje superior e inferior de la herramienta, mientras que pro-porciona transferencia directa de la fuerza de rotación. Este efecto de desacoplamiento per-mite al HI Tool ™ disipar las vibraciones axiales y laterales hacia las paredes del pozo, lo que impide que la energía entre en resonancia a lo largo de la sarta, reduciendo así los daños al equipo y las fallas potenciales generadas por las vibraciones de alta frecuencia.

Un desafío durante la perforación es deter-minar la causa de la vibración y poner en prác-tica una acción apropiada antes de que haya una falla1. A través de muchos casos de estu-dio en aplicaciones de RWD, se ha observado que es la fresa ampliadora la principal fuente de vibración perjudicial para la sarta de perfo-ración. La vibración produce daños en la fresa ampliadora, y además, se desplaza hacia abajo en la sarta de perforación causando daños en los equipos de medición y registro que son sen-sibles a la vibración. El uso del HI Tool™ en el proceso de RWD permite que la energía negati-va que emana de la fresa ampliadora, se disipe hacia la formación antes de que pueda viajar por la sarta de perforación.

El siguiente caso de estudio ilustra los efec-tos derivados de la utilización de la herramienta HI Tool™ en aplicaciones de RWD, en el que las vibraciones se mitigan eficazmente y se evitan costosos NPT.

En los pozos de estudio que fueron previa-mente perforados, hubo numerosos viajes de sacada de la sarta de perforación debido a fa-llas en las herramientas de medición y registro de perforación (M/LWD), causados principal-

Fig. 1. Frank’s Harmonic Isolation Tool (HI Tool™)


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mente por las vibraciones que bajaban de la fresa de ampliación. El objetivo principal al utilizar el HI Tool™ en este caso fue proteger el BHA inferior de las vibraciones producidas en la fresa ampliadora, evitando así las fallas y los viajes de sacada. Esta fue la primera vez que la sección fue perforada y fresada simultá-neamente en un solo viaje. Como se puede ob-servar en la Fig. 2, los resultados de vibración registrados mostraron reducciones significati-vas en los choques vibracionales de nivel medio y altos (ámbar y rojo), que son los niveles de choque que normalmente causan las fallas de los M/LWD.

En otras aplicaciones, la vibración es causada durante la perforación de la formación directa-mente en la broca y esta se desplaza hacia arriba de la sarta. De nuevo, esto puede causar daños en el equipo de M/LWD y otros componentes del BHA que son muy sensibles a este tipo de vibraciones. A continuación se presenta el resul-tado de un caso de estudio en el que las vibracio-nes viajan hacia arriba de la sarta.

Fig. 2. Composición del BHA que genera vibraciones descen-dientes en la sarta con registro de vibraciones por encima

(registro azul) y por debajo (registro verde) del HI Tool™.

Fig. 3. Composición de un BHA que genera vibra-ciones ascendentes en la sarta, con instalación de cajas de registro de vibraciones por encima y debajo del HI Tool™.

En la Fig. 3 se muestra la composición del BHA en el que se instalaron dos cajas de lectura de vibraciones BlackBox™, una por debajo y otra por encima del HI Tool™ de Frank´s. La Fig. 4 muestra los registros comparados de las lectu-ras de las vibraciones obtenidas en tres diferen-tes tipos de formaciones. Las vibraciones regis-tradas mostraron una reducción significativa de las vibraciones generadas cerca de la broca (rojo) comparadas con la vibraciones medidas por en-cima del HI Tool™ (azul). Además de desacoplar la dinámica de la sarta, la reducción de las vi-braciones aumenta el contacto de la broca con la formación, perforándose un agujero más llano, de mejor calidad y geometría.

El beneficio de mitigar las vibraciones de la sarta se puede observar en la Fig. 5 y 6 que presentan respectivamente el incremento en la tasa de penetración (ROP) en una operación en Alaska y el ahorro en tiempo de perforación de secciones de 12 ¼” en un proyecto en Europa.

En conclusión, el desacoplamiento de la diná-mica de la sarta de perforación y la disipación de las vibraciones axiales y longitudinales que

Fig. 4. Registro comparativo de vibraciones medidas por encima (azul) y por debajo (rojo) del HI Tool™ en tres tipos de formaciones.


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1. Greenwood, J.A., Improvements in the Root Cause Analysis of Drillstring Vibration, SPE-178819-MS, IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, 1-3 March, Fort Worth, Texas, 2016.

2. Aldred, W.D. and Sheppart, M.C., Drillstring Vibrations: A New Generation Mechanism and Control Strategies, SPE-24582-MS, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 4-7 October, Washington, D.C., 1992.

3. Heisig, G. and Neubert, M., Lateral Drillstring Vibra-tions in Extended-Reach Wells, SPE-59235-MS, IADC/SPE Drilling Conference, 23-25 February, New

Orleans, Louisiana, 2000.

4. Breton, M.A., et. al., Solving Pre-Salt Underream Whi-le Drilling Challenge: Dynamic Simulations Optimize BHA/Cutter Block Configuration Offshore Brazil. Paper SPE-174838-MS presented at the SPE Annual Techni-cal Conference and Exhibition, Houston, Texas, 28-30 September, 2015.

5. Hutchinson, M., Automated Downhole Vibration Dam-ping, SPE-166736-MS, SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference & Exhibition, 7-9 October, Dubai, UAE, 2013.

Project

Tools

HI Tool TM

HI-1200-SHI-1200-N

12-1/4" Hole

HI Tool TM

HI-800-SHI-800-N

8-1/2" Hole

Number of Sections Drilled 22 3

Sections Drilled in One Run 17 3

Total Footage Drilled (ft) 160.284 27.750

Average Rate of Penetration - ROP (ft/hr)(% Improvement Over Benchmark )

127,8 ft/hr(69,5%)

133,7 ft/hr(77,2%)

Alaska Operations

Project

Bit type 547 547 547 447 437 437 417

Depth in (ftMD) 2,228 2,805 3,383 2,294 3,927 2,706 3,534

Depth out (ftMD) 2,805 3,383 3,960 3,927 5,042 3,534 4,970

Footage (ft)(% improvement)

495(183%)

338(193%)

251(43%)

435(149%)

Drilling hours (hr) 97 52 73.8 74.7

ROP (ft/hr)(% improvement)

5.1(70%)

6.8(126%)

3.4(14%)

5.9(96%)

Bit dull grade out 1,1,wt,hr 1,1,wt,td 2,1,wt,hr 1,2,bt,td3,4,bt,a,ct,hr

43% section time saved

Benchmark Tre-2 Tre-3

175/run

58/run

3.0

Fig. 5. Ejemplo de incremento en la tasa de penetración (ROP) en hoyos de 12 ¼” y 8 ½” usando HI Tool™ en una operación en Alaska.

Fig. 6. Ejemplo de ahorro en tiem-po de perforación de secciones de 12 ¼” usando el HI Tool™ en un proyecto en Europa.

REFERENCIAS

se producen, es una manera eficaz de reducir el desgaste prematuro de los componentes del BHA, evitando sus fallas, mejorando la calidad del hoyo, aumentando la vida útil de la broca y mejorando la tasa de penetración.

Frank´s Internacional tiene una línea de he-rramientas de perforación que se centran en la optimización de las operaciones de perforación de un pozo, disminuyendo el tiempo no produc-

tivo (NPT) y aumentando de la energía eficaz en la sarta de perforación la cual aumenta la vida útil de la broca. Hasta la fecha, hay más de 1,1 millones de pies perforados con la herramienta de aislamiento armónico HI Tool™ con excelen-tes resultados de mitigación de vibraciones, au-mentando la eficiencia de la broca y reduciendo daños y fallas en el BHA.

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Ofrecemos a nuestros clientes una visión local e internacional, soportada por el conocimiento propio, así como la tecnología y la experiencia de nuestra red global de aliados estratégicos.

¿ N e c e s i t a v e n d e r b i e n e s , m at e r i a l e s o e q u i p o s ?

El uso de técnicas de disparo, es el método más común de conectar los reservorios con el pozo. En Ecua-dor, solo con la excepción de cier-tos pozos horizontales, se podría decir que en casi la totalidad de los

pozos se usan técnicas de disparo para cumplir este objetivo.

Una técnica de disparo consiste en correr1, desde superficie hasta la profundidad de las zo-nas productoras de petróleo, cañones con cargas explosivas para posteriormente ser activados y lograr esta conexión. Estos equipos se bajan en el pozo por distintos métodos: cable eléctrico (Wireline), tubería (TCP2), Coiled Tubing o Slickline.

Las técnicas de disparo juegan un papel su-mamente importante y están relacionadas di-rectamente con la productividad de un pozo. Si se aplica la técnica de disparo adecuada un pozo podrá producir a su máximo potencial debido a que el Perforating Skin3 será sumamente bajo e incluso negativo. Por el contrario, el empleo de una técnica de disparo incorrecta tendrá como resultado un Perforating Skin alto y por ende, un decremento importante en su potencial de producción. Esto a su vez puede traducirse en los buenos o malos resultados en términos de retorno de inversión, recuperación y rédito fu-turo del yacimiento intervenido.

Entre las variables más importantes a consi-derar para seleccionar la técnica de disparo más adecuada para un determinado reservorio, se encuentran: el tipo de reservorio y condiciones actuales de pozo, el tipo de carga, tipo de cañón, método para correr los cañones, método de ac-tivación de cañones, métodos de limpieza de disparos (entre los cuales podemos tener bajo balance estático, bajo balance dinámico, bajo balance dinámico post disparos, sobre balance extremo con el uso de propelentes), entre otros.

Una de las limitaciones más importantes

Reservorio


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Alex Paúl Espinoza G.Ingeniero Electrónico ESPE.Gerente de Ventas, Schlumberger Testing.

“The Delay Fuse”: Maximi-zando productividad de una manera simple y eficienteAutores: Byron Rosario Ruiz y Alex Paúl Espinoza G.

El uso de técnicas de disparo, es el método más común de conectar los reservorios con el pozo. En Ecua-dor, solo con la excepción de cier-tos pozos horizontales, se podría decir que en casi la totalidad de los

pozos se usan técnicas de disparo para cumplir este objetivo.

Una técnica de disparo consiste en correr1, desde superficie hasta la profundidad de las zo-nas productoras de petróleo, cañones con cargas explosivas para posteriormente ser activados y lograr esta conexión. Estos equipos se bajan en el pozo por distintos métodos: cable eléctrico (Wireline), tubería (TCP2), Coiled Tubing o Slickline.

Las técnicas de disparo juegan un papel su-mamente importante y están relacionadas di-rectamente con la productividad de un pozo. Si se aplica la técnica de disparo adecuada un pozo podrá producir a su máximo potencial debido a que el Perforating Skin3 será sumamente bajo e incluso negativo. Por el contrario, el empleo de una técnica de disparo incorrecta tendrá como resultado un Perforating Skin alto y por ende, un decremento importante en su potencial de producción. Esto a su vez puede traducirse en los buenos o malos resultados en términos de retorno de inversión, recuperación y rédito fu-turo del yacimiento intervenido.

Entre las variables más importantes a consi-derar para seleccionar la técnica de disparo más adecuada para un determinado reservorio, se encuentran: el tipo de reservorio y condiciones actuales de pozo, el tipo de carga, tipo de cañón, método para correr los cañones, método de ac-tivación de cañones, métodos de limpieza de disparos (entre los cuales podemos tener bajo balance estático, bajo balance dinámico, bajo balance dinámico post disparos, sobre balance extremo con el uso de propelentes), entre otros.

Una de las limitaciones más importantes

Reservorio

que se ha podido detectar dentro del servicio de técnicas de disparos, es que se puede reali-zar eficazmente nada más una sola técnica por cada corrida que se realiza en pozo. Esto quiere decir que, si dos o más técnicas de disparo son requeridas para intervenir un reservorio, será necesario realizar dos o más corridas en el pozo. Esto se traduce en un aumento considerable en los costos y, lo más importante, un aumento considerable en los tiempos operativos, lo cual sin duda perjudicarán de gran manera los resul-tados de un proyecto. Por estas tan importan-tes razones, Schlumberger ha desarrollado una nueva tecnología llamada Delay Fuse.

1. Una corrida consiste en bajar a fondo de pozo y sacar del mismo un ensamblaje de herramientas (BHA); una corrida de cañones con tubería por ejemplo puede tomar aproximadamente 24 horas con la ayuda de una torre de reacondicionamiento.

2. Tubing Conveyed Perforating. Consiste en correr cañones con tubería.3. Daño de formación producido por los disparos.

Imagen 1: Técnica de disparo TCP

Packer

Tubería

Cañones

Reservorio

Byron Rosario Ruiz,Ingeniero de Petróleos. Actualmente cursandoMaestría en Negocios(MBA) en USFQ.Ingeniero de VentasSchlumberger Testing.


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Descripción de la Tecnología:El Delay Fuse es una nueva tecnología cuyo

principio de funcionamiento se muestra simple, sin embargo, sus beneficios son enormes.

En resumen, consiste en un explosivo de ac-ción lenta4 el cual es ubicado entre dos o más ca-ñones con el objetivo de retardar su activación de una manera controlada.

Beneficios de la Tecnología:El Delay Fuse hace posible la combina-

ción de diferentes técnicas de disparo en una misma corrida (metodología patentada por Schlumberger, Attorney Reference No.: 15.0409-US-PSP)

Entre las combinaciones de técnicas de dis-paro más importantes que se pueden lograr se encuentran:• Disparos de alta penetración + bajo balance

dinámico post - disparo.• Disparos de alta penetración + bajo balance

dinámico post - disparo + disparos extras a baja densidad.

• Disparos de alta penetración + disparos de

alta penetración.• Disparos de alta penetración + sobre balance

extremo con propelentes + bajo balance diná-mico post disparo.Es importante enfatizar que estas combi-

naciones de técnicas de disparo no eran po-sibles de realizar en una sola corrida sin la existencia del Delay Fuse.

Problema Planteado:Proporcionar la técnica de disparo más ade-

cuada para un pozo de baja presión de reservorio con el objetivo de obtener su máximo potencial.

La idea inicial de nuestros clientes para la pro-ducción del pozo era la realización de dos corri-das de cañoneo. La primera, con cañones carga-dos con explosivos de alta penetración los cuales cumplirían el objetivo de conectar el pozo con la zona virgen5 del reservorio. La segunda consisti-ría en bajar cañones vacíos los cuales cumplirían el objetivo de generar bajo balance dinámico post disparo. Esta idea claramente comprometería los tiempos operativos y por lo tanto también costos para el proyecto.

Imagen 2: Activa cañones con cargas de alta penetración

4. Al Delay Fuse normalmente le toma entre 6 y 10 minutos consumir su explosivo.5. Se conoce como zona virgen las zonas de un reservorio que no han estado en contacto en ningún momento con agentes extraños a su naturaleza como

por ejemplo: lodo de perforación, fluido de Completación, etc.


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Solución y Resultados:En mayo del 2015, con la llegada al país de los

primeros Delay Fuse, la decisión de nuestro cliente fue de correr cañones con cargas de alta penetra-ción + cañones vacíos para producir el efecto de bajo balance dinámico post disparo en un solo via-je. Estas dos técnicas irían separadas con 1 Delay Fuse.

De esta manera era posible obtener el mismo efecto inicialmente deseado pero reduciendo una corrida, tiempo de taladro, exposición de riesgos, costos asociados.

Durante la operación los cañones con explosi-vos de alta penetración fueron activados en prime-ro, para de esta manera asegurar la conectividad entre el pozo y el reservorio. Posteriormente, luego de aproximadamente 6 minutos se activaron auto-máticamente los cañones cargados con bajo balan-ce dinámico post - disparo para producir un efecto de -1000 psi en frente de la formación. El pozo fue evaluado con bombeo hidráulico pocas horas des-pués.

Los resultados obtenidos fueron bastante satis-factorios ya que el pozo produjo alrededor de 51% por encima de las expectativas para este reservorio.

Es importante mencionar que como parte del plan de Completación de este pozo se con-sideraba una estimulación matricial post - dis-paro. Esto debido a que no se esperaban buenos resultados en términos productividad debido estimaciones altas de Skin de perforación. Sin embargo, después de la evaluación del pozo, el equipo de ingenieros de reservorios de nuestro cliente recomendó que no era necesaria la esti-mulación, los resultados obtenidos eran simple-mente excelentes.

Desde la introducción de esta nueva tecnolo-gía, orgullosamente respaldada, desarrollada y promocionada por mentes ecuatorianas, se han realizado más de 20 trabajos en el país.

La idea de incluir Delay Fuse como un méto-do mejorado para incrementar producción está aumentando rápidamente en Ecuador y otros países.

Se puede así pronosticar que el futuro de ser-vicios de disparos con tubería será un futuro en donde triunfarán tecnologías que sean capaces de entregar más de los reservorios con menos costos, menos exposición y más eficiencia.

Imagen 3: Activa cañones con bajo balance diná-mico post disparo


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Por más de 60 años el fracturamien-to hidráulico ha probado ser una técnica eficaz y versátil para mejo-rar la producción de pozos dentro de los tratamientos de estimula-ción en la Industria Petrolera. Ha

permitido la incorporación de reservas a partir de formaciones en rangos de micro y nanodar-cies así como en reservorios de alta permeabili-dad con desconsolidación de la matriz de roca. Cuando se tiene que operar en reservorios con rangos moderados a altos en corte de agua y/o contactos de agua cercanos; se realiza una pla-neación considerando esta condición y comien-za una evaluación de riesgos y precauciones para no incrementar la producción de agua a través de las intervenciones de mantenimiento y/o remediación. Las precauciones durante la planeación pueden moderar o incluso eliminar los tratamientos de estimulación dejando importantes reservas sin drenar. Esto tiene mayor repercusión en zonas de baja permeabilidad en las que se requiere es-timular para realizar la explotación económica-mente viable del reservorio. Este artículo hace referencia a dos innovadoras técnicas que permiten el disminuir la produc-ción de agua a través de: • H2Zero®: sello permanente de las zonas de

aporte total de agua.• WaterWeb®: polímero hidrofóbicamente mo-

dificado (HMP por sus siglas en inglés). El H2Zero®, es una aplicación que consta en la utilización de un copolímero de acrilamida que gelifica por efecto de tiempo y temperatura a un nivel en el que no permite el flujo de fluidos. Este fluido se inyecta en los contactos de agua en volúmenes que permitan una penetración radial conveniente para generar una barrera contra el flujo vertical de agua hacia una zona productora de hidrocarburos. La baja viscosidad inicial y ausencia de sólidos en el fluido permite el conseguir, bajo condiciones operativas regulares en presión y caudal, alcan-ces radiales satisfactorios. Una vez alcanzada la

Mauricio Herrera es Ingeniero Químico por la Universidad Nacional Autónoma de México.

Ahora es posible en Ecuador fracturar cerca de contactos de aguaAutor: Mauricio Herrera – Halliburton.

gelificación, pueden realizarse tratamientos de estimulación en la zona de hidrocarburos con menor riesgo de influjo de agua de la zona que se ha sellado. (Fig 1).

La segunda aplicación WaterWeb®, se basa en la capacidad de modificar la permeabilidad rela-tiva (RPM) al agua a través de polímeros de ad-sorción. Estos aditivos se adsorben en ambien-tes de agua cerrando el paso al flujo de la misma en la garganta poral (Fig. 2). No existe afecta-ción a la permeabilidad relativa al hidrocarburo.

Este sistema químico no presenta viscosidades muy superiores a la del agua por lo que permite ser bombeado y filtrar a través de la matriz de formación sin complicaciones operativas. Dada

Figura 1 – H2Zero®: escenario típico para la aplica-ción del sistema Sellante al agua (Izq.): (a) Zona con producción de agua no deseada, (b)Colocación del sistema con Tubería y Packer o CT, (c) Limpieza de pozo (no se requiere molienda), (d) Puesta en produc-ción. Muestra de sistema copolímero (Der.).

Fig. 2 – WaterWeb®: el sistema RPM (rojo) se absor-be en la zona de agua tras ser colocado en el reservo-rio bloqueando la permeabilidad relativa a la misma pero manteniendo la del hidrocarburo (izq). Muestra de sistema RPM (Der.).


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la funcionalidad de estos sistemas de control de agua, ambas aplicaciones pueden ser utilizadas por separado o conjuntamente en una comple-tación. Aun cuando se han mostrado los beneficios de estos sistemas en el control de agua en su aplica-

CASO 2. Para la intervención del Pozo 2 se planificó en la arena B una fractura hidráulica (Fig. 4). Para la arena A, se definió con invasión de agua y se ubicó su contacto estimado a través de la histo-ria de producción y análisis de registros eléctri-cos. Esta condición generaba pronósticos limita-dos de contactar sin riesgo la zona inferior con la fractura y; adicionalmente, se subestimaba el tiempo de vida productiva con bajo aporte de agua de la misma. La solución propuesta fue colocar el sistema de copolímero sellante H2Zero® no solo para blo-quear la arena A sino para generar penetración con el químico y poder bloquear a una distancia radial conveniente el flujo vertical de agua hacia la arena B a fracturar. Se obtuvieron excelentes resultados de produc-ción. En ambos casos, los pozos se encontraban cerrados y no se tuvieron complicaciones o con-tingencias operativas realizándose las aplicacio-nes en los tiempos programados. Este método ha abierto la posibilidad de recu-perar de manera viable reservas en campos en los que regularmente se omite la realización de estimulación y por ello eventualmente se cie-rran los pozos por bajo aporte. Adicionalmente permite realizar tratamientos previos de con-trol de agua en operaciones sin equipo (rigless) cuando las condiciones lo permiten y así optimi-zar los costos de completación.

CASO 1. Durante la planeación de la intervención con workover para el pozo 1 con el objetivo de in-crementar la producción se determinó que la arena A (Fig. 3) produjo continuamente con un atractivo aporte de petróleo hasta que el corte de agua por influjo lateral llegó al 89%. La arena B había producido petróleo y median-te el análisis de productividad se determinó que tendría una tasa atractiva de producción de hidrocarburo posterior a una operación de fracturamiento hidráulico. Este último podría contactar la arena A por lo que se realizaron consideraciones a este respecto. La solución que se definió para la operación de completación fue aplicar un tratamiento WaterWeb®en la arena A con el objetivo de dis-minuir el corte de agua que representaría una prospectiva ganancia en la producción de pe-tróleo con la magnitud de tasa de fluido que se tenía. Para la arena B continuó el plan de rea-lizar fracturamiento hidráulico con la premisa de bombear durante este tratamiento sistema WaterWeb® también.

Los resultados en producción superaron las ex-pectativas. Se logró reducir el corte de agua en la arena B en un 16% y se obtuvieron más de 500 BOPD de las dos arenas durante la evaluación del pozo.

Arena AArena B

ción particular, este artículo tiene el objetivo de mostrar su adicional contribución para contro-lar el agua en conjunto con la realización de frac-turamientos hidráulicos. Para ello, se presentan dos casos históricos que confirman con éxito la funcionalidad de la técnica.


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CASO 1. Durante la planeación de la intervención con workover para el pozo 1 con el objetivo de in-crementar la producción se determinó que la arena A (Fig. 3) produjo continuamente con un atractivo aporte de petróleo hasta que el corte de agua por influjo lateral llegó al 89%. La arena B había producido petróleo y median-te el análisis de productividad se determinó que tendría una tasa atractiva de producción de hidrocarburo posterior a una operación de fracturamiento hidráulico. Este último podría contactar la arena A por lo que se realizaron consideraciones a este respecto. La solución que se definió para la operación de completación fue aplicar un tratamiento WaterWeb®en la arena A con el objetivo de dis-minuir el corte de agua que representaría una prospectiva ganancia en la producción de pe-tróleo con la magnitud de tasa de fluido que se tenía. Para la arena B continuó el plan de rea-lizar fracturamiento hidráulico con la premisa de bombear durante este tratamiento sistema WaterWeb® también.

Los resultados en producción superaron las ex-pectativas. Se logró reducir el corte de agua en la arena B en un 16% y se obtuvieron más de 500 BOPD de las dos arenas durante la evaluación del pozo.

Arena AArena B

La aplicación innovadora de herra-mientas de punzados por Jet Hi-dráulico mediante el bombeo de fluido abrasivo (gel y arena) ha sido implementada desde finales del 2014 en los pozos de Ecuador para

optimizar la producción de los mismos. En Halliburton, esta técnica abrasiva a alta

presión ha sido aplicada con dos tipos de he-rramientas: la primera es Hydra-Jet™ TS Tool (Figura 1) con aplicaciones tales como 1) perfo-raciones a través del casing, cemento y forma-ción sin el uso de carga explosiva; 2) Reducir la tortuosidad de la fricción de los perforados al inicio de los trabajos de fractura 3) Realizar tra-bajos de fractura a través de la técnica de frac-turamiento hidráulico SurgiFrac®. La segunda herramienta es Hydra-Blast™ Pro Tool (Figura 2), que tiene aplicaciones de corte de tubería en secciones verticales, altamente desviadas y ho-rizontales. Los tipos de tuberías que se pueden cortar con esta última son tubing, drill pipe, dri-ll pipe heavy weight.

Bajo el principio de Bernoulli. Tanto los cortes de tubería como los perforados pueden ser realizados mediante el bombeo a alta pre-sión de un fluido abrasivo aplicando el princi-pio de Bernoulli de conservación de la energía para fluidos. Durante este proceso, una mezcla abrasiva, tal como arena y fluido, es forzado a través de boquillas de inyección o jets trans-

Jhonny Alvarez es Ingeniero de Petróleos por la Universidad Central del Ecuador. Con 6 años de expe-riencia en la industria del Petróleo, su cargo actual es Líder Técnico de la división de Production Solu-tions de Halliburton Ecuador.

Innovación tecnológica mediante punzados por jet Hidráulico para la optimización de producción de pozos en EcuadorAutores: Jhonny Alvarez, Luis Perdomo, José Jaramillo y Laura del Valle Rodríguez-Halliburton. Luis Carrera y Camilo Torres – Petroamazonas EP.

Figura 1, Hydra-Jet™ TS Tool

Figura 2, Hydra-Blast™ Pro Tool


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formando la energía de presión en energía de velocidad (Energía cinética), en la que bajo sufi-ciente presión diferencial se pueden obtener al-tas velocidades capaces de cortar cualquier tipo de tubería (tubing, drill pipe) o realizar incluso perforados sin el riesgo del uso de explosivos.

Para realizar cortes de tubería se utiliza tu-bería flexible (coiled tubing), por donde circula el fluido abrasivo hasta llegar a la herramienta Hydra-Blast™ Pro Tool la cual contiene un ro-tor, estator y una cabeza de corte que posee adaptado unos jets o nozzles que giran confor-me pasa el fluido hidráulico. La selección apro-piada de los jets es fundamental en el éxito del corte. Para tal efecto, son realizados cálculos hi-dráulicos que permiten determinar el caudal de bombeo, tamaño del orificio del nozzle y canti-dad de los mismos generando un rendimiento óptimo de corte.

Los métodos más comunes de corte de tube-ría son realizados mediante explosivos, quími-cos y mecánicamente. Estas técnicas convencio-nales de corte son efectivas en pozos verticales y desviados hasta 60 grados en promedio, donde el uso de guaya puede llegar de manera eficien-te, pero representan un desafío en secciones altamente desviadas u horizontales. Bajo estas condiciones de alto ángulo donde tecnologías convencionales no tienen éxito, Hydra-Blast™ Pro Tool ha ofrecido una solución eficiente en Ecuador.

Una alternativa para perforaciones abrasivas

sin hacer el uso de explosivos lo brinda la he-rramienta Hydra-Jet™ TS Tool, esta puede ser acoplada con tubería de trabajo Coiled Tubing o tubing. De igual modo el fluido abrasivo (gel y arena) es bombeado a alta presión y altos cauda-les a través de la tubería de trabajo (Coiled Tu-bing o tubing) donde el cambio de presión y ve-locidad se produce nuevamente al pasar el fluido desde un diámetro mayor (tubería de trabajo) a un diámetro mucho menor (jets).

A diferencia de los cortes de tubería donde no se requiere una química muy elaborada para ejecutar el corte en la realización de perforados si es necesario un estudio más detallado de los químicos que se van a utilizar, debido a que el fluido abrasivo para perforar casing, cemento y formación estará en contacto con la arena pro-ductora, este debe contener surfactante, inhibi-dor de arcillas y gel, todos ellos compatibles con la formación.

El Hydra-Jet™ TS Tool, contempla un BHA básico (Figura 3) compuesto por: 1- tubería de trabajo (tubing o coiled tubing); 2- Cinta o cross over radioactivo para colocar los jets en pro-fundidad de la arena productora; 3- Cuerpo de la herramienta Hydra-Jet™ TS Tool (Figura 4); 4- Jets configurados a determinado ángulo (por ejemplo: 72, 90, 180 grados) por donde circulará el fluido de perforación; 5- contiene seguido una válvula de circulación que le permite bombear desde el anular del pozo hacia la tubería de tra-bajo en caso de reversar la arena a superficie.

Figura 3, Fuente SPE 113722 – BHA básico

Figura 4, Fuente SPE 113722 - Hydra-Jet™ TS Tool

Técnicas tradicionales de cañoneo: estas tecnologías convencionales perforan el casing, cemento y roca a través del uso de cargas explo-sivas, las cuales son disparadas en tiempos muy pequeños (milisegundos) y presiones muy gran-des (más de 3,000,000 de psi) creando una región


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de daño en la superficie del perforado donde el material de la bala o carga explosiva, casing, ce-mento y roca son empujados contra formación dejando una región de stress y compactación y como resultado un determinado daño (Figura 5). Además, las altas temperaturas generadas en un proceso de cañoneo con explosivos pueden al-terar perjudicialmente la estructura de la roca e incrementar aún más el daño.

Beneficios de los perforados abrasivos: un beneficio primario es el diferencial de presión creado (1500 – 5000 psi) a través del jet para rea-lizar el perforado, esto permite remover el mate-rial rocoso de la formación, al mismo tiempo el fluido levanta y saca fuera del perforado todas las partículas abrasivas, metálicas y material de la formación (Figura 6). Finalmente, debido a que esta técnica se realiza a presiones menores que

el esfuerzo compresivo de la roca, el daño en la misma no ocurre.

El principal propósito de usar la tecnología Hydra-Jet™ TS Tool para realizar perforados en los pozos, es crear un medio de comunicación lo más transparente posible entre la cara de los punzados y la formación, para maximizar la pro-ducción del pozo. Después de trabajos realizados se han tomado registros con el fin de verificar el área de flujo creada, cuyo diámetro inicial es de mínimo 2 pulgadas como se indica en la figura 7.

En perforaciones de esta magnitud con un ID mínimo de 2 pulgadas el rompimiento de la roca es más fácil debido a que el túnel creado no tiene una zona compactada (por material residual de liner, cemento y formación), la formación no es sometida a altas presiones para realizar el perfo-rado “Sin stress, no hay zona dañada”.

Figura 5, Fuente SPE 144121 – Daño y alto stress causado por cañoneo con cargas explosivas.

Figura 6, Fuente - SPE 114695 – viaje de la partícula en la formación y retorno a superficie.

Figura 7, Fuente - SPE 114695 – Imagen del diámetro de 2 in por perforado creado con Hydra-Jet™ TS Tool.


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Aplicaciones en EcuadorOperaciones de corte de tubería:

El primer trabajo aplicando esta técnica fue realizado en un pozo horizontal donde el BHA de perforación se encontraba atascado en la sec-ción de hoyo abierto (Figura 8), varios intentos de pesca durante 5 días se desarrollaron para recuperar el BHA sin éxito alguno. Sin aparente alternativa por recuperar el BHA, Halliburton propuso usar la herramienta Hydra-Blast™ Pro Tool para realizar el corte del drill pipe 3.5 IF justo a 88 grados de desviación. Se optimizó tiempo mediante prueba en superficie simulan-do condiciones de fondo, (Figura 9). Como re-sultado el corte del drill pipe 3.5 IF con ID 2.125 a 88 grados de desviación fue realizado exitosa-mente, evitando costos de un seguro side track.

Corte de drill pipe heavy wight 5.5 pulgadas en sección horizontal a 87 grados ejecutado con éxito, ver figura 10.

Corte de Tubing 3.5 in (pozo inyector), el cual por restricciones e intentos previos con corte

Figura 10, Corte de Drill Pipe Hea-

vy Weight 5.5 in

químico, no se pudo realizar mediante técnica convencional. La herramienta Hydrablast reali-zó el corte de la tubería con éxito, (Figura 11).

Una tecnología con muchas oportunida-des: En Ecuador han sido muchas las aplicacio-nes de la Herramienta Hydra-Jet™ TS Tool con más de 40 trabajos implementados agregando valor en términos de productividad. Algunos casos: 1. Primer trabajo realizado, pozo C, comple-

tando dos arena (A y B), la arena A fue per-forada inicialmente con cañoneos convencio-nales sin tener éxito alguno, muy probable debido a daño en la cercanía de la cara de los punzados por lodo base barita durante la fase de perforación. Se propuso la técnica de perforados con Hydra-Jet™ TS Tool para re perforar la arena A y perforar la arena B, un reto adicional fue la baja presión de reservo-rio promedio de 2000 psi. El resultado post trabajo en este pozo fue exceder las expecta-tivas del cliente en términos de fluido total de producción comparado a pozos vecinos.

Figura 8, Corte de drill pipe 3.5 IF


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Figure 12: SurgiFrac® en tres etapas

Agente de sostén

Fluido

Arena A

Arena B

Arena C

Arena D

Figura 11, Corte de Tubing 3.5 eue.

2. Pozo B, caso presentado en el LACPEC Ecua-dor 2015 (Paper SPE – 177252-MS), aun cuando las propiedades de reservorio, PVT, entre otros, son de menor calidad a las del pozo A (pozo vecino), el pozo B sobrepasó las expectativas de producción.

3. Pozo Z, el reto fue realizar perforaciones en la sección horizontal. Este pozo tenía una pro-ducción de 140 bfpd @ 68% de bsw, se perfo-ró en la sección superior con Hydra-Jet™ TS Tool y se obtuvo una producción estabilizada de 1700 bfpd @ 8 % de bsw.

Herramienta Hydra-Jet™ TS Tool para un trabajo de fracturamiento hidráulico SurgiFrac® (Figura-12)

• En la Arena D se determinó realizar una frac-tura corta y altamente conductiva para elimi-nar daño; condición que se buscaba por el alto valor de permeabilidad que presenta.

• Se logró conseguir fracturas con extensión en longitud en las arenas A, B y C que son de baja permeabilidad.

• Se fracturó con bajas presiones y con un exce-lente nivel de admisión a través de los cortes.

• Todas las etapas de fractura se realizaron al 100% y el tiempo requerido consecutivo aso-ciado a la realización de las 3 fracturas y tiem-pos de HWO fue de 17 hrs.

pge petrÓleo&gas junio 2016

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