revista petróleo y gas marzo 2015

No. 004- MARZO 20152 000 EJEMPLARES ISS

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PRODUCCIÓNSuperando una desafiante

caracterización de contacto agua-petróleo inclinado

PERFORACIÓN Colgador de Liner Expandible

tecnología que permite cementar en zona problemática

SEGURIDAD Prevención: la clave

en la operación

REFLEXIONES SOBRE LA ENERGÍA Y SU ENTORNO

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EDITORIAL

La sobreoferta de la producción

petrolera mundial

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Un promedio de 90 millones de barriles de petróleo es lo que se consume cada día en el mundo. Sin em-bargo, la sobreoferta bordea los 2,5 millones de barri-les diarios, según cifras de la Administración de Infor-mación Energética de Estados Unidos (EIA).

El exceso de producción de Arabia, Emiratos Árabes, Libia, Kuwait y Catar, principales socios de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), de la cual es parte el Ecuador, repercute en la depre-ciación del costo por barril. A ello se suma la produc-ción de petróleos no convencionales, por lo cual uno de los mayores beneficiados es los Estados Unidos.

Desde mediados de 2014, el precio internacional del petróleo tipo WTI, que sirve de referencia para el que vende el país, bajó de $105 a $45. Esta variable tiene incidencia directa en la economía del Ecuador, porque los ingresos que se generan del petróleo re-presentan el 11,5% del Producto Interno Bruto (PIB), según datos oficiales. En el área petrolera, la caída del precio del crudo genera recortes en inversiones y obliga a priorizar proyectos, con menores costos de operación y mantenimiento.

El panorama es incierto. Según los analistas, con un recorte en la producción petrolera mundial, el precio se recuperaría automáticamente. Pero, para ello, hace falta el compromiso de los países productores. Habrá que esperar qué decisiones toman sus 11 miembros de la OPEP, en la reunión del 5 de junio próximo.

Este y otros temas de interés son tratados en la cuar-ta edición de la revista PGE Petróleo & Gas.

¡Que disfruten esta edición!

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CONTENIDOi

OPINIÓNO PUBLICITARIOP INFORMATIVOi ENTRETENIMIENTOE FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURALF DEPORTIVOD PROPAGANDAPr

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS

REVISTA PGE PETRÓLEO & GAS

Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, Presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador; Ing. Ernesto Grijalva Haro, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE); e Ing. Juan Vera Alarcón, ex Presidente de Latin American Drilling Safety (LADS) Capítulo Ecuador.Coordinación General y supervisión: Editorial Taquina - Saraswati Rivadeneira Dirección: Nancy V. JarrínCoordinación: Pamela Quilca - Mayra Revelo

Redacción y Edición: Nancy V. Jarrín Corrección de estilo: María Los Ángeles Cardona Diseño: Cinthya Cisneros Fotografía: Shutterstock Images Colaboradores de esta edición: Ing. Ernesto Grijalva Haro, Ing. Carlos Pérez, Ing. Laura D. Rodríguez, Ing. José R. Leal, Ing. Hernán F. Sánchez, Ing. Gino R. Hinojosa, Ing. José Luis Ziritt, Ing. Yvan Simmons, Ing. Andrés Rosero, Ing. Martín López Saubidet, Ing. Karim Azar, Ing. Emiliano Actis Goretta, Ing. Augusto Pizzo, Ing.

Hernán Hinojosa Castillo, Ing. Jhon Ochoa, Ing. Jorge Rosas e Ing. Paúl Barragán. Nota editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio.

Imprenta: Don Bosco Tiraje: 2000 Número: 004 - marzo 2015 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812

Contacto, ventas e información: [email protected]

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Desequilibrio en los precios del petróleo

Capacitación y eventos

Colgador de liner expandible: tecnología de punta

Estadísticas

Operaciones más eficientes con el uso de conexiones sin grasa de enrosque

Reflexiones en torno a la energía y su entorno

Recuperación mejorada con CO2

Reportes: taladros de perforación y mantenimiento

Nueva alternativa para aislamiento de zonas

Más producción con mejores tecnologías y prácticas

Superando una desafiante caracterización de contacto agua-petróleo inclinado

Prevención: la clave en la operación

Certificación API Q2

NUEVO PRESIDENTE DE LADS

Ing. Juan VeraIng. Paúl Barragán

Paúl Barragán Chang es el Presidente del capítulo Ecuador del Latin American Safety Drilling (LADS), para el período 2015-2017, organización que trabaja para el beneficio de la industria petrolera ecuatoriana junto a la AIHE y SPE.

Es Ingeniero en Petróleos de la Escuela Superior Politécnica del Litoral, con 19 años de experiencia. Su meta es lograr que el Ecuador sea líder en los índices de desempeño en seguridad del sector hidrocarburífero y un referente para Latinoamérica. Reemplaza al Ing. Juan Sebastián Vera, presidente de LADS en 1996-1997 y en el período 2013-2014. Por su amplia trayectoria profesional dentro y fuera del país ejerció con éxito su cargo.

6 P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 0 1 5

O

Desequilibrio en los precios del petróleo

D os hechos han contribuido para este desequilibrio. Primero: el decrecimiento de la demanda de China e India, y la recesión en Europa. Segundo: el crecimiento

de la oferta generada, entre otros aspectos, por la sobreproducción en la OPEP (regreso a la pro-ducción de Argelia y Libia). También están el in-cremento de la producción de Rusia, la expansión del fracturamiento (Eagle Ford en Texas, Bakken en Dakota y la Cuenca Pérmica Oeste de Texas y Nuevo México) en los Estados Unidos, el aumento de la producción en aguas profundas y en sitios remotos, que fueron viables con niveles de pre-cios altos del petróleo.

CONSECUENCIAS DE LOS PRECIOS BAJOSLa caída de los precios del petróleo beneficia a los países importadores de crudo, como China, empeñada en diversificar sus compras de cru-do, dejando de comprar en los volúmenes tradi-cionales a Arabia Saudita y reemplazando con crudo ruso.

La caída de precios afecta directamente a to-dos sus productores, en especial a países cuyas economías dependen de las exportaciones del crudo, como Venezuela, Rusia e Irán.

Los precios bajos ocasionan recortes en inver-siones, obligando a priorizar proyectos que per-mitan incrementar la producción y reducir los costos de operación y mantenimiento. La caída de los precios afecta el desarrollo de actividades adicionales, obliga a productores a recurrir a las reservas de efectivo, a recortes presupuestarios, obliga a revisar inversiones o proyectos en eje-cución, a buscar energías alternativas, a abrir caminos a la inversión extranjera, a eliminar los subsidios, a diversificar las economías y las exportaciones, además de optimizar el uso del petróleo y sus derivados.

Cuando el precio cae es inevitable el cierre de campos cuyos costos de operación superan los actuales. Entre ellos se encuentran pequeños

Ing. Ernesto Grijalva Haro1

1 Ernesto Grijalva Haro, ingeniero de Petróleos

por la Universidad Autónoma de México.

CIFRAS

productores, producciones en aguas profundas, producciones alejadas de las infraestructuras, producciones bajas, petróleo de yacimientos no convencionales y más. La estabilización llegará cuando la oferta satisfaga la demanda. Según los expertos en el área, esto tomará de dos a tres años, logrando precios de la mezcla del WTI y Brent en el año 2018 en el orden de los $75, una de las causas es que la producción y los stocks de crudo no pueden ser maniobrados fácilmente y que muchos productores o inversionistas com-pletarán los proyectos que están en marcha.

SITUACIÓN ACTUALLos Estados Unidos, el mayor consumidor del mundo, están de fiesta por los precios bajos del crudo y sus derivados, y por su independencia lograda a través de la explotación de campos no convencionales.

Arabia Saudita controla el mercado y no baja los niveles de producción; al contrario, los ha aumentado y goza de tranquilidad económica por sus grandes reservas de dinero. Al parecer, estaría dispuesta a mantener los precios bajos durante el tiempo que sea necesario, para que sus competidores abandonen el partido.

Sin embargo, los Estados Unidos, Argentina, Canadá y los productores de yacimientos no con-vencionales deberán implementar salvaguardas para viabilizar estas producciones. Nuevos sitios de fracturamiento hidráulico son poco proba-bles, de mantenerse los costos altos de financia-miento y los precios bajos del crudo.

Los problemas aumentan cuando se evalúan nuevos proyectos de petróleo con fracturamien-to y existen grandes distancias a los centros de refinación, falta de almacenamiento, falta de transporte, disponibilidad personal, entre otros.

PRONÓSTICOS• Se espera que los precios del crudo caerán

cuando nos acercamos al segundo trimestre y las razones para la baja se debe a dos hechos importantes: uno a que usualmente en esta época entran en mantenimiento las refinerías

7P G E P E T R Ó L E O & G A S - M A R Z O 2 0 1 5

CIFRASO

y el otro debido a que la producción mundial de petróleo sigue siendo alta.

• SeprevéqueelcrudoBrentsemantengaenunpromedio de $58 / bl en el 2015 y para el 2016 se estima que suba a $61 / bl.

• LasprevisionesdelWTIparael2015yel2016son de $50 / bl y $53 / bl, respectivamente.

• Enelcasodelaindustriaprivada,lascompa-ñías empiezan a hacer ajustes en sus estruc-turas de gastos y a ser más selectivas en las inversiones. Mientras más se prolonguen los precios bajos, mayor será el impacto.

• Por elmomento, es prematuro pensar en larápida disminución de la producción en los Es-tados Unidos de los yacimientos de esquisto, como tampoco se ve una caída inmediata en la oferta de producción a nivel mundial.

PARA EL ECUADOR Al ser el Ecuador un país productor de petróleo su afectación se relaciona directamente con la exportación de crudo, pero le beneficia en la im-portación de sus productos y derivados (gasoli-nas, diésel y GLP), que representan casi el 60% de lo que consume.

En las exportaciones, considerando un precio por barril de petróleo Crudo Oriente y Napo a

$80, se estimaban ingresos del orden de $11 mil millones. Si se considera un precio de $40 al ba-rril de petróleo, los ingresos bordearán alrede-dor de $5 500 millones.

El subsidio se reduce a casi un tercio de lo que se estimaba cuando el precio del Crudo Oriente y Napo era de $80.

Entre los aspectos que hacen lucir un pano-rama incierto está el precio del petróleo, las re-formas tributarias y laborales, reformas a la Ley de Hidrocarburos, reformas al Reglamento de Operaciones, al de Integridad de Ductos, al de Fiscalización, al de Contabilidad, etc.

Por el hecho de no disponer de una fórmula ligada al precio del petróleo que permita man-tener la economía de los contratos, es visible que a precios bajos no le alcanza al Estado ecua-toriano para cubrir la tarifa convenida en de-terminadas operaciones.

Las opciones para hacer frente a las disminu-ciones significativas en ingresos petroleros son:• Disminuiroretirarsubsidiosaloscombusti-

bles y electricidad.•Incrementostributarios.•Inversiónextranjera.• Aumentarladeuda.• Recortarelgasto.

CÁLCULO DEL DISPONIBLE PARA PAGO DE TARIFAS EN LOS CONTRATOS DE EXPLORACIÓN – EXPLOTACIÓN

US $ Light Lousiana US $ WTI US $ Crudo Oriente US $ Crudo Napo US $ Disponible

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Autor: Dr. Augusto Tandazo Borrero1

Alrededor del tema del consumo ener-gético, del cambio climático, de la des-trucción del planeta, se ha deformado buena parte del enfoque y de la reali-

dad, que es preciso aclarar.La repetición constante de conceptos pre-

establecidos y sin ningún sustento pretenden hacer creer que es el ser humano el único y ver-dadero causante de los daños que se producen en el planeta.

Fuera de la acción del ser humano, todo es su-puestamente armonía que crea un estado de fe-licidad en la naturaleza y los demás seres vivos. Dicho de otro modo, si no existiera el ser huma-no, la vida en la Tierra sería la escenificación de una especie de paraíso.

Con ello se olvida de manera intencional que la destrucción del planeta Tierra no depende ne-cesariamente de causas antropogénicas, esto es por la acción u omisión de los seres humanos.• El planeta Tierra tiene aproximadamente

4 500 millones de años.• La Tierra es un planeta vivo en constante

transformación.• Elserhumanoesunhuéspedmuyrecientede

la Tierra y se tiene información de que hace aproximadamente 2,5 millones de años apare-ció el género Homo, y hace no más de 200 mil años se tiene conocimiento de la presencia del Homo Sapiens.

•AntesdelapresenciadelserhumanoenlaTie-rra, esta ya vivió intensos ciclos de muerte de la vegetación y de los seres vivos y estos no de-jan ni dejarán de estar presentes (glaciaciones, erupciones en serie, terremotos, tsunamis, la creación de variadas zonas desérticas, en las cuales el ser humano no jugó ningún papel).

• Secalculaque,haceaproximadamente25mi-llones de años, se produjo una serie de erup-ciones volcánicas en Siberia, que terminaron por acarrear la muerte de aproximadamente 95% de los seres vivos de la Tierra por anoxia. En ese entonces, no existía el ser humano.

• La influenciadeagentesexternosa laTierra(ajenos al accionar del ser humano) ha sido y

Reflexiones en torno a la energía y su entorno

será determinante en el futuro. El ser humano se prepara observando la presencia de meteo-ritos que amenazan con destruir en todo o en parte a la Tierra.

• ElfuturodelclimaenlaTierranonecesaria-mente se definirá por causas antropogénicas.

• LaTierra,asícomonació,moriráindefecti-blemente.De ahí que constituye un contrasentido el que

la Constitución de la República, en su artículo 71, solamente valora el que la naturaleza es don-de se reproduce la vida, sin tomar en cuenta que también en ella se presentan los ciclos de des-trucción de todo tipo.

Se olvida que el ser humano intenta revertir la “Ley de la Selva” que rige en la vida silves-tre, ignorando que el ser humano invierte los procesos que privilegian la supervivencia de los más fuertes, para lo cual ha realizado enormes avances en:• Lacreacióndelosderechoshumanosparapro-

teger a todo ser humano en su totalidad, sin distinciones de ninguna naturaleza.

• Eldesarrollodelamedicina,conefectosen:• Ladisminucióndelatasademortalidad.• Eldesarrollodesistemasinmunológicos.• El desarrollo de la biología e ingeniería

genética.• La protección de los seres con discapacidad

(un animal con problemas de salud es abando-nado por sus progenitores).

• Laforestaciónde losdesiertosy laconstruc-ción de presas para irrigación en esas zonas.

• Laspolíticasdeprotecciónsocialyambiental.• El desarrollo de nuevas fuentes de energía

para proteger al planeta.En la selva existe una guerra diaria y perma-

nente de supervivencia, de todos contra todos, incluso dentro de la misma especie, en donde, incluso, los documentales informan que algunos animales son devorados por su propio padre, como es el caso de los leones africanos.

Respecto a la producción de gases de efecto in-vernadero GEI, estos se originan por:• Laquemadecombustiblesfósiles(carbón,pe-

1 Dr. Augusto Tandazo Borrero.

Analista energético con 42 años de experiencia

en el sector. Ex Secretario Ejecutivo

de la Organización Latinoamericana

de Energía.

GESTORES


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tróleo y gas).• Ladeforestación(productodeasentamientos,

construcción de nuevas vías y la creciente pro-ducción agrícola que destruye enormes zonas de gran biodiversidad).

• Laactividadvolcánica.• Ladisolucióndecalizasenlasaguasdemar

que provoca reducción de la masa vegetal y de los microorganismos marinos, que fijan el carbono para producir oxígeno y realizar la fotosíntesis.

• Ladescomposicióndelosseresvivos.• Larespiracióndelosanimales,entreotrosde

los seres humanos.Además, existen otros agentes contaminan-

tes, como, por ejemplo, los derivados del car-bono, azufre, nitrógeno, fósforo, plaguicidas, la radiación nuclear, los clorofluorocarburos, los metales pesados, como el mercurio y el plomo, los desechos no reciclables, la producción de sus-tancias sicotrópicas y alucinógenas.

Para hacer frente a las amenazas de la destruc-ción de la capa de ozono se creó una normativa específica por medio del Protocolo de Montreal de 1987; y, para enfrentar la creciente emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI), se aprobó el Protocolo de Kioto, en 1997.

La Fase 1 del Protocolo de Kioto (1° de enero de 2005 / 31 de diciembre de 2007) constituyó una fase de aprendizaje (proyecto piloto) que derivó en la creación del mercado del ambiente.

En la Fase 2 del Protocolo de Kioto (1° de ene-ro de 2008 / 31 de diciembre de 2012) se dio un período de compromisos reales y de asigna-ción de límites máximos de emisión de GEI (se esperaba una reducción del 8% respecto de las mediciones de 1990), y se empezó a fijar una unidad de crédito por cada tonelada métrica de CO2 emitida en exceso; y, de esta manera, castigar el exceso de emisiones, con el fin de fomentar la inversión en tecnologías de bajas emisiones de GEI.

A manera de ejemplo, mediante el Protocolo de Kioto, un determinado país se compromete a la reducción de los GEI en porcentajes que se fijan conforme la normativa de Kioto y, a su vez, con base en las estadísticas de las unida-des industriales que posee cada país; para dar cumplimiento a las metas de Kioto, se estable-cen las multas que deben asumir las empresas que rebasan la cantidad máxima permitida de emisiones de GEI.

Para evitar las multas, las compañías tienen las siguientes alternativas:

• Comprarelproductodelareduccióndeemisio-nes de GEI de otras empresas que están emitien-do estos GEI por debajo de los cupos asignados.

• Cambiarsutecnologíaomododeproducciónpara no superar los límites de emisión de GEI que le han sido fijados; o,

• Comprarpapelesdel carbono relativosa re-ducción de emisiones de GEI en terceros paí-ses o por empresas de terceros países, para acreditarlos al mercado del ambiente y con ello, emitir los GEI equivalentes a la compra (una especie de prostitución ambiental). La toma de esta decisión por parte de una de-

terminada empresa está en función de los costos que le representa a la compañía optar por una o más de estas alternativas, en comparación con el pago de las multas correspondientes.

De esta manera, el mercado del carbono fun-ciona con base en Certificados de Reducción de GEI, que se calculan basándose en Unidades de Reducción de Emisiones (URE) y (acreditacio-nes exPost). Los créditos del carbono se imple-mentan por los Mecanismos de Implementación Conjunta (IC) o por el Mercado de Desarrollo Limpio (MDL).

Esta reducción de emisiones podría darse también mediante la aplicación de la REDD (Re-ducción de Emisiones de la Deforestación y De-gradación Forestal).

Lo que hay que dejar en claro es que el mercado del carbono no funciona con base en certificados de no emisiones de GEI, como fue el caso de la Iniciativa Yasuní - ITT, razón por la cual esta no tuvo desde su inicio la menor oportunidad de ser aceptada en el mercado del carbono, siendo que lo que se recaudó fueron donaciones y contribu-ciones en cantidades mínimas, pero de ninguna manera se pudo comercializar sus certificados en el mercado del carbono.

Si se analiza con detenimiento, el haber per-mitido que las empresas compren Certificados de Reducción de GEI, para evitar el pago de las multas y liberarse de los topes de emisión de GEI que se les fijó, trajo consigo el que, por cos-tos (más baratos son los papeles del mercado del carbono que las multas establecidas), se deje de lado el esfuerzo que en materia de tecnología debió hacerse para lograr la reducción de la emi-sión de GEI con pasos firmes y el incremento del uso de fuentes alternas de energía.

La compra de derechos del carbono facilitó a los países industrializados que sigan contami-nando más al planeta y terminó desquiciando el cumplimiento de los objetivos de Kioto.

GESTORES


La imposibilidad por cumplir con las metas de Kioto y el fracaso en el desarrollo de fuentes alternas de energía frente al creciente consumo de combustibles fósiles trajo consigo el desca-labro de las últimas cinco Cumbres Mundiales Climáticas realizadas en Copenhagen, Cancún, Durban, Doha y Lima.

La Fase 3 del Protocolo de Kioto debió iniciar-se el 1° de enero de 2013 con duración hasta el 31 de diciembre de 2020.

En esa fase se esperaba la adquisición de un compromiso de reducción de 20% de las emisio-nes de GEI y se esperaba un incremento de gene-ración de fuentes alternas de energía que cubran 20% de la demanda energética.

Algunos países, como los Estados Unidos, desde el comienzo actuaron con pragmatismo y decidieron no ratificar el Protocolo de Kioto. Otros países como Rusia, Japón y Canadá deci-dieron no aprobar el acuerdo denominado Puer-ta Climática, aprobado en la Cumbre Mundial Climática de Doha. Mediante este, se prorroga el Protocolo de Kioto hasta 2020, aunque la fase de 2013 al 2020 quedó sin definición en cuanto a metas a alcanzarse, puesto que no se adoptó nin-guna decisión de fondo y, hasta la fecha, el Pro-tocolo de Kioto se encuentra en terapia intensi-

va, sin que se haya pasado a ejecutar la Fase 3.Para ejemplificar lo sucedido se tomará como

ejemplo la declaración del ministro de Medio Ambiente de la India, Prakash Javadekar, con motivo de su asistencia a la Conferencia Mun-dial del Cambio Climático realizada en Lima, en 2014: “India no firmará ningún acuerdo para reducir las emisiones de gases de efecto inverna-dero que amenacen su crecimiento”.

En suma, el fracaso se debió a la imposibili-dad del mundo por dejar de lado el consumo de combustibles fósiles, como se puede apreciar en la figura 1, que demuestra que, al 2010, la Tierra consume solamente el 0,7% de fuentes alternas de energía y que, en el 2040, consu-mirá 4% de esta fuentes; además, que de una dependencia de 81,6% del consumo de com-bustibles fósiles en 2010, se pasará a una de-pendencia de 78,4% en el 2040.

Por lo tanto, el escenario es trágico puesto que dice que la Tierra no podrá por muchísimos años divorciarse del predominante consumo de com-bustibles fósiles.

EL CASO ECUATORIANOEl Ministerio Coordinador de Sectores Estraté-gicos publicó a fines del año anterior el Balance

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Levels mboe/d

2010 2020 2035 2040

Growth % p.a.

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Fuel shares %

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Oil 81,8 88,8 95,4 99,6 0,7 31,9 29,6 27,2 24,3

Coal 72,4 87,4 100,0 111,2 1,4 28,2 29,1 28,4 27,1

Gas 55,2 69,4 87,6 110,9 2,4 21,5 23,1 25,0 27,0

Nuclear 14,4 13,9 17,4 23,2 1,6 5,6 4,6 5,0 5,7

Hydro 5,9 7,4 8,8 10,0 1,8 2,3 2,5 2,5 2,4

Biomass 24,9 29,2 33,9 38,6 1,5 9,7 9,7 9,7 9,4

Other renewables 1,8 4,2 8,3 16,6 7,7 0,7 1,4 2,4 4,0

Total 256,4 300,3 351,4 410,2 1,6 100,0 100,0 100,0 100,0

OPEP 2014 WORLD OIL OUTLOOKWORLD SUPPLY OF PRIMARY ENERGY

Figura 1. Consumo de combustibles fósiles


Energético Nacional 2014, del cual se extraerá alguna información oficial para graficar la rea-lidad energética.

En la figura 2, denominada Estructura del Consumo por Fuente, se observa que, entre las diversas energías que integran el consumo ener-gético nacional, se encuentra la electricidad con 13% de dicho consumo.

Cuando se analiza la figura 3, que se refiere a la Potencia Eléctrica Efectiva Nacional, se nota que la potencia hidráulica alcanza el 44% del 13% que corresponde a la generación eléctrica.

Por lo tanto, la figura 4 muestra que en la es-tructura del consumo energético nacional por

fuente, la hidroelectricidad corresponde al 6% del consumo nacional, la leña al 2% y los produc-tos de la caña al 1%, con lo cual únicamente el 9% del consumo energético nacional correspon-de a fuentes de energía que no provienen de los combustibles fósiles, los cuales alcanzan el 91% del consumo energético nacional.

El 44% de la potencia eléctrica efectiva nacio-nal es hidráulica y es de 2 245 MW.

La potencia eléctrica efectiva nacional es de 5 103 MW.

La diferencia entre la potencia hidráulica y la térmica es de 2 858 MW.

La implementación de los ocho proyectos hi-

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GESTORES

ESTRUCTURA DEL CONSUMO POR FUENTE

ESTRUCTURA DEL CONSUMO POR FUENTE

POTENCIA ELÉCTRICA EFECTIVA NACIONAL

Gasolinas 23%

Electricidad13%

Diesel oil31%

Gas licuado de petróleo 8%

Kerosene y turbo 3%

Fuel oil 7%99 millones BEP

No energético 3%

etróleo 1%Leña 2%

Productos de caña 1%

Otras secundarias

8%

Figura 2 y 3. Balance Energético Nacional 2014. Fuente: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos

Figura 4. Con base en la información del Balance Energético Nacional 2014. Fuente: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos

MCI26%

Turbogas19%

Hidráulica44%

5,103 MW

Turbovapor11%

Eólica 0,004Fotovoltaica 0,001

99 millones BEP

Productos de caña 1%

Hidroelectricidad 6%

Electricidad térmica 7%

Gasolinas 23%

Kerosene y turbo 3%

Diesel Oil31%

Fuel Oil 7%

No energético 3%

Gas licuado de petróleo 8%

Otras secundarias 8%

Petróleo 1%

Leña 2%


droeléctricos y del proyecto eólico (ver figura 5) implica invertir alrededor de $5 000 millones para generar, en el mejor de los casos, una po-tencia de 2 771 MW, con lo cual no se habrá cu-bierto 100% de generación eléctrica mediante la hidroelectricidad. Esto sin tomar en cuenta el crecimiento del consumo eléctrico con el pa-sar de los años derivado de varios factores (co-cinas de inducción y crecimiento poblacional).

Si la electricidad representa 13% del consu-mo energético nacional, entonces en el futuro próximo 12% de este consumo se abastecerá de energía hidráulica, quedando un remanente de 1% del consumo energético nacional que se ge-nerará por vía térmica.

Por lo tanto, luego de la ejecución de los ocho proyectos hidroeléctricos y del proyecto eólico, la dependencia del consumo de combustibles fósiles se reducirá de 91% a 85%.

Al respecto, vale la pena recordar que, en su momento, de manera irresponsable, se de-cía que, con $3 600 millones que se esperaba recaudar de la Iniciativa Yasuní-ITT, se iba a cambiar la matriz energética nacional, siendo que con ese dinero se hubiera reducido la de-pendencia de los combustibles fósiles en 4,3%, o sea de 91% a 86,7% y no en su totalidad.

Al respecto, es preciso destacar que el Go-bierno Nacional, mediante la construcción de estos ocho proyectos hidroeléctricos y del proyecto eólico, está tratando de realizar el cambio de la matriz eléctrica, lo cual no es lo mismo que el cambio de la matriz energética en su integralidad.

La figura 6 muestra que de 100% del consu-mo energético nacional, 49% va destinado al sector Transporte, hecho que hace ver la im-posibilidad de dar en el corto y mediano plazo soluciones a este tipo de consumo.

En la figura 7 se observa que 100% del consumo del sector Transporte utiliza combustibles fósiles.

La figura 8 muestra que el transporte terres-tre corresponde aproximadamente al 84% con consumo del sector Transporte, lo que equivale al 42% del consumo energético nacional. Este se compone de 39% de carga pesada, 21% de carga liviana, autos y jeeps 16%, taxis 3%, otros 4% y buses 1%. Por lo tanto, la solución no puede sola-mente darse por el lado de los autos y jeeps, sino también en la carga pesada y liviana (30% del consumo energético nacional), en el que radica el verdadero problema del consumo energético del sector Transporte, que debería invitar al Gobier-no Nacional a pensar en una solución de trans-

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GESTORES

PROYECTOS MONTO EN MM USD POTENCIA MW PRODUCCIÓN

ENERGÍA GW

Toachi PilatónMazar DudasMinas San FranciscoDelsitanisaguaManduriacuQuijosCoca Codo SinclairSopladora

528,051,2

508,8215,0132,9118,3

2.245,0735,2

253,020,8

270,0115,060,050,0

1.500,00487,0

1.120,0125,3

1.290,0904,0341,0355,0

8.731,02.800,0

SUBTOTAL 4.534,4 2.755,8 15.666,3

Proyecto eólico Villonaco 41,8 16,5 59,0

Total 4.576,2 2.771,5 15.725,3

Figura 5. Implementación de proyectos hidroeléctricos y proyecto eólico


porte eléctrico de carga y no en la construcción de mega autopistas, como se dijo en su momento que podría ser la prioridad del Régimen. El Eje-

cutivo dictó las medidas tributarias que han he-cho que el sector Transporte contribuya con el impuesto verde a la economía nacional.

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GESTORES

ESTRUCTURA DEL CONSUMO NACIONAL POR SECTORES

CONSUMO SECTOR TRANSPORTE (49%) POR FUENTE

CONSUMO POR TIPO DE TRANSPORTE (49%)

Figura 7. Balance Energético Nacional 2014. Fuente: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos



49 millones BEP

Gasolinas45%

Diesel Oil43%

Fuel Oil 6%

Kerosene y jet fuel 6%

Electricidad 0%Gas licuado de petróleo 0%

99 millones BEP

Transporte49%

Industria18%

Residencial12%

Comercial, Ser. Pub 4%

Agro, pesca, minería 1%Otros sectores 1%

No energético 3%

Consumo propio 12%

Carga pesada39%

Autos yjeeps 16%

Terrestre84%

Carga liviana 21%

Taxis 3%

Otras 4%

Marino 10%

Aéreo 6%

Buses 1%


La figura 9 indica que el sector Transporte emite 45% de los GEI, pero se observa que exis-ten los demás sectores que deberían ser sujetos de obligaciones con el fisco, como lo hace el sec-tor Transporte.

En general, todo ello hace pensar en la necesi-dad de que la política energética constituya una política de Estado, que contemple las siguientes acciones y decisiones:• Se requiere una transformación estructural

del sector energético, despolitizando la discu-sión sobre esta área.

• Noessuficienteconapoyarelincrementodela oferta de energía, sino que es indispensable el establecimiento de políticas energéticas que coadyuven a volver eficiente el sector de pro-ducción y consumo de energía.

• Debenimplementarseauditoríasenergéticas,que deberían ser parte de una cultura de efi-ciencia energética por la necesidad de usar de mejor manera las fuentes primarias y secun-darias de energía, ello con miras a reconvertir, modernizar y reorganizar el aparato energéti-co del país.

• Es imprescindible que el Ecuador ya cuentecon una medición de emisiones de GEI por unidades industriales para controlar, regular y crear incentivos a la eficiencia energética y generar política de sustitución de uso de com-bustibles fósiles.

• Elusoracionalyeficientedeenergíareduceladependencia del consumo energético, en espe-cial, el que depende de las importaciones.

• Hay que crear incentivos económicos, tribu-

tarios y demás, para quienes demuestren que están implementando un proceso de ahorro y eficiencia energética.

• El iniciode la transiciónenergéticadebe serordenada y no implica que ya se está en capaci-dad de dejar de depender del consumo de com-bustibles fósiles.

• Hayquevolver a repensarel temadeldesa-rrollo de la energía nuclear, como lo están haciendo muchos países productores de pe-tróleo de la OPEP.

• Hayquehaceresfuerzosporintegrarelusodelgas natural por su precio y versatilidad.

• Hayquetomarencuentaeldesarrollodelpo-tencial eólico, geotérmico y solar, desde luego, dimensionando correctamente sus posibilida-des de crecimiento en la oferta de energía en razón de sus elevados costos.

• En el caso de los biocombustibles, es im-prescindible que la generación de la materia prima no compita con las mejores tierras cultivables, además de que hay que evaluar el impacto contaminante que tienen algunos biocombustibles, como el etanol de maíz, a manera de ejemplo.

• Hay que considerar la obligatoriedad de quelos grandes edificios y construcciones afines que se edifiquen, para la aprobación de los planos cuenten con análisis bioclimáticos que permitan conocer cómo debe ser una respues-ta arquitectónica para lograr mayores rendi-mientos energéticos.

• Debeponersemuchaatenciónalaenergíanoaprovechada por razones técnicas o económi-cas, como es el caso del gas que se produce en los pozos petroleros.

• Debedarsesoluciónalaspérdidaseneltrans-porte, almacenamiento y distribución de pro-ductos energéticos, tanto primarios como se-cundarios.

• Debedarsesoluciónalaspérdidasenprocesosde transformación. No deben pasar de niveles máximos permitidos.

• Debeprestarseatenciónaltemadeldenomi-nado “consumo propio” que alcanza un por-centaje sumamente alto dentro del consumo por sectores (12%), que proviene de la utiliza-ción de la energía por el propio sector energé-tico para su funcionamiento en las etapas de producción, transformación, transporte, dis-tribución y almacenamiento.A nivel mundial, se puede colegir de la figura

10 que, en el 2011, el sector Transporte significó el 59% de la demanda energética, el cual no dis-minuirá con el pasar de los años, sino que en el

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GESTORES

EMISIÓN DE GEI POR ACTIVIDAD

Figura 9. El 45% de GEI emitido por el transporte

Industrial13%

Residencial8%

Comercial0,1%

Agro-pescaagricultura

1%Construcción 1%

Transporte45%

Centrales eléctricas 13%

Autoproductor 6%

Consumo propio 10%

Centro de gas 0%

46 millones toneladas CO2 eq

No energético 3%

Producción 0%


2040 se prevé que este sector represente 63% de la demanda de energía a nivel mundial.

En la figura 11, se indica que, para el 2040, la tendencia global en el sector Transporte se ba-sará fundamentalmente en el uso de gasolina, diésel, gas natural, GLP y una parte pequeña de vehículos híbridos de uso de electricidad.

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GESTORES

OPEP 2014 WORLD OIL OUTLOOK

OPEP 2014 WORLD OIL OUTLOOK

Figura 10. OECD/IEA Energy Balances of OECD/Non-OECD Countries, 2013; OPEC Secretariat calculations

Figura 11. Tendencia global en los que se basará el sector Transporte en el 2040

Lo grave, además, es que si sigue la tendencia del crecimiento poblacional mundial, en gene-ral, y ecuatoriano, en particular, por más esfuer-zos que se hagan, será imposible dar soluciones energéticas, de reducción de la contaminación de todo tipo, de infraestructura sanitaria, etc., en la medida en que sigamos creciendo como se

Percentage shares of oil demand by sector in 2011 and 2040, World

Passenger cars world

Transportation59% Transportation

63%

Industry25%

Industry23%

Residential / commercial agriculture 10%

Electricity generation 6%

Residential / commercial agriculture 10%

20112040

Electricity generation 4%

2,500

2,000

1,500

1,000

500

02015 2020 2025 2030 2035 2040

millions

Fuel cell electric vehicleBattery electric vehicleLPGNatural gas vehiclePlug-in hybrid electric vehicleHybrid electric vehicleDieselGasoline


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lo está haciendo. La figura 12 señala que la pobla-ción mundial al 2013 ascendió a 7 122 millones de personas que, para 2040, la población mundial será del orden de 8 978 millones de personas.

A eso se suma que del mismo gráfico se pue-de observar que el crecimiento poblacional se centrará de manera total en el crecimiento alar-mante de la población urbana.

Según estudios de la Organización Mundial de la Salud, las expectativas de vida de los seres humanos crecerán a futuro de manera exponen-cial. Entonces llegará el día en que la Tierra ten-drá que estallar por los cuatro puntos cardina-les, por el exceso poblacional.

Al respecto, hay que tomar en cuenta que la explosión demográfica limita e impide un buen manejo de las políticas ambientales y ello trae consigo, además:• Unaenormepresiónsobrelaofertadealimentos.• Laestructuracióndemegápolis.• La migración rural hacia una urbanización

desordenada.• Eldespilfarrodelespaciourbano.• Ladifícileliminaciónderesiduosurbanos,en

especial los que no son biodegradables.

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GESTORES

• Elusoinadecuadodelatierracultivable. Todo ello rebasa la capacidad de autodepura-

ción del sistema ecológico, siendo que los proble-mas deben resolverse por las causas principales y no por los efectos.

El Ecuador se encuentra en el punto más críti-co, por cuanto califica en todas estas causas que impiden un buen manejo ambiental. Sin embar-go, el artículo 66 de la Constitución de la Repú-blica establece que se reconoce y garantizará a las personas, entre otros:• Elderechoatomardecisioneslibres,respon-

sables e informadas sobre su salud y vida re-productiva y a decidir cuándo y cuántas hijas e hijos tener.El Ecuador jamás ha tenido una política po-

blacional, pero es indispensable que se empiece por delinearla.

Se requiere un país pragmático que se pro-yecte al futuro, sin ingenuidades ni candideces, que es la única forma de enfrentar el desafío de sobrevivir como Estado, puesto que las guerras del futuro se darán por los artículos indispen-sables para la vida humana, entre otros la ener-gía y el agua.

2013 Urban Rural

2040 Urban Rural

Change 2013 - 2040 Urban Rural

OECD America 399 87 510 77 111 -10

OECD Europe 419 137 479 109 60 -28

OECD Asia Oceania 192 22 202 13 11 -9

OECD 1.010 245 1.192 199 182 -46

Latin America 338 245 439 80 101 -9

Middle East & Africa 343 575 790 822 447 247

India 401 851 715 851 314 0

China 734 652 1.054 382 320 -270

Othet Asia 455 651 765 636 311 -15

OPEC 285 152 539 190 254 37

Developing countries 2.555 2.970 4.301 2.961 1.746 -9

Russia 106 37 101 26 -5 -11

Other Eurasia 92 107 125 75 32 -32

Eurasia 198 144 226 100 28 -43

World 3.763 3.359 5.718 3.260 1.955 -99

Figura 12. World Population Prospects: the 2012 Revision, Department of Economic and Social Affairs of the UN Secretariat, Population Division, OPEC Secretariat estimates

PUBLIRREPORTAJE


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CAPACITACIÓN Y EVENTOS

Herramientas de Negociación

Organiza: Círculo de Expertos AIHEAuspiciante: OCP EcuadorLugar y fecha: Quito, 26 y 27 de febrero de 2015 Información: [email protected]

Reinyección de Recortes de Perforación (CRI) – Experiencia en Ecuador

Organiza: Círculo de Expertos AIHEAuspiciante: HalliburtonLugar y fecha: Quito, 29 de abril de 2015Información: [email protected]

A Holistic Approach to Understanding the Impact and Cause of Fines Production by David Underdown

Organiza: Distinguished Lecturer Program SPE Capítulo EcuadorAuspiciante: Andes Petroleum Ecuador Ltd.Lugar y fecha: Quito, 12 de marzo 2015 Información: [email protected]

Sostenibilidad como Innovación en el De-sarrollo del Capital Humano de la Industria Petrolera

Organiza: Círculo de Expertos AIHEAuspiciante: APD Proyectos Cía. Ltda. Lugar y fecha: Quito, 24 de marzo de 2015 Información: [email protected]

6to Workshop de Seguridad

Organiza: LADS EcuadorAuspiciante: LADS Ecuador Lugar y fecha: Quito, 24 de abril de 2015 Información: [email protected]

Curso de trabajo en alturas

Organiza: LADS Ecuador - 3MAuspiciante: LADS EcuadorLugar y fecha: Coca, 17 al 19 de marzo de 2015 Información: [email protected]

Reunión mensual n.º 94

Organiza: LADS EcuadorAuspiciante: HalliburtonLugar y fecha: Quito, 26 de marzo de 2015 Información: [email protected]

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REPORTES

Torres de perforación en EcuadorMarzo 2, 2015

OPERADOR POZO CONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM FANNY 157 CCDC CCDC25 2000 HP DRILLING 12 1/4"

ANDES PETROLEUM TAPIR N8 CCDC CCDC37 ZJ70DB (2000 HP) POOH TO CONDITIONATE TO RUN 7" LINER HANGER

ANDES PETROLEUM FANNY 18B162 HILONG 7 ZJ70D 2000 HP DRILLING 8 1/2" HOLE

EP PETROAMAZONAS APAIKA 014 PETREX 5824 NATIONAL 1320 (HELI RIG) MAINTENANCE

EP PETROAMAZONAS COCK 046 SINOPEC 119 2000 HP COMPLETION

EP PETROAMAZONAS PAKA NORTE A017 CCDC CCDC036 BAOJI 2000 HP COMPLETION

EP PETROAMAZONAS COCA 057H CCDC CCDC066 2000 HP RUNNING 4 1/2" SCREENS

EP PETROAMAZONAS RUMIYACU 006 NABORS DRILLING SERVICES 609 2000 HP DRILLING 8 1/2" HOLE

EP PETROAMAZONAS OSO H123 SINOPEC 127 2000 HP COMPLETION

EP PETROAMAZONAS OSO I141 SINOPEC 191 2000 HP CEMENTING 13 3/8" CASING

EP PETROAMAZONAS ACAK 182 CCDC CCDC68 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS ACAO 157 CCDC CCDC69 2000 HP COMPLETION

EP PETROAMAZONAS PYMG 025 HILONG 17 2000 HP COMPLETION

EP PETROAMAZONAS DREE 062 SINOPEC 169 ZJ70DB (2000 HP) CEMENTING 9 5/8" CASING

EP PETROAMAZONAS ACAP 178 SINOPEC 156 ZJ70/4500D 2000 HP CMTG. 7" LINER HANGER

EP PETROAMAZONAS ACAQ 164 SINOPEC 128 OILWELL 840 DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS TAPC 010 CCDC CCDC38 CHINA MODEL JC50-D (2000 HP) DRILLING 16" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS CYBC 068 CCDC CCDC39 1600 HP RUNNING & CMTG. 7" LINER

EP PETROAMAZONAS OSO G100 SINOPEC 220 2000 HP PREPARRING TO RIG CERTI-FICATION

EP PETROAMAZONAS CNOF O53 SINOPEC 248 2000 HP RUNNING 20" CASING

EP PETROAMAZONAS(OFFSHORE OPERATION) AMISTAD 10 PETREX OCEAN SPUR 2000 HP (JACK UP RIG) WELDING THE 20'' CSG ON

BOTTOM CSG

EP PETROAMAZONAS SHUSHUFINDI 192D HILONG 15 2000 HP POOH ESP EQUIPMENT

EP PETROAMAZONAS SHUSHSUFINDI 168D HELMERICH & PAYNE 176 2000 HP / LEE C. MOORE DRILLING 16" HOLE SECTION @ 2640´

EP PETROAMAZONAS PLAN 049 HS1 NABORS DRILLING SERVICES 794 PYRAMID 2000HP COMPLETION

EP PETROAMAZONAS LMN 6 SINOPEC 183 2000 HP MOBILIZING & RIGGING UP

REPSOL ECUADOR WATI - 2 PETREX 5899 2000 HP MOBILIZING RIG TO WATI LOCATION

RIO NAPO C.E.M. SACHA 433D PDVSA CPV-16 CONTINENTAL EMSCO 2000 HP

DRILLING 12 1/4" HOLE @ 9270

RIO NAPO C.E.M. SACHA 458D PDVSA CPV-23 CONTINENTAL EMSCO 1500 HP DRILLING 16" HOLE SECTION

RIO NAPO C.E.M. SACHA 478H PDVSA PDV-79 ZJ70DB 2000 HP DRILLING 6 1/8" HORIZONTAL SECTION

RIO NAPO C.E.M. SACHA 486D HILONG 16 ZJ70DB VFD 2000 HP RUNNING 13 3/8" CASING

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report


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REPORTES

Torres de mantenimiento en EcuadorMarzo 2, 2015

OPERADOR POZO CONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM MARIANN 48 SINOPEC 903 CHINA MODEL XJ650 HP W.O.

ANDES PETROLEUM MARIANN A47 SINOPEC 904 750 HP W.O.

ANDES PETROLEUM COLIBRI 06 HILONG HL-3 XJ 650 W.O.

ENAP SIPEC PARAISO 13 TUSCANY DRILLING 105 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS CHONTA ESTE A003 CCDC 52 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS EDEN YUTURI J077 HILONG HL-18 DFXK JC11/21 650HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PALMAR OESTE A008 HILONG HL-28 DFXK JC11/21 650HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PARAHUACU 21 GEOPETSA 1 COOPER LTO 550 W.O.

EP PETROAMAZONAS GUANTA 01 GEOPETSA 4 UPET 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS AUCA 28 NABORS DRILLING SERVICES 813 IRI 1287W / FRANKS 500 W.O.

EP PETROAMAZONAS PLAD 042A NABORS DRILLING SERVICES 814 IRI 1287W / FRANKS 500 W.O.

EP PETROAMAZONAS OSO B080 NABORS DRILLING SERVICES 815 IRI 2042 / FRANKS 600 W.O.

EP PETROAMAZONAS PKSB 010 NABORS DRILLING SERVICES 819 CABOT 600 W.O.

EP PETROAMAZONAS ARAZA 05D TRIBOILGAS 6 COOPER 550 W.O.

EP PETROAMAZONAS DRAGO 021 TRIBOILGAS 8 COOPER 550DD W.O.

EP PETROAMAZONAS CUYABENO 51 TRIBOILGAS 101 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS CULEBRA 03 TRIBOILGAS 102 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS DRAGO 11D TRIBOILGAS 105 550 DD W.O.

EP PETROAMAZONAS VHR 09 TRIBOILGAS 107 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SHUSHUFINDI 111D CONSORCIO SHUSHUFIN-DI (OPERADO POr DYGOIL) SSFD01 KING SERVICES 750HP W.O.

EP PETROAMAZONAS AGUARICO 11D DYGOIL 30 CAMERON 600 W.O.

EP PETROAMAZONAS SHUSHUFINDI 014 KEY ENERGY 80051 NOV 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS SHUSHUFINDI 59 KEY ENERGY 80057 LOADCRAFT 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS AGUARICO 50D SAXON ENERGY SERVICES 56 WILSON MOGUL 42B-DD W.O.

EP PETROAMAZONAS ATACAPI 23 SAXON ENERGY SERVICES 55 WILSON MOGUL 42B-DD W.O.

EP PETROAMAZONAS ATACAPI 29 SAXON ENERGY SERVICES 47 WILSON 42B W.O.

EP PETROAMAZONAS EDYF-117 SAXON ENERGY SERVICES 53 WILSON 4B W.O.

EP PETROAMAZONAS EDYG-45 SINOPEC 905 750 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS LGA 034 GEOPETSA 6 ZPEC 650 W.O.

EP PETROAMAZONAS LMN 26 SINOPEC 932 XJ 650 MOBILIZING TO LOCATION

RIO NAPO C.E.M. SACHA 43 DYGOIL 20 FRANKS 600 W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 391D TRIBOILGAS 106 SERVICES KING 550 HP W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 375 CCDC 40 CHINA MODEL XJ550, 650 HP W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 30 CCDC 51 650 HP W.O.

REPSOL AMO A12 SINOPEC 908 650 HP W.O.

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report


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REPORTES

Torres de perforación disponiblesCONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

CCDC CCDC028 2000 HP MAINTENANCE (SACHA)

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 190 2000 HP COCA BASE

PETREX 20 HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP DTM FROM OGLAN TO CPF WHERE WILL BE IN STDBY (AGIP AREA)

PETREX 3 2000 HP DEMOBILIZING FROM SECOYA LOCATION (PARDALIS OPERATION)

SINOPEC 129 70B OSO A PAD

SINOPEC 168 ZJ70DB (2000 HP) OSO G PAD

SINOPEC 185 2000 HP CEIBO 1 PAD

SINOPEC 188 3H-1500 COCA BASE

SINOPEC 219 ZJ70DB (2000 HP) COCA BASE

TRIBOILGAS 202 SERVICE KING 1000 HP COCA BASE

TUSCANY DRILLING 102 LOADCRAFT 1000 HP COCA BASE

TUSCANY DRILLING 117 HELI RIG 200O HP COCA BASE

Torres de mantenimiento disponiblesCONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO STACKED

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

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

CCDC 41 CHINA MODEL XJ550, 650 HP LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

CCDC 42 CHINA MODEL XJ550, 650 HP LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

KEY ENERGY 89001 MUSTANG, 250 HP VARILLERO COCA BASE

KEY ENERGY 80055 LOADCRAFT 550 HP COCA BASE

ESPINEL & ASOCIADOS EA 12 XJ 650 COCA BASE

FAST DRILLING FD 11 XJ 650 (700 HP) COCA BASE

PETROTECH 4 550 HP COCA BASE (MAINTENANCE)

GEOPETSA 2 WILSON 42B 500 COCA BASE

GEOPETSA 3 WILSON 42B 500 COCA BASE

GEOPETSA 5 LTO-550-VIN-26606 COCA BASE

SAXON ENERGY SERVICES 7 COOPER 550 SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES 32 WILSON 42B SHUSHUFINDI BASE

SAXON ENERGY SERVICES 34 WILSON 42B SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC 907 XJ 550 COCA BASE

TRIBOILGAS 5 LTO-550-VIN-26606 COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS 7 WILSON 42 B COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS 103 550 HP COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS 104 LOADCRAFT 550 COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS 201 DRILLING SERVICE KING 1000HP COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS 203 SERVICE KING 1000 HP TAMBILLO (QUITO)



TUSCANY DRILLING 104 CARE 550 HP COCA BASE

TUSCANY DRILLING 108 650 HP HELI PORTABLE RIG COCA BASEEP PETROAMAZONAS (BLOQUE 1) 1 WILSON 42 B DD PENINSULA STA. ELENA

Fuente:Jorge Rosas, Ecuador Rig Report


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REPORTES

Torres de perforación en el mundoLas torres de perforación trabajando en el mundo y contabilizadas en febrero 2015 son 323 menos que en enero 2015 y 750 menos que en febrero 2014

Torres de perforación a Febrero 2015FEBRERO 2015

TORRES DE PERFORACIÓN TERRESTRES

TORRES DE PERFORACIÓN MARÍTIMAS TOTAL

AMÉRICA LATINA 283 72 355

EUROPA 77 56 133

ÁFRICA 88 44 132

ORIENTE MEDIO 367 48 415

ASIA PACÍFICO 136 104 240

INTERNACIONAL 951 324 1.275

ESTADOS UNIDOS 1.296 52 1.348

CANADÁ 360 3 363

NORTEAMÉRICA 1.656 55 1.711

MUNDIAL 2.607 379 2.986

FEBRERO 2014

TORRES DE PERFORACIÓN TERRESTRES


AMÉRICA LATINA 327 73 400

EUROPA 91 41 132

ÁFRICA 114 40 154

ORIENTE MEDIO 351 45 396

ASIA PACÍFICO 140 119 259

INTERNACIONAL 1.023 318 1.341

ESTADOS UNIDOS 1.714 55 1.769

CANADÁ 625 1 626

NORTEAMÉRICA 2.339 56 2.395

MUNDIAL 3.362 374 3.736

ENERO 2015

VARIACIÓN MENSUAL TORRES DE PERFORACIÓN TERRESTRES


AMÉRICA LATINA 4 272 79 351

EUROPA 5 83 45 128

ÁFRICA 0 87 45 132

ORIENTE MEDIO 0 372 43 415

ASIA PACÍFICO 8 130 102 232

INTERNACIONAL 17 944 314 1.258

ESTADOS UNIDOS -335 1,63 53 1.683

CANADÁ -5 365 3 368

NORTEAMÉRICA -340 1.995 56 2.051

MUNDIAL -323 2.939 370 3.309

Fuente: Baker Hughes February 2015 Rotary Rig Counts


PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO (1972-2014)

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ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN EMPRESAS PÚBLICAS PRODUC. CÍAS. PRIVADAS

TOTAL PRODUCCIÓN NACIONAL

AÑOS EP PETROECUADOR PETROAMAZONAS EP OPERADORA RÍO NAPO

TOTAL MBPA

COMPAÑÍAS PRIVADAS TOTAL

1972 28,6 - - 28,6 - 28,6

1973 76,2 - - 76,2 - 76,21974 64,6 - - 64,6 - 64,61975 58,8 - - 58,8 - 58,81976 68,4 - - 68,4 - 68,41977 67 - - 67 - 67

1978 72,8 - - 72,8 0,8 73,6

1979 78,1 - - 78,1 1,2 79,31980 73,3 - - 73,3 1,5 74,8

1981 75,4 - - 75,4 1,4 76,81982 76,4 - - 76,4 1,2 77,71983 85 - - 85 1,4 86,31984 93,4 - - 93,4 1,5 94,91985 100,8 - - 100,8 1,6 102,41986 103,7 - - 103,7 1,8 105,61987 62,5 - - 62,5 1,3 63,81988 108,1 - - 108,1 2,4 110,51989 99,6 - - 99,6 2,2 101,81990 102,6 - - 102,6 1,9 104,41991 106,6 - - 106,6 2,2 108,71992 114,6 - - 114,6 2,6 117,21993 117,6 - - 117,6 7,8 125,41994 119,7 - - 119,7 18,4 138,11995 113,6 - - 113,6 27,5 141,21996 112,2 - - 112,2 28,3 140,51997 106,7 - - 106,7 35 141,71998 101,4 - - 101,4 35,7 137,11999 87,7 - - 87,7 46,8 134,52000 85,9 - - 85,9 60,3 146,22001 84,9 - - 84,9 62,6 147,52002 82,6 - - 82,6 60,3 1432003 76 - - 76 77,6 153,52004 73,3 - - 73,3 119,2 192,52005 72,1 - - 72,1 122 194,22006 68,6 22,3 - 90,9 105 195,92007 62,2 32,2 - 94,3 92,3 186,72008 62,4 34,7 - 97,1 87,6 184,82009 63,6 36,2 3 102,8 74,9 177,62010 49,6 42,2 18,5 110,3 67,1 177,42011 55,3 57,2 18,1 130,6 52 182,62012 58,3 54,3 21,1 133,7 50,7 184,32013 - 119,2 25,7 144,9 47,2 192,1

2014 - 131,8 26,2 158 45,1 203,1

Millones de barriles de petróleo - anual

Fuente: AIHE. Folleto Petróleo en Cifras 2014-Marzo 2015, página 16


CRUDO ORIENTE CRUDO NAPO

AÑOS VALOR UNITARIO DÓLARES/BARRIL API PROMEDIO VALOR UNITARIO

DÓLARES/BARRIL API PROMEDIO

1972 2,50 29,10 - -

1973 4,20 29,90 - -

1974 13,70 30,10 - -

1975 11,50 30,40 - -

1976 11,50 30,30 - -

1977 13,00 29,10 - -

1978 12,50 30 - -

1979 23,50 29,80 - -

1980 35,26 29,80 - -

1981 34,48 29,40 - -

1982 32,84 29,40 - -

1983 28,08 29,40 - -

1984 27,46 29,20 - -

1985 25,90 29,60 - -

1986 12,70 29,80 - -

1987 16,35 29,50 - -

1988 12,50 29,10 - -

1989 16,22 28,90 - -

1990 20,32 28,80 - -

1991 16,16 28,70 - -

1992 16,89 28,70 - -

1993 14,42 28,40 - -

1994 13,68 27,80 - -

1995 14,83 27,00 - -

1996 18,04 26,10 - -

1997 15,51 25,20 - -

1998 9,15 25,20 - -

1999 15,12 24,60 - -

2000 24,92 24,20 - -

2001 18,99 23,90 - -

2002 22,06 23,90 - -

2003 26,26 24,20 - -

2004 32,17 24,10 - -

2005 42,84 23,80 - -

2006 51,84 23,50 48,56 -

2007 62,27 24,30 56,34 19

2008 83,96 24,30 82,04 18,20

2009 54,34 23,40 50,87 18,70

2010 72,97 23,70 69,56 19,30

2011 98,92 23,90 95,11 19,30

2012 99,49 24 96,44 19,50

2013 97,36 24,80 92,91 19,70

2014 86,62 24,70 82,15 20,20

i

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DEL PETRÓLEO ECUADOR (1972-2014)

Fuente: AIHE. Folleto Petróleo en Cifras 2014-Marzo 2015, página 21


Ii

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO WTI Y BRENT (1976-2014)

BRENT WEST TEXAS INTERMEDIATE

US DÓLARES POR BARRIL $/BBL $/BBL

1976 12,80 12,23

1977 13,92 14,22

1978 14,02 14,55

1979 31,61 25,08

1980 36,83 37,96

1981 35,93 36,08

1982 32,97 33,65

1983 29,55 30,30

1984 28,78 29,39

1985 27,56 27,98

1986 14,43 15,10

1987 18,44 19,18

1988 14,92 15,97

1989 18,23 19,68

1990 23,73 24,50

1991 20,00 21,54

1992 19,32 20,57

1993 16,97 18,45

1994 15,82 17,21

1995 17,02 18,42

1996 20,67 22,16

1997 19,09 20,61

1998 12,72 14,39

1999 17,97 19,31

2000 28,50 30,37

2001 24,44 25,93

2002 25,02 26,16

2003 28,83 31,07

2004 38,27 41,49

2005 54.52 56,59

2006 65.14 66,02

2007 72,39 72,20

2008 97,26 100,06

2009 61,67 61,92

2010 79,50 79,45

2011 111,26 95,04

2012 111,67 94,13

2013 108,66 97,99

2014 99,02 93,26Fuente: BP Statistical Review

of World Energy 2014


Precios del petróleo Ecuador (1972-2014)

i

ESTADÍSTICAS

120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.001972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

Crudo NapoCrudo Oriente

Precios de petróleo WTI y Brent (1976-2014)

120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

1976

West Texas IntermediateBrent

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014


Ii

ESTADÍSTICAS

AÑOS EMPRESAS DEL ESTADO COMPAÑÍAS PRIVADAS SHE TOTAL

1972 25 - - 25

1973 71,1 - - 71,1

1974 59,2 - - 59,2

1975 52,3 - - 52,3

1976 61,3 - - 61,3

1977 50,5 - - 50,5

1978 44,5 0,3 - 44,8

1979 44,4 0,3 - 44,8

1980 39,2 0,4 - 39,6

1981 45,1 0,4 - 45,4

1982 41,7 0,4 - 42,1

1983 58,8 0,5 - 59,3

1984 60,6 0,7 - 61,3

1985 68,5 0,5 - 68,9

1986 70,6 0,8 - 71,4

1987 45,2 0,2 - 45,4

1988 68,5 0,5 - 69

1989 63,2 0,5 - 63,7

1990 61,8 0,5 - 62,3

1991 64,8 0,5 - 65,3

1992 73,5 0,8 - 74,4

1993 79,1 0,6 - 79,7

1994 86,2 0,6 - 86,8

1995 91,4 2,7 - 94,1

1996 80,7 3,7 - 84,4

1997 76,8 14,6 - 91,4

1998 69 16,4 - 85,4

1999 56,5 28,5 - 85

2000 43,1 43,5 - 86,6

2001 47,4 42,5 - 89,9

2002 43,7 33 - 76,7

2003 43 49,4 - 92,4

2004 50,4 79 - 129,4

2005 53,7 77,9 - 131,6

2006 72 65,4 - 137,4

2007 66,6 57,5 - 124,1

2008 77,5 49,9 - 127,4

2009 83,5 36,1 - 119,6

2010 93,2 31,2 - 124,5

2011 105,6 0,4 15,7 121,7

2012 112,3 - 17,2 129,5

2013 124,1 - 16,1 140,2

2014 138,7 - 16 154,7

EXPORTACIONES DE PETRÓLEO (1972-2014)

Millones de barriles

Fuente: AIHE. Folleto Petróleo en Cifras 2014 Marzo 2015, página 22


PRECIOS DE VENTA EN LOS TERMINALES DE EP PETROECUADOR A LAS COMERCIALIZADORAS

PRODUCTO PRECIO EN TERMINAL (INCLUYE EL 12% DEL I.V.A.)

DECRETO EJECUTIVO 338 ART. 1 DE 25-JUL-05 US $ / GLN.

GASOLINA PESCA ARTESANAL 0,799120

GASOLINA SUPER 1,680000

GASOLINA EXTRA 1,309168

DIESEL 1 0,900704

DIESEL 2 0,900704

DIESEL PREMIUM 0,900704

DIESEL 2 ELÉCTRICO 0,900704

FUEL OIL 4 0,694400

SPRAY OIL 1,030000

SOLVENTES IND. 1,635200

AVGAS 2,464000

ABSORVER 0,963200

DECRETO EJECUTIVO 338 ART. 9 DE 25-JUL-05 US $ / GLN.

G.L.P. US$ / KG. 0,106667

DECRETO EJECUTIVO NO. 724 DE 16-NOV-2007

RESIDUO CEMENTERAS 0,648480

DECRETO EJECUTIVO NO. 995 DE 01-ABRIL-2008

G.L.P. TAXIS US$ / KG. 0,188384

G.L.P. AGRICOLA US$ / KG. 0,188384

DOLARES/KG

MEMORANDO 0079-PCO-GCN-COV-DN-2010 DEL 14/01/2010

AZUFRE US$ / KG. 0,036296

VIGENCIA: 25 DE JULIO 2005 (ART. 12,13,14 Y 15 D. E. 338 DE 25.JUL-05)

SECTOR ELÉCTRICO US $ / GLN.

RESIDUO 100,000 SRW 1 0,293334

DILUYENTE MEZCLA 0,900704

VIGENCIA: 25 DE JULIO 2005 (ART. 11 Y 16 D. E. 338 DE 25.JUL-05) Y ( * D.E. 862 DE 10-ENE-08)

SECTOR ELECTRICO US $ / GLN.

NAFTA INDUSTRIAL * 0,733264

DIESEL 0,900704

FUEL OIL 0,537600

Fuente: Gerencia de Comercialización de EP Petroecuador

Precios sin variación

i

ESTADÍSTICAS

PUBLIRREPORTAJE

ÁREA TÉCNICA


Ing. Carlos Pérez1

La primera licitación conocida como “campos maduros” se llevó a cabo durante la administración del Minis-tro Wilson Pástor adjudicándose dos campos (Shushufindi y Libertador) de

cinco licitados. Posteriormente, Petroamazonas EP, bajo la

dirección del Ministro Pedro Merizalde, adjudi-có 17 campos (Edén Yuturi, Pañacocha, Tumali, Lago Agrio, Palo Azul, Pata, Pucuna, Charapa, Indillana, Limoncocha, Yanaquincha Este, VHR, Tipishca Huaico, Arazá, Chanangue, Pacoa y Yu-ralpa, ver gráfico).

El segundo proceso licitatorio de “Campos Ma-duros” trajo consigo inversiones que bordearon los $1 600 millones e incrementos de producción en un total aproximado de 8%.

El segundo proceso licitatorio de “Campos Ma-duros” tendrá inversiones de $2 125 millones e incrementos de producción en el orden de 25 mil BPPD adicionales, a través de la perforación de pozos, reacondicionamiento y lo más importan-

Más producción con mejores tecnologías

y prácticas

PR

OD

UCCIÓ

N F

1 Carlos Pérez es Ingeniero Eléctrico por la Universidad de Texas, Estados

Unidos. Presidente de la Sociedad de

Ingenieros de Petróleos (SPE) Capítulo Ecuador.

Gerente General de Halliburton Ecuador.

te, que incluye un proyecto piloto de recupera-ción mejorada (EOR/IOR).

Si es positivo, se pasaría a masificar ese pro-ceso, lo que incrementaría aún más el factor de recobro de los campos y obviamente mayores inversiones.

En estos contratos, la operadora es Petroama-zonas EP que mantiene su responsabilidad por el OPEX, con su presupuesto para la curva base. Las empresas mediante contratos de servicios específicos son responsables del CAPEX (inver-sión) para ejecutar actividades que permitan in-crementar la producción por encima de la curva base. Las empresas son compensadas mediante tarifa por barril producido únicamente por en-cima de la curva base, su riesgo es que no haya producción incremental.

Los contratos duran 15 años con una posible extensión de cinco años más, pero las tarifas han sido negociadas por campo. En ellos se pre-vé que, en el caso de encontrarse nuevo petróleo a través de exploración adicional o proceso de

Foto 1. Río Cononaco, Amazonía ecuatoriana


PR

OD

UCCIÓ

NF

ECUADOR

Guayaquil

Golfo deGuayaquil

Salinas

GRUPO 2:- Halliburton Latin AmericaINVERSIONES:$ 579,3 MILLONESCAMPOS:- Lago Agrio, Palo Azul, Pata, Pucuna y Charapa.

GRUPO 4:- Halliburton Latin AmericaINVERSIONES:$ 240 MILLONESCAMPOS:- VHR, Tipishca Huaico, Arazá y Chanangue.

GRUPO 1:- Consorcio Schlumberger y TecpetrolINVERSIONES:$ 701,7 MILLONESCAMPOS:- Edén Yuturi, Pañacocha y Tumali.

GRUPO 3:- Consorcio PañaturiINVERSIONES:$ 401,9 MILLONESCAMPO:- Indillana, Limoncocha y Yanaquincha Este.

GRUPO 5:- Consorcio CentipetrolINVERSIONES:$ 6 MILLONESCAMPO:- Pacoa.

B21

B18 B44

B07 B61

B55

B11 B56

B50

B57

B15 B12

B31

B58

B51

B59

B01B05

B06

Bolívar

Tena

Napo

Santa Rosade Sucumbíos

Tambo

Sucumbíos

GRUPO 6:- YPF S.A.INVERSIONES:$ 191,8 MILLONESCAMPO:- Yuralpa.

recuperación mejorada, se negociaría una nueva tarifa para esa producción.

Será responsabilidad de las empresas hacer los estudios necesarios, análisis geológicos y de re-servorios, además de utilizar las mejores técni-cas innovando procesos con equipos multidisci-plinarios. Esto con el fin de incrementar el factor de recobro de cada uno de los campos asignados para aumentar la producción.

CON TODO ESTO, ¿QUÉ GANA EL PAÍS?Tener empresas de primer orden enfocadas en incrementar la producción de campos que ya tienen muchos años en actividad, producción

necesaria para el desarrollo del país, utilizando las mejores tecnologías y prácticas, con sus pro-pios recursos económicos a su riesgo. Si no hay producción incremental por encima de la curva base, las empresas no perciben ingresos.

Las buenas prácticas y altos estándares inclu-yen procesos que permiten cuidar la integridad de las personas, comunidades y el ambiente, mientras se consigue la producción incremental esperada por el Estado. La responsabilidad de Petroamazonas EP es la de mantener la curva base con la declinación acordada y asegurarse que se cumplan los términos y condiciones del contrato en toda su extensión.

UBICACIÓN DE LOS CAMPOS QUE SON PARTE DEL PROCESO

Fuente: Petroamazonas EP


Autora: Laura D. Rodríguez1 Coautores: José R. Leal / Hernán F. Sánchez / Gino R. Hinojosa

La ubicación adecuada del Contacto Original Agua-Petróleo (CAP) tiene un impacto directo en la cuantifica-ción del Petróleo Original en Sitio (POES) y en la planificación del de-

sarrollo de un campo. Cuando estas superficies se presentan irregulares, su identificación se dificulta al existir factores que afectan su inter-pretación, tales como, características texturales de la roca, control por flujo hidrodinámico o una combinación de ambos.

Estos son aspectos importantes cuando se es-tudia la Formación Cretácica Hollín Inferior, en el Campo Sacha, un campo maduro de la Cuenca Oriente del Ecuador. Esta formación se caracte-riza por una secuencia de areniscas amalgama-das depositadas, principalmente, por sistema de dominio fluvial de ríos trenzados y un acuífero subyacente que mantiene una presión estable. Este reservorio muestra CAP a diferentes nive-les en los pozos, con una variación de hasta 70 pies a través del campo.

Para abordar esta problemática fueron iden-tificadas en forma discretizada las heterogenei-dades del acuífero y los factores que indican un posible flujo hidrodinámico, mediante el uso de datos básicos y especiales de núcleos, modelo de saturación de agua (Sw) derivado de registros de pozo, modelo de calidad de roca y el comporta-miento dinámico del reservorio. Las heteroge-neidades del acuífero fueron identificadas como: cambios de facies, fallas y efectos de capilaridad, causando irregularidades en los CAP identifi-cados, las cuales no impiden una comunicación vertical del fluido dentro del reservorio; sin em-bargo, representan un parámetro importante en la interpretación adecuada de propiedades eléctricas de la roca, proporcionando un modelo

Superando a una desafiante caracterización de contacto

agua-petróleo inclinado: estudio del Campo Sacha

(Oriente ecuatoriano)

PR

OD

UCCIÓ

N F

de Sw más realista. La creación de superficies de roca-fluido y fluido-fluido ayudan en la identi-ficación de las heterogeneidades en el acuífero relacionadas con un estado estacionario.

La metodología aplicada ha permitido el esta-blecimiento de un plano inclinado del Contacto Original Agua-Petróleo. En la parte centro-oes-te del campo, en el que varias fallas tipo “strike slip” se fusionan, los CAP identificados varían sus tasas de inclinación de 2 pies/km hacia el norte, 13 pies/Km hacia el este y de 11 a 14 pies/km hacia el sur. El aumento del gradiente de in-clinación del CAP sugiere que estas fallas ejer-cen un posible control dinámico en el reservorio como canalizadoras de agua. La integración de los estudios geológicos y petrofísicos proporcio-na un sólido análisis que permite construir un modelo de reservorio fortalecido y ayuda a opti-mizar el plan de desarrollo del campo.

INTRODUCCIÓNLas diferencias en los niveles de fluidos es talvez uno de los temas que más se discute al modelar un reservorio. Sus variaciones podrían deberse a complejidades estructurales, heterogeneidades de la roca, movimientos hidrodinámicos, inclu-so se suma la filosofía en el desarrollo del campo en las etapas de producción temprana. Las hete-rogeneidades del acuífero, la capacidad de flujo y las reservas remanentes constituyen puntos críticos para el desarrollo de un campo maduro, que ha tenido una producción acelerada desde sus inicios.

El Campo Sacha, uno de los campos más gran-des en la parte central de la Cuenca Oriente del Ecuador (figura 1), cuenta con las características antes mencionadas. Este campo, con más de 40 años de histórico de producción y una tasa pro-

1 Laura Rodríguez.Ingeniera de Petróleo, por la Universidad de

Oriente-Venezuela y Máster de Ciencias en Petrofísica, por la Universidad de

Tulsa-EEUU. Ha sido miembro de equipos

multidisciplinarios para la caracterización y

desarrollo de campos en Venezuela y Ecuador.

Actualmente, es Consultora Petrofísica

en el Departamento de Consulting and

Project Management de Halliburton-Ecuador.


PR

OD

UCCIÓ

NF

Figura 1. Localización geográfica del Campo Sacha

Figura 2. Registro tipo Campo Sacha, pozo S-381D

media de petróleo de 72 000 BPPD, ha sido ope-rado desde 2009 por la empresa Operaciones Río Napo CEM (ORNCEM).

En este trabajo se intenta aclarar los aspectos técnicos para la calibración de un modelo de dis-tribución original de fluido en el que se integra el marco geológico, aspectos petrofísicos y la producción del campo, analizando el equilibrio de los niveles de los fluidos originales que pudie-ran haber originado las trampas existentes. Este modelo optimiza la cuantificación del POES y establece un marco para la simulación dinámica de reservorio.

MARCO GEOLÓGICOEstructuralmente, el Campo Sacha consiste en un pliegue anticlinal de orientación norte-sur, con 30 km de largo y 7 km de ancho en prome-dio. Está limitado al oeste por una falla inver-sa de alto ángulo. Un sistema de fallas inversas (transpresivos-dextrales) con dirección prefe-rencial NE-SO. Los reservorios poseen adelgaza-miento desde el este hacia el oeste, contribuyen-do al desarrollo de trampas estratigráficas.

La columna estratigráfica del campo consis-te en una secuencia siliciclástica/carbonatos de edad Cretácico (figura 2), representada por facies sedimentarias asociadas con plataforma marina poco profunda, ambientes de transición y ambientes fluviales. Las unidades estratigráfi-cas desde la base hasta el tope son: Fm. Hollín (Cretácico Inferior), Fm. Napo. (Albiano Infe-

rior - Cretácico Tardío), que se subdivide en los siguientes miembros: Caliza C, Napo T, Caliza B, Napo U, Caliza A, Caliza M2, Caliza M1, Lutita Napo Superior y Basal Tena (edad Maastrichtia-no) (Jaillard, 1997).

ECUADOR

N

S

W E

SouthAmerica

ECUADOR

ECUADOR

PERÚ

PERU

PERÚ

COLOMBIA

ME

SO

ZO

ICC

RE

TAC

EU

S

NA

PO

HO

LLIN 10800

10400

10000

9600

LAT

EE

ARLY


PR

OD

UCCIÓ

N F

Hay cinco reservorios productores en el Cam-po Sacha que se encuentran separados vertical-mente por sellos capilares regionales (las pro-fundidades de los reservorios varían de 8 500 pies a 9 700 pies TVD), cada uno con caracterís-ticas mineralógicas y de fluidos distintivos. No obstante, este trabajo se centra particularmente en la Formación Hollín Inferior.

La Fm. Hollín Inferior consiste en areniscas ricas en cuarzo, en general de grano grueso a medio, sub-redondeada a sub-angulares, bien escogidas con ocasional matriz arcillosa, masi-vas y con estratificación cruzada mostrando un patrón agradacional.

El ambiente de depositación para la Fm. Ho-llín Inferior varía de sistemas fluviales de ríos trenzados a la base, a sistemas transicionales hacia la parte superior. Las características del yacimiento son: 27.8 ° API, Bo 1,108 BR/BN, μo 4.42 cps, Pi: 4 378 psia, subyacente por un fuerte acuífero que mantiene la presión del yacimiento en 4 300 psia. La porosidad generalmente es ma-yor a 16% y la permeabilidad absoluta de la roca alcanza valores de 600 mD en promedio.

DEFINICIÓN DE TÉRMINOS:Contacto Agua-Petróleo (OWC): por sus siglas en inglés Oil-Water Contact, es una superficie de delimitación agua-petróleo en una unidad hi-dráulicamente conectada, por encima de la cual se produce predominantemente petróleo y por debajo agua.

El CAP no es siempre una superficie horizon-tal, podría ser irregular por efectos intrínsecos de heterogeneidades de la roca o inclinada debi-do a condiciones hidrodinámicas.

Nivel más profundo de aceite (ODT): por sus siglas en inglés Oil-Down To, se define como un límite inferior poroso contentivo totalmente de hidrocarburo. El ODT más profundo representa la probabilidad P90 de que el OWC puede encon-trarse por debajo de esta profundidad.

Nivel Superior de Agua (WUT): por sus siglas en inglés Water-Up To, se define como un límite superior poroso contentivo totalmente de agua. Este ocurre cuando se perfora un pozo estructu-ralmente debajo del OWC. El WUT más somero representa la probabilidad P10 que por encima de ese valor se ubica el OWC.

Estos conceptos se representan esquemática-mente en la figura 3. (Rodríguez, 2013).

Figura 3. Representación esquemática en la identificación de niveles fluido-fluido y roca-fluido

DISCUSIÓN DE RESULTADOSLa explicación en la variación observada de las profundidades del contacto agua-petróleo se logró mediante la plena integración de la confi-guración estructural del reservorio, su ajuste es-tratigráfico y las principales características de la roca. Este análisis se llevó a cabo caracterizando las variables en etapas separadas, evitando así el sesgo en el resultado final.

a) Identificación de los cambios en calidad de rocaLas heterogeneidades en el acuífero pueden cau-sar compartamentalización en el reservorio y niveles desiguales del OWC, incluyendo cambios de calidad de rocas, barreras o deflectores de ca-pas y fallas. La comprensión de la presión capilar de la roca puede ayudar a entender la compleji-dad en la red de gargantas de poro.

Se analizó el set de datos de presiones capila-res (PC) disponibles por método de centrífuga y HPMI. La permeabilidad al aire disponible en muestras de PC oscila entre 0,29 a 2,924 mD. Después de la trasformación respectiva de la presión capilar de condiciones de laboratorio a condiciones de reservorio, se observa para los diferentes tipos de roca una altura sobre el nivel de agua libre (FWL, por su siglas en inglés) de 5 pies en promedio, con una zona de transición de alrededor de 32 pies.

Las isolíneas de calidad de roca dadas por el modelo Winland R35 fueron ajustadas con la re-lación K/Phi de los tapones de PC (figura 4). Este análisis muestra al menos cinco tipos de roca, que controlan el flujo (4 rocas reservorios y 1 no reservorio). El radio de garganta de poro varía en un rango de 2 a 45 micrones.

WELL 1

Fluid - Fluid Contacts OWC: Oil Water ContactGOC: Gas Oil Contac

WUT: Water Up ToWDT: Water Down ToODT: Oil Down To

Fluid - Rock Contacts

WELL 2 WELL 3 WELL 4


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Figura 4. Cotejo presiones capilares (izquierda) con gráfico Winland R35 (derecha), Hollín Inferior

Se analizó la relación Kv/Kh para la Fm. Hollín Inferior. De acuerdo a este, la Fm. Hollín Inferior presenta un predominio de facies AM y AX (relacionada con barras y depósitos ca-nales), en comparación con las facies ALF, ALC, H, en el que las facies ALF y ALC están relaciona-das con sandflat, mientras que la facies H se re-

laciona con depósitos de Mudflat (Gaibor, 2013). Esta tendencia da una relación Kv/Kh de 0,84, lo que indica un alto nivel de transmisibilidad verti-cal de los fluidos (figura 5-a) (Rodríguez, 2014). Información XRD muestra que el cuarzo es el mi-neral más abundante y la caolinita es el mineral de arcilla predominante (figura 5-b).

Figura 5-a. Análisis de relación Kv/Kh


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N F

29,3

64,7

Traces3,51,4

Figura 5-b. Información Difracción de Rayos X

b) Revisión de la campaña de perforación Para observar el posible movimiento del OWC desde su posición original, era necesario crear listas de pozos por año.

Analizando el patrón de explotación del cam-po y el inicio de la perforación de pozos “in-fill”, se decide estudiar los perforados entre 1969 y 1990: un total de 118 (figura 6). Algunos pozos hacia la periferia fueron perforados después del año 2005, a estos 12 pozos recientes se los tomó únicamente para control geológico.

Figura 6. Localización de los primeros pozos perforados

c) Secciones estructurales y mapas de aná-lisis OWC-ODT-WUTPara el set seleccionado de los primeros pozos del campo integrando las curvas interpretadas de porosidad efectiva, permeabilidad, tipo de roca y se fueron identificando sus respectivos niveles de roca-fluido (ODT, WUT) y niveles fluido-fluido (OWC). Después, se generaron varios mapas que evidencian las tendencias en los niveles de OWC, ODT, y WUT para Fm. Ho-llín Inferior. Para facilidad de visualización, en secciones estructurales que se discuten a conti-nuación, la superficie del fluido que representa OWC se mostrará en azul, el ODT en verde y el WUT en púrpura.

La Sección Estructural 1 (figura 7-a) muestra la variación en los primeros pozos perforados del campo (pozos S-2, S-1, S-3 y S-4) de sur a norte, respectivamente. El pozo S-2 situado en la parte sur del campo tiene un OWC más profundo comparado al pozo S-1, ubicado en la región central (-9 052 y -9 028 pies Tvdss, res-pectivamente), con una diferencia de 24 pies Tvdss sobre una distancia de 7,8 Km. Entre el pozo S-1 (centro-oeste) y el pozo S-4 (zona norte) hay una diferencia del OWC de 14 pies Tvdss sobre una distancia de 12,9 km. En esta sección se observa cómo la pendiente del con-tacto es más suave hacia el norte del campo.

En la sección estructural 2 (figura 7-b) toma-da en la zona norte del campo (pozos de refe-rencia: S-38, S-270V y S-280D), los pozos se ubican estructuralmente por debajo de la su-perficie que gobierna el OWC, mostrando nive-les de WUT de alrededor de -9 112 pies Tvdss.

XRD, Lower Hollin Fm, Core S-3V

Quartz

Kaolinite

Siderite

Mixed -Layer Clay

OrganicMaterial


PR

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NF

Figura 7-a. Sección estructural 1

Figura 7-b. Sección estructural 2

Al contrastar los mapas OWC y WUT (figura 8-a y 8-b), se evidencia que la Fm. Hollín In-ferior al norte del pozo S-38 se encuentra por debajo de la OWC, una zona estructuralmente más profunda completamente llena de agua.

A esta se la considera una trampa estructu-ral cuyo “spill-point” está a una profundidad de -9 040 pies Tvdss. De igual manera, existe un plano de inclinación entre -9 000 y -9 040 pies

Tvdss, desde el oeste hacia el este, respectiva-mente. La creación de mapas de WUT y ODT fueron generados para tener certeza acerca de la ubicación del OWC.

El valor ODT más profundo debe ser menor que el valor promedio OWC. De este modo, se logra un control de calidad y cualquier inter-pretación errónea es identificada, así como también las zonas compartamentalizadas.


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La sección estructural 3 se refiere a los po-zos de la zona centro-oriental del Campo Sacha con los pozos del campo vecino MDC (figura 9). El pozo S-57 tiene un ODT @ -9 065 pies Tvdss, mientras el pozo S-79 tiene eviden-cias un WUT @ -9 089 pies Tvdss.

Esto indica que el OWC necesariamente debe estar situado por debajo del nivel ODT y por encima de WUT.

Se observa que el nivel OWC sigue inclinán-dose hacia el sur hasta los pozos MDC-3, MDC-1 y el MDC-2.

Figura 8. A) Mapa OWC, B) Mapa WUT,

zona norte

Figura 9. Sección estructural 3 (arriba) y

mapa estructural 2D OWC (abajo)


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Al mismo tiempo, en el modelo 3D se com-probó la existencia de posibles barreras de fa-cies o deflectores que causan esa distribución. En respuesta de esta comparación, no se obser-vó cambios significativos de facies en el campo.

Después de ser interpretados todos los nive-les de fluidos para cada pozo, el mapa del con-tacto original agua-petróleo sugerido muestra un patrón de ángulo de inclinación suave. Este podría constituir una evidencia importante de las condiciones hidrodinámicas debido a que los ángulos del contacto son constantes sobre el campo, a pesar de cualquier cambio de facies.

d) Variación de salinidad del agua de for-maciónSe evidenciaron además cambios significativos en la salinidad del agua de formación como se define por la resistividad en las areniscas 100% saturadas de agua (Ro), según los registros eléctricos. Existe una marcada diferencia entre

Figura 10. Mapa de Ro (izquierda) y mapa salinidad base cloruros (derecha)

la parte norte del campo, que exhibe una varia-ción de Ro entre 10-60 ohm.m y las zonas sur y centrales del campo, con un rango entre 80-300 ohm.m de Ro (figura 10). Se recalca que los datos de XRD y CEC muestran una distribución mineralógica similar en todo el campo.

Los cambios de salinidad en el agua coinci-den estrechamente con el ángulo de inclinación de inmersión del contacto. A medida que la sa-linidad del agua disminuye (agua más fresca), los contactos son más someros, lo que puede atribuirse a zonas de recarga.

e) Análisis de presión y producciónPara entender el comportamiento de la presión en la Fm. Hollín Inferior, se utilizó la informa-ción analizada por Rubys Hernández -inge-niera, Halliburton en 2013-, en la cual indica la disponibilidad de pruebas Build-Up y RFT en el reservorio estudiado. Tras analizar la in-formación, se evidencia que la disminución de

Sacha - 70

Cl- Salinity, Lower Hollin


Figura 11. Variación de presiones en Hollín Inferior

Structural Map “C” Limestone Top

presión es baja y/o inexistente de acuerdo con la pequeña variación entre la presión inicial de reservorio de 4 378 psi y la presión actual de 4 307 psi (diciembre de 2012), ambas presiones mencionadas al datum de –8 992 pies Tvdss; como consecuencia, un mapa de la presión global no muestra variaciones significativas. Debido a este hecho, algunas consideraciones fueron tomadas en cuenta para demostrar los cambios sutiles en las variaciones de presión, sobre los primeros pozos perforados sin afecta-ción de los pozos productores cercanos.

Basado en los cuatro primeros pozos perfo-rados, se observa pequeños cambios en la pre-sión de 4 024 psi (NP <265 MMBN) en el pozo S-2 situado en la parte sur del campo, hasta alcanzar el valor de presión máxima de 4 342 psi en el pozo S-1 (NP <0,5 MMBN), ubicado en la zona central y con ligero descenso hasta 4327 psi (NP <0,5 MMBN) en el pozo norte de S-4. Esto se relaciona estrechamente a la varia-ción del OWC, en donde a mayor presión existe una somerización del OWC en la parte central del campo. Una sutil variación se observa con orientación oeste-este en las líneas de seccio-nes de los pozos: S-118 / S-1 / S-96 y S-16/S-39/S-135/S-10 (figura 11) que muestran una mayor presión cerca del plano de falla, dismi-

nuyendo progresivamente en dirección este.Información adicional referente a la pro-

ducción de Hollín Inferior, en la que los pozos pueden producir por flujo natural hasta la su-perficie, sugiere la presencia de un acuífero ar-tesiano confinado con pozos artesianos fluyen-tes. Este hecho, junto con el análisis geológico y petrofísico previamente discutido, proporcio-na el marco para el modelo conceptual descrito en este trabajo (figura 12-a).

El análisis detallado de la presión, pruebas de producción y el marco geológico-petrofísi-co han permitido interpretar a la conjunción del sistema de fallas en el flanco centro-oeste del Campo Sacha (figura 12-b) como un posi-ble punto de recarga y, por lo tanto, la incli-nación del OWC a partir de este punto, en el que las mayores presiones coinciden con los niveles OWC más someros. Cuanto mayor es la distancia desde el punto de recarga, menor será la presión ejercida por el acuífero y, como consecuencia, los niveles de OWC tienden a ser más profundos. Este hecho origina un plano de inclinación a lo largo del campo, que varía según la distancia desde el punto de recarga de 2 pies/km al norte, 13 pies/km en la parte central (orientación oeste-este), entre 11 y 14 pies/km hacia el sur del campo.

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parte central (orientación oeste-este) y entre 11 y 14 pies/km hacia el sur del campo.

• Sobrelabasedelosprimerospozosperforadosen el campo, las zonas de transición observa-dos varían de 0 a 20 pies, dependiendo de los

El establecimiento de zonas de equilibrio honrando la inclinación del OWC en la simu-lación dinámica de reservorio mejoró el cotejo histórico de fluidos a nivel global del campo (Sandoval, 2013).

CONCLUSIONES• El Campo Sacha evidencia variación en su

Contacto Original Agua-Petróleo, mostrando inclinación hacia el este, norte y sur del campo.

• ElnivelmássomerodelOWCcorrespondeala zona centro-oeste del campo entre -8 990 y -9 010 pies Tvdss. Se alcanzan máximos valo-res de -9 040 pies Tvdss hacia el norte y -9 075 pies Tvdss hacia el este del campo.

• Laconjuncióndelsistemadefallasenelflan-co centro-oeste del Campo Sacha ejercen con-trol dinámico como posible punto de recar-ga de agua para elevar el OWC a sus niveles más someros.

• A partir del punto de recarga, el contactoAgua-Petróleo varía su ángulo de inclinación en 2 pies/km hacia el norte, 13 pies/km en los

cambios de calidad de roca y sus frecuencias de ocurrencia. Según los datos de presión ca-pilar disponibles, el OWC más representati-vo se encuentra a 5 pies sobre FWL con una zona de transición no superior a 32 pies por encima del FWL.

• LaFm.HollínInferiormuestraradiosdegar-ganta de poros desde 2 micrones hasta 45 mi-crones, de acuerdo a la clasificación Winland R35. Existen 5 tipos de rocas: 4 rocas reservo-rios y 1 roca no reservorio.

• Larelaciónkv/vhesde0,84que,juntoconelanálisis de coalescencia, evidencia una alta transmisibilidad vertical.

• LaFm.HollínInferiorposeeunacuíferoconfi-nado infinito con pozos artesianos fluyentes.

Figura 12. Modelo conceptual del contacto inclinado agua-petróleo en Hollín Inferior, Campo Sacha

Sacha Field

Down dip Movement

Recharge PointElevation depth

(ft) TVDSS

2 ft/Km

13 ft/Km

11-14 ft/Km

-9020-9040-9060-9080-9100-9120-9140-9160-9180

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Ing. José Luis Ziritt1

En las últimas dos décadas, la pro-ducción de petróleo proveniente de proyectos de recuperación asistida (EOR) con inyección de CO2 miscible, así como el número de proyectos, ha

crecido en forma constante. En Estados Unidos hay 136 proyectos comerciales activos de inyec-ción de CO2 que en conjunto inyectan más de 3,5 mil millones de pies cúbicos por día (bpcd) de CO2

con una producción de 300 mil barriles de pe-tróleo por día (bpd) (Kuuskraa y Wallace, 2014). Romero (2012) afirma que recientemente la in-yección de CO2 se ha convertido en una tecnolo-gía técnica y económicamente tan atractiva, que el suministro de CO2 es el factor limitante para su desarrollo.

Considerando los nuevos volúmenes de CO2

disponibles y los numerosos proyectos de EOR con CO2 anunciados, Kuuskraa y Wallace (2014) visualizan a corto plazo un fuerte incremento de la producción de petróleo con inyección de CO2

en los Estados Unidos, ubicándose en aproxima-damente 638 mil bpd para 2020, con la inyec-ción de 6,5 bpcd de CO2.

Enick y Olsen (2012) estiman que en los Es-tados Unidos la próxima generación de procesos de EOR con CO2 proporcionarían alrededor de 137 mil millones de barriles de petróleo adicio-nal, técnicamente recuperable.

Hasta hace poco, la mayor parte del CO2 utili-

Recuperación mejorada con CO2

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1 José Luis Ziritt. Ingeniero en Petróleos

de la Universidad del Zulia y Doctorado

en Mecánica Física en el Instituto

Francés del Petróleo y la Universidad

Bordeaux I. Consultor independiente con amplia experiencia

en investigación y aplicación de procesos

de EOR.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CON CO2-EOR EN EUA - 2014

Número de proyectos 136Volumen en 1 000 b/d 300

Número de Fuentes 17- Naturales 5

- Industriales 12Volumen de CO2, bpcd 3,5

- Naturales 2,8- Industriales 0,7

FUENTES DE CO2 - 2014

Tabla 1. Operaciones CO2-EOR y Fuentes de CO2 en EUA (Kuuskraa y Wallace, 2014)

zado en proyectos de EOR provenía de depósitos de origen natural. Pero, actualmente, se están desarrollando nuevas tecnologías para utilizar el CO2 proveniente de industrias, tales como el procesamiento de gas natural, fertilizantes, eta-nol y plantas de hidrógeno, en lugar de los reser-vorios naturales de CO2 que no están disponi-bles. A futuro, la inyección de CO2 se expandirá estimulada por los altos precios del petróleo con la posibilidad de capturar y disponer en el sub-suelo el CO2 de origen antropogénico.

La recuperación mejorada con CO2 se realiza mediante la inyección de grandes cantidades de dióxido de carbono (15% o más del volumen po-roso) y, generalmente, para mejorar la eficiencia de barrido, se lo inyecta en forma alternada con agua. A este proceso se lo denomina WAG (Wa-ter-Alternating-Gas). Normalmente, se requie-ren aproximadamente 10 mil pies cúbicos de CO2 para recuperar un barril de petróleo incre-mental. Alrededor de la mitad del gas inyecta-do se queda en el reservorio al final del proceso (Pope, 2011).

Aunque el CO2 no sea miscible con el petróleo a primer contacto, bajo ciertas condiciones de pre-sión y temperatura, este extrae los componentes livianos e intermedios del petróleo y se desarro-lla miscibilidad para desplazar el petróleo del re-servorio. Básicamente, la recuperación con CO2 miscible se desarrolla a través de cambios in situ en la composición del CO2 y el crudo resultantes de la transferencia de masa entre el petróleo y el CO2 inyectado en un proceso de múltiples con-tactos (Green y Willhite, 1998).

La inyección de CO2 miscible en un proceso de EOR comercialmente probado con factores de recuperación puede alcanzar 80% del POES, ha-ciéndolo muy atractivo. Con su aplicación exis-te también la posibilidad de generar ingresos adicionales por almacenamiento de emisiones. Sin embargo, una limitante es que su uso solo se justifica si existen fuentes cercanas del gas, que puedan utilizarse a costos razonables.

Un costo alto de captura, separación y trans-porte del CO2 puede hacer difícil justificar téc-nica y económicamente estos proyectos. El CO2 comúnmente viene asociado a otros gases como


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ARENA ° API PM C5+ gr/mol

U 18,8 319

U 19,2 309

T 28 256

H 28,9 247

T 27,9 225

H 33,7 173

Tabla 2. Peso molecular de crudos de la Cuenca Oriental

Figura 1. Correlación para el cálculo de la PMM con CO2 puro (Mungan, 1981 y Stalkup, 1983)

el metano y el nitrógeno, cuya presencia puede facilitar o entorpecer el logro de la miscibilidad con un crudo. La composición del gas es uno de los parámetros críticos a ser considerado en la evaluación de la aplicabilidad del proceso.

Para evaluar y diseñar los diferentes tipos de procesos de EOR se recomienda desarrollarlos en etapas progresivas de menor a mayor com-plejidad, que aumentan en costo pero generan información y disminuyen el riesgo.

Para realizar una primera evaluación de la po-tencialidad de la inyección de CO2 miscible en el Ecuador, se estimó la presión mínima de misci-bilidad (PMM) para algunos crudos de la cuenca oriental. La presión a la cual se produce un pro-ceso miscible por múltiple contacto se la deno-mina presión mínima de miscibilidad (PMM) y depende del crudo, la composición del solvente (CO2) y la temperatura. La figura 1 presenta una correlación aproximada de la PMM de CO2 puro para distintos crudos en función de la tempera-tura (Mungan, 1981, y Stalkup, 1983).

La tabla 2 presenta los valores de peso mole-cular de la fracción C5+ de algunos crudos de la Cuenca Oriental evaluados utilizando la corre-lación presentada por Mungan (1981) y Stalkup (1983). Dependiendo de la temperatura a la que se encuentren estos reservorios y de la presión a la que se podría inyectar el CO2, en uno o dos casos, se lograrían obtener condiciones de misci-bilidad en un proceso de múltiple contactos.

Para proseguir con una evaluación más preci-sa de factibilidad de implementar un proceso de EOR con CO2 miscible se deben considerar otros aspectos particulares del reservorio y realizar algunos análisis y pruebas de laboratorio, que respondan sobre los mecanismos de recobro que estarían asociados a la inyección de CO2, parti-cularmente: la generación de miscibilidad, la expansión del crudo y su reducción de viscosi-dad, el comportamiento de fases, su movilidad y los cambios de mojabilidad, entre otros. Esta es información básica que se combina con las características del reservorio y las condiciones operativas en un modelo de simulación, que per-mite estimar el comportamiento de producción, el recobro y, finalmente, el atractivo económico del proyecto. La confirmación se realiza median-te una prueba piloto de campo.

La decisión de implementar una inyección miscible de CO2 en un campo particular suele consistir en un proceso de evaluación por etapas con un enfoque secuencial que responda a las in-certidumbres y baje el riesgo asociado a la imple-mentación de estos procesos.

Algunas pruebas de laboratorio son rutina-rias, como la determinación de las permeabi-lidades relativas; otras son complejas como la determinación de la PMM, el comportamiento de fases y la saturación residual después de un desplazamiento con CO2 miscible; y otras son muy complejas como la evaluación de la influen-cia de la precipitación de asfaltenos del crudo en presencia de CO2.

Aunque el cambio de las condiciones de mo-jabilidad de la roca por precipitación de asfalte-nos dentro del yacimiento, de mojada por agua a mojada por petróleo, puede favorecer la eficien-cia de barrido de los procesos WAG, el efecto de taponamiento cerca del pozo puede ser perjudi-cial para la producción de petróleo. Gruesbeck y Collins (1982) supone que el medio poroso pue-de ser dividido en dos vías paralelas: poros de ta-

ASPECTOS A CONSIDERAR

Pressure Required for Miscible Displacement, psia

Temperature, oF

80 100

1 400

1 800

2 200

2 600

3 000

3 400

140 180 220120 160 200 240

Mole wt. C5 + 340 300 280 260 240 220 200 180

Holm and JosendalMungan


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maño pequeños, en el que los depósitos de tipo tapón se producen y, eventualmente, pueden ser tapados por completo; y tamaños de poro más grandes, en los que depósitos superficiales no taponantes ocurren.

A pesar de la reducción de permeabilidad, re-sultados experimentales como el presentado en la figura 2 (Kamath y otros, 1993) muestran un efecto positivo en el recobro de petróleo.

Si bien la inyección de CO2 miscible ha demos-trado ser un proceso de EOR eficiente y rentable, lo anteriormente descrito expone un ejemplo de la importancia de los estudios en detalle necesa-

Figura 2. Recuperación acumulada fraccional

de petróleo vs. volumen poroso de

agua inyectada para diversos grados de la depositación de

asfaltenos (Kamath y otros, 1993)

rios para sustentar la idoneidad de la aplicación del proceso en un reservorio determinado.

La selección de las pruebas de laboratorio y su protocolo experimental es parte del know-how en el diseño de EOR y, por el tiempo que toman los estudios de laboratorio y su costo, se debe mantener un equilibrio de compromiso entre la información mínima y la deseable para tomar decisiones dentro de un escenario de riesgo eva-luado. Según Pope (2011), las verdaderas limita-ciones para la aplicación de todos los procesos de EOR, en orden de importancia, son la escasez de ingenieros y geólogos experimentados con una comprensión de los fundamentos de EOR, la in-certidumbre en los precios del petróleo y la aver-sión al riesgo. Esto, por la falta de conocimiento y la complejidad de EOR en comparación con la recuperación de petróleo más convencional.

De los resultados de esta evaluación se des-prende que la inyección de CO2, como proceso de recuperación asistida, podría ser atractiva para la explotación adicional de algunos crudos de bajo peso molecular promedio existentes en campos particulares del Ecuador.

Una vez identificados estos crudos y la exis-tencia de posibles fuentes de CO2, se puede eva-luar la factibilidad técnica y económica de imple-mentar proyectos de CO2-EOR considerando los parámetros y aspectos críticos antes descritos.

Como concluye Pope (2011) respecto a la apli-cación de los procesos de EOR: “La tecnología está afinada. La necesidad es grande. El poten-cial enorme. Empecemos ya”.

Enick R. & Olsen, D. 2012. Mobility and Conformance Con-trol for Carbon Dioxide Enhan-ced Oil Recovery (CO2-EOR) vía Thickeners, Foams, and Gels-A Detailed Literature Review of 40 Years of Research. Con-tract DE-FE0004003. Activity 4003.200.01, Pittsburgh: Na-tional Energy Technology Labo-ratory (NETL).

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REFERENCIAS

Np (pv)

Qi (pv)

00

0,06

0,18

0,12

0,24

0,36

0,48

0,3

0,42

0,54

0,6

0,3 0,90,6 1,2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7

0,0 %

5,1 %

9,9 %

12,6 %

+

*

3


Ing. Yvan Simmons1

Se atribuye a Albert Einstein la célebre frase: “Si buscas resultados diferen-tes, no hagas siempre lo mismo”. Si bien algunos historiadores sostienen que la frase fue enunciada para hacer

referencia al sistema educativo alemán, anterior a la Segunda Guerra Mundial, tiene aplicación universal, incluyendo el ámbito de la perfora-ción de pozos petroleros.

Un claro ejemplo de cómo esta frase se amol-da a nuestra realidad en el sector petrolero se encuentra en uno de los campos maduros del Oriente ecuatoriano, específicamente al realizar una de las operaciones más importantes y deli-cadas de la construcción de pozos: la cementa-ción del liner de producción.

La instalación del liner de producción y poste-rior cementación, utilizando un colgador de li-ner con tecnología de metales expandibles com-prende las siguientes operaciones:1. Conectar el equipo de flotación (shoe track)

y liner.2. Conectar a la sarta el colgador del liner con su

herramienta de corrida/asentamiento.3. Transportar el ensamble del liner a la profun-

didad de instalación en el pozo, en hoyo reves-tido, primero, y luego en abierto.

4. Cambiar las condiciones del hoyo para incre-mentar la capacidad de remoción del revoque por medio de circulación, cambio de reología del lodo y movimiento de la sarta ya sea por reciprocación y/o rotación del ensamble.

5. Bombear el cemento que proveerá el sello hi-dráulico entre diferentes estratos geológicos.

6. Asentar el colgador de liner.7. Probar asentamiento del colgador de liner.8. Liberar herramienta de asentamiento.9. Circular excesos y pre-flujos del programa de

cementación.10. Recuperar setting tool en superficie. En ge-

neral, los objetivos de esta operación son:• Llevarellinerafondoparacubrirlaszonas

de interés y el rat hole necesario para opera-

Colgador de liner expandible: tecnología de

punta permite cementar en zona problemática

F

1 Yvan Simmons. Ingeniero Mecánico.

Ha desempeñado funciones en Venezuela,

Argentina, Trinidad & Tobago y Ecuador, en el

área de completación de pozos, mayormente

relacionada a válvulas de seguridad

de subsuelo, controladores de

flujo, completaciones no convencionales y colgadores de liner

expandibles.

ciones de registros eléctricos.• Incrementar lacapacidaddelsistemapara la

remoción del mud cake (revoque), con la fina-lidad de mejorar la adherencia de la capa de cemento, a la formación y al liner.

• Proveerelanclajenecesarioyelsellohidráuli-co confiable y duradero, en el tope del liner.

• Evitar,en loposible, lanecesidadderealizarcementaciones remediales.Para lograr una operación exitosa, los cambios

en las condiciones del hoyo se deben controlar y prever, por ejemplo, el caso del cambio en la reología del lodo antes de la cementación. Asi-mismo, un cambio repentino, como una seve-ra pérdida de circulación, puede transformar en cuestión de segundos una operación exitosa en un completo fracaso. Contrastes sustancia-les en las presiones de las zonas perforadas en la misma sección llevarían a experimentar un sobre-balance elevado frente a las formaciones con menor presión. Combinando este hecho con altas permeabilidades de las zonas más deple-tadas, hay un alto riesgo de pegas diferenciales, imposibilidad de llevar el liner a fondo o impo-sibilidad de posicionar el cemento alrededor del liner, para proveer el sello requerido en la etapa de producción.

Las pérdidas de circulación pueden controlar-se utilizando material de control. Sin embargo, los colgadores cuyo sistema de anclaje se activa antes de la cementación suelen generar caminos de flujo tortuosos, propensos a taponarse con el material de control de pérdidas. Adicionalmen-te, el método de activación del sistema de anclaje tiene efectos colaterales indeseados. En los col-gadores, una vez alcanzada la presión de activa-ción, el asiento en el sistema de anclaje es expul-sado o extruido, generando un golpe de presión a la formación. Estos efectos se combinan para causar un círculo vicioso en el que:• Antesde la cementación, para activar el sis-

tema de anclaje del colgador, al expulsar el asiento de bola se genera un incremento de

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Figura 1. Áreas de flujo neta. Colgador expandible vs. colgador convencional

presión, que puede inducir la pérdida de fluido en las formaciones expuestas.

• Durante el proceso de liberación del settingtool del colgador del liner, se pueden experi-mentar severas pérdidas de fluido.

• En los sistemas de colgadores con cuñas secrea un camino tortuoso de circulación (en la sección de las cuñas). Esto aumenta el ECD in-duciendo más pérdidas de circulación.

• Paracontrolar laspérdidassebombeamate-rial de control, que tapa los caminos de flujo tortuosos incrementando el ECD (Equivalent Circulation Density), causando más pérdidas.Como resultado, no se realiza una cementa-

ción exitosa y la manipulación/operación del colgador de liner se dificulta poniendo en riesgo la operación de cementación y sus objetivos. La figura 1 muestra las áreas de flujo netas de un colgador de liner expandible y un colgador con-vencional con cuñas.

En el caso particular de un campo en el Orien-te ecuatoriano, se intentó construir dos pozos utilizando una configuración que contemplaba perforar los objetivos productores con broca de 8 ½” y recubrirlo con liner de 7”. Entre las for-maciones alcanzadas con esta sección, se en-cuentran zonas productoras con un contraste de presión de formación estimado en 2,026 psi y una diferencia estimada en TVD, de apenas 395

pies. Esto crea un sobre-balance elevado frente a la zona de menor presión de formación.

En ambos casos, con el liner en profundidad, no fue posible un trabajo de cementación prima-ria exitoso, generalmente por las pérdidas expe-rimentadas. Como consecuencia de los resulta-dos insatisfactorios, se realizan modificaciones al procedimiento vigente (“si buscas resultados diferentes, no hagas siempre lo mismo”). Entre los cambios propuestos se contempló la utiliza-ción de:1. Un colgador de liner expandible de última tec-

nología, confiable, con la capacidad de rotar y reciprocar la sarta, además de proveer un ca-mino de flujo consistente y compatible con el uso de material de control de pérdidas. El col-gador de liner expandible también debe con-tar con un sistema de anclaje que elimine por completo el golpe de presión a la formación (ver figura 2).

Figura 2. Colgador de liner expandible

2. Un zapato rimador que facilite el viaje del li-ner a fondo.

3. Anillos de torque en las conexiones API del li-ner para incrementar su capacidad operativa de torque al rotar la sarta.

4. Finalmente, para incrementar las posibilida-des de éxito durante la cementación, se utili-zaron lechadas de baja densidad y se planificó un stand off de 70%.

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element

Blue denotesFluid Bypass

element

2 105sq.in. 1 600sq.in.

slip


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Figura 3. Registro de cemento

Cuando llegó el momento de la corrida del li-ner de producción en el tercer pozo, se experi-mentaron problemas para alcanzar el fondo a pesar de trabajar la sarta durante 12 horas con circulación, peso y rotación a 732 pies del fondo del pozo. Se decidió sacar la sarta y correrla con solo 12 centralizadores (en lugar de los 30 inicia-les) y utilizar el zapato rimador. Antes de correr el liner por segunda ocasión se realizó un viaje de acondicionamiento del hoyo.

En la segunda corrida se experimentaron pun-tos apretados apenas se ingresó al hoyo abierto y fue necesario trabajar la sarta con rotación, cir-culación y peso durante 18 horas, para llegar a 18 pies del fondo del pozo. Ante la imposibilidad de ganar mayor profundidad, se decidió instalar el liner en ese punto.

Como resultado de los cambios, no se expe-rimentaron pérdidas de circulación durante la circulación para acondicionar el hoyo, ni la ce-mentación. Se rotó la sarta durante todo el pro-

ceso. El registro de cemento muestra excelente adhesión a la formación y al casing, obteniendo lecturas de 5 mV de amplitud frente a las zonas productoras y las lutitas. En conclusión, se lo-graron los objetivos del trabajo de instalación y cementación del liner de producción (figura 3).

Retomando el tema de inicio, el utilizar un curso de acción distinto al tradicionalmente aceptado condujo a resultados diferentes y satis-factorios. Algunos historiadores afirman que la frase está contenida en una de las cartas que Al-bert Einstein dirigió a su amigo Maurice Solovi-ne. Sin embargo, no se ha verificado su presencia en ninguna de las cartas conocidas. Además de Albert Einstein, esta frase ha sido atribuida al escritor Mark Twain; al expresidente de los Esta-dos Unidos Benjamin Franklin; y a la fotógrafa Jane Fulton. Independientemente de quien sea su autor, lo importante es la sabiduría que con-tiene y su aplicabilidad en la vida cotidiana, así como en el campo petrolero en general.

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Image 1Casing/Hole/FormationFormation/Hole/Casing

AnnulusAnnulus

Mudcake

Shale

Sandstone Sandstone

Shale

Mudcake

CBL LA 42

Evaluación de Formaciones | Construcción de Pozos | Terminación y Estimulación | Producción

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SERVICIOS DE WIRELINE

Utilizando las herramientas Compact™ y el sistema de transporte drop-off de Weatherford, la operadora logró hacer la evaluación de un pozo al oriente de Ecuador. Los intentos de registro previos con otra empresa de servicios fracasaron debido a la complejidad del trayecto.

La versatilidad del sistema de transporte y el tamaño reducido de las herramientas permitieron un ahorro de 22 horas de tiempo de taladro, al llegar con facilidad a la profundidad deseada para registrar el intervalo de 200 pies de 12 1/4-pulg y luego la sección de 8 1/2-pulg. Con la información obtenida durante la operación fue posible identificar una zona productiva que no había sido detectada anteriormente.

La combinación de las herramientas Compact y las opciones de transporte de Weatherford le ayudan a obtener información de calidad y de forma segura incluso en las trayectorias más complejas. Contacte a su representante de Weatherford para trabajar en conjunto con nuestro equipo especializado en servicios de wireline.

Servicios de wireline identifican nueva zona productiva en pozo con restricciones

RESULTADO REAL

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Ing. Andrés Rosero1

Durante la vida productiva de un pozo son comunes las operacio-nes de cambio del reservorio ex-plotado desde una zona ya deple-tada hacia una nueva con mejor

prospectiva de producción. Al operar campos maduros, estas operaciones aumentan su fre-cuencia debido al agotamiento de hidrocarbu-ros en el reservorio, en el que originalmente fue completado el pozo.

Un reto importante para las operaciones de cambio de zonas es el aislamiento adecuado del reservorio original, con el objetivo de que no aporte fluidos que interfieran con la producción del nuevo.

Las operaciones típicas para cambio de zona incluyen tapones balanceados presurizados de cemento y cementaciones forzadas, usando ta-pones de hierro y retenedores. Más allá del mé-todo utilizado, la calidad del aislamiento zonal estará acorde a la cantidad de fluido aislante que se coloca por detrás del revestimiento del pozo y, en algunos casos, dentro de la formación. For-maciones apretadas, de baja permeabilidad o con daño, dificultan que fluidos como el cemen-to pasen a través de los punzados, para formar el sello deseado detrás del revestimiento. Los

Nueva alternativa para aislamiento de zonas

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1 Andrés Rosero.º Ingeniero en Petróleos y

exfuncionario de Andes Petroleum

Ecuador Ltd.

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Figura 2. Inyección de cemento en el pozo ejemplo con 0,1 [bpm] a 3 500 [psi]. La formación no admite el cemento

cementos microfinos también presentan este problema ante formaciones de baja admisión.

Pese a que antes de una cementación forzada se confirme la admisión de la formación usando un fluido lavador e inhibidor, no se puede asegu-rar el mismo comportamiento de la formación, una vez que se intenta forzar cemento. En la figura 1 se observa una prueba de admisión en un pozo ejemplo, en el que la formación admite libremente el fluido lavador a razón de dos barri-les por minuto, con una presión de 3 300 libras por pulgada cuadrada.

Luego de la prueba de admisión con resultados alentadores, se realiza la inyección de cemento convencional, observando un comportamiento diferente. En la figura 2 se aprecia el incremento abrupto de la presión cuando el cemento se en-cuentra frente a los punzados, llegando al límite de presión establecido para este pozo de 3 500 libras por pulgada cuadrada, a pesar de procurar la inyección con un caudal mínimo de 0.1 barri-les por minuto. Se detiene el bombeo esperando que baje la presión y se realizan dos forzamien-tos adicionales que llegan nuevamente al límite de presión. Nada del volumen de cemento pre-parado pasa por detrás del revestidor y no se lo-gra el aislamiento zonal deseado.

Figura 1. Prueba de admisión en el pozo ejemplo con 2 [bpm] a 3 300 [psi]. La formación admite el fluido lavador. La línea roja representa la presión de inyección; la azul, el caudal de bombeo; la morada, el volumen bombeado; y la roja entrecortada, la presión en el anular

2 [bpm] - 3 300 [psi] 0,1 [bpm] - 3 500 [psi]

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La diferencia del comportamiento de la admi-sión de la formación entre la evaluación con el lavador y la inyección del cemento radica en la naturaleza del fluido usado. El lavador se compo-ne de agua fresca con una sal disuelta y aditivos surfactantes, mientras que el cemento es una suspensión de sólidos con un tamaño de partí-cula grande. En trabajos similares se han usa-do también cementos microfinos y materiales cerámicos con un tamaño de partícula mucho menor que el cemento convencional. Sin em-bargo, al ser un fluido de la misma naturaleza, los resultados son similares.

Entre los fluidos de nueva tecnología hay pro-ductos como resinas epóxicas: polímeros ter-moestables que se endurecen al mezclarse con un agente catalizador. La acción del catalizador puede ser controlada de tal forma que permite diseñar el tiempo en el que la resina permanece fluida, de manera análoga al tiempo bombeable de un cemento. La ventaja de la resina frente a los cementos es clara: la resina es un fluido libre de sólidos. En la figura 3 se observa la fotografía de la resina usada para el segundo pozo (ejemplo en estado fluido). Finalmente, en la figura 4, la fotografía de una muestra de resina endurecida.

En el primer caso, se utilizó este tipo de resi-na en dos pozos en conjunto con un retenedor de cemento y, en el segundo, colocándola como un tapón balanceado y presurizado. En ambos casos se observó una buena admisión del fluido hacia la formación, presentando una dificultad de ingreso apenas mayor si se lo compara con el fluido lavador, esto debido a la diferencia de vis-cosidad entre ambos fluidos. La gráfica de bom-beo se observa en la figura 5.

Figura 5. Gráfica de bombeo de resina dentro de la formación. A la izquierda de la flecha se inyectaba fluido lavador; a la derecha, resina. Se observa un leve cambio de pendiente en la curva de presión, pero los parámetros de admisión son similares

Luego de dejarla endurecer, la resina que que-da dentro del casing fue molida sin dificultad y las pruebas de presión desarrolladas tuvieron resultados satisfactorios. Con esto, se logró el sello deseado en la formación, sin embargo, en la prueba del aislamiento zonal eficaz realizada durante la producción de los nuevos intervalos, no se observó aportes de la formación sellada con resina, confirmado por la salinidad de los fluidos producidos.

El uso de resina epóxica en dos operaciones exitosas de aislamiento zonal ha convertido a este fluido en una alternativa para tomar en cuenta, siempre que se piense en soluciones para lograr o mantener la integridad de un pozo. Su aplicación es prometedora para el aislamiento de punzados pre-existentes, reparación de fugas en revestimientos, creación de sellos redundantes sobre tapones mecánicos e, inclusive, una barri-cada en el anular para cementaciones primarias.Su aplicación ante formaciones de baja admisión puede ahorrar los costos relativos a cementacio-nes forzadas fallidas e intervenciones de reacon-dicionamiento por interferencia en la producción.

Figura 3. Fotografía de la resina usada en el segundo pozo (ejemplo en estado fluido)

Figura 4. Fotografía de la resina usada en el segundo pozo (ejemplo una vez endurecida)

0,5 [bpm] - 2 500 [psi]

Resina

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Autores: Martín López Saubidet, Karim Azar, Emiliano Actis Goretta y Augusto Pizzo

En 2001, un operador noruego del Mar del Norte contactó a Tenaris con la inquietud de desarrollar una tecnología para las conexiones de ca-sing y tubing, que permitiera usarlas

sin grasa de enrosque durante la entubación. El principal objetivo era el logro de pozos eco-

lógicos con menor impacto ambiental, conside-rando que el exceso de grasa de enrosque uti-lizada en los productos tubulares introducidos dentro del pozo usualmente causa problemas como: la contaminación del reservorio y de los fluidos de perforación, entre otros. Incorporán-dose a través de este producto novedoso, total-mente seco, el concepto de cero descarga para preservar el ambiente.

En 2003 y luego de dos años de desarrollo

Operaciones más eficientes y ambientales

en el Ecuador con el uso de conexiones sin

grasa de enrosque

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conjunto, Tenaris utilizó por primera vez una conexión sin grasa de enrosque en un pozo offshore horizontal en el área noruega del Mar del Norte, dando origen a la tecnología Dope-less® o Dope-Free (sin grasa) como se le conoce genéricamente.

El concepto demostró tener ventajas ambien-tales, en seguridad, operativas y de mejora de la productividad frente al uso convencional de grasas de enrosque, lo cual permitió extender su uso a otras operadoras y establecerse defi-nitivamente en el mercado. Desde aquel debut hasta la actualidad, el uso de conexiones con esta tecnología ha crecido año a año, alcanzan-do en la actualidad los 22 millones de pies de tuberías vendidas, siendo utilizada por más de 80 operadoras en más de 50 países.

Figura 1. Tuberías con tecnología Dopeless® en

Ecuador

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¿QUÉ ES LA TECNOLOGÍA DOPELESS®? La tecnología Dopeless® es un revestimiento seco y multifuncional aplicado a las conexio-nes de casing y tubing, a través de un proceso automatizado y controlado en un ambiente in-dustrial. Esta reemplaza el uso de las grasas de almacenamiento y de enrosque utilizadas his-tóricamente en las tuberías.

Este recubrimiento cumple las funciones de protección contra la corrosión durante el almacenamiento de las tuberías y también de lubricante durante su enrosque, en los equipos de perforación y workover. El recubrimiento sobre las roscas permite múltiples enrosques y desenrosques, al igual que con el uso de gra-sa de enrosque.

Las conexiones premium que se proveen con tecnología Dopeless® son 100% compatibles con sus respectivas versiones estándar con gra-sa y han sido calificadas con los ensayos más de-mandantes para conexiones de casing y tubing, como las normas ISO 13679:2002, API 5C5; y otros ensayos particulares de operadoras.

Las tuberías con tecnología Dopeless® han sido probadas en condiciones reales, simulando desalineaciones del equipo, contaminaciones con lodo base agua y base aceite, agua, hielo y otros sin presentar inconvenientes.

Debido a la simplificación de la operación, lograda por la eliminación de tareas asociadas a las grasas de almacenamiento y enrosque, se reemplaza la remoción y aplicación manual de grasa, ya que la conexión posee una superficie cubierta con una protección homogénea y con-trolada, con la cual logra una mayor eficiencia

en la entubación del pozo. Esto aumenta la ve-locidad de bajada y reduce la cantidad de re-en-rosque y rechazos.

Los protectores con tecnología Dopeless® pue-den ser fácilmente reutilizados o reciclados dado que no están contaminados con grasa. Estos po-seen en su diseño anillos (rings) que las sellan, otorgándoles estanqueidad.

EXPERIENCIA DE USO DE LA TECNOLO-GÍA DOPELESS® EN EL ECUADOR Esta tecnología se usó por primera vez en el Ecuador en diciembre de 2013 en los campos Shushufindi-Aguarico y Libertador-Atacapi, lo-grando de esta manera un aporte significativo al desarrollo sustentable, minimizando el impacto en zonas sensibles, como es el caso de la Selva Amazónica. Al eliminar la necesidad de grasas para roscas, la tecnología Dopeless® logra que la zona del pozo sea más limpia y segura, conside-rándose al mismo tiempo una disminución del impacto ambiental, lo cual redunda en un aspec-to muy importante de las operadoras petroleras.

Se utilizó tecnología Dopeless® en cinco po-zos distintos ubicados en el Oriente ecuatoria-no: cuatro del Consorcio Shushufindi y uno de PardaliServices, todas completaciones de tubing 3 1 ⁄2 ” #9.2 L80CR1 con conexiones TenarisHy-dril Blue® Dopeless®. Adicionalmente, luego de cuatro y seis meses de producción, en dos de los pozos del Consorcio Shushufindi se realizaron maniobras de pulling, por lo que también se eva-luó el desempeño de la tecnología en una segun-da corrida con tubería usada (clase B) y luego de estar largo tiempo en servicio. En ambos casos, las tuberías volvieron a correrse nuevamente sin

Figura 2. Pin, box y protectores de la conexión TenarisHydril Blue® con tecnología Dopeless®

Figura 2. Pin, box y protectores de la conexión TenarisHydril Blue® con grasa

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necesidad de pasar por un proceso de recupera-ción o re-acondicionamiento previo.

Para todos los casos y a partir de los resultados obtenidos durante esta primera experiencia en la región, se evaluaron los beneficios operativos, ambientales, de seguridad y económicos.

BENEFICIOS OPERATIVOS Los parámetros medidos en cada operación fue-ron acordados previamente con los clientes a través del “Protocolo de Ensayo de Tubería con tecnología Dopeless®”.

La evaluación y asistencia en campo duran-te el uso de esta tecnología fue realizada por personal técnico de Tenaris, que contó a su vez con el soporte del personal de los consor-cios. Los resultados fueron comparados con los de una tubería equivalente pero en su versión estándar (con grasa), a modo de obtener evi-dencia directa y objetiva de sus beneficios. Para todos los casos, se utilizaron referencias de po-zos reales y comparables, representativos de la operación en la región.

En cuanto a beneficios operativos, se evalua-ron, principalmente, la confiabilidad otorgada a la operación gracias a la mayor estabilidad de los valores de torque en los enrosques y la mayor velocidad de corrida alcanzada, a partir de la dis-minución de operaciones y de menor cantidad de rechazos y re-enrosque.

La confiabilidad de la instalación de tubulares es altamente dependiente de la calidad de los enrosques de las conexiones. En una conexión estándar, este proceso involucra la aplicación manual de grasa de enrosque por un operario en el equipo de perforación y workover. El exceso de grasa, su falta de aplicación o una incorrecta dis-tribución por errores humanos puede afectar el desempeño de las conexiones, al igual que el tipo

y la calidad de las grasas utilizadas. La tecnología Dopeless® es aplicada directa-

mente sobre la superficie metálica de cada cone-xión y en un proceso industrial controlado. Cada rosca tiene la cantidad exacta de producto distri-buido en forma consistente y homogénea, que-dando totalmente adherido. Como resultado, las operaciones de enrosque son más consistentes, uniformes y con un comportamiento más con-fiable, además de garantizar el buen desempeño de la conexión.

En las conexiones con hombro de torque, como la TenarisHydril Blue®, se debe controlar que el torque final de enrosque se encuentre en-tre un máximo y un mínimo, al igual que el va-lor de hombro de torque, es decir, dentro de una ventana operacional para garantizar la correcta energización y desempeño de la conexión.

El comportamiento más consistente de la op-ción Dope-Free resulta evidente a partir de la reducción en la dispersión de dichos valores de torque de hombro, manteniéndolos más estables entre las ventanas de valores máximos y míni-

Figura 3. Estado de la tubería con tecnología Dopeless®, luego de la maniobra de pulling (pasados 4 meses de produción en pozo)

Figura 4. Gráfico de apretado de una conexión con hombro (ej: TenarisHydril Blue®)

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TYPICAL CURVE

Final Torque

Shoulder Torque Ok

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MAXIMUM MAKE UP TORQUE

MAXIMUM SHOULDER TORQUE

MINIMUM SHOULDER TORQUE

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MINIMUM MAKE UP TORQUETORQ

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+ Riesgo

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Estándar (con grasa)Dopeless®

28 Riesgos residuales eliminados por el uso de conexiones Dopeless(R)

Cantidad de riesgos asociados a las tareas

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mos, asegurando la estabilidad y consistencia de la conexión durante el enrosque de la misma. Esto puede verse en la comparativa entre los valores de torque de hombro y torque final de dos sartas de tubing 3 1 ⁄2” TenarisHydril Blue® estándar y con tecnología Dopeless®, ambas uti-lizadas en operaciones en el Ecuador y bajo las mismas condiciones.

Durante las corridas con tecnología Dopeless® se alcanzaron velocidades promedio de enrosque de 22% superiores (variando entre 14% y 38%) a las obtenidas en operaciones convencionales, utilizando conexiones con grasa. Se logró ade-más la eliminación de los rechazos (inclusive en operaciones de pulling) y una disminución signi-ficativa de los re-enrosques de las conexiones.

BENEFICIOS AMBIENTALES EN SALUD Y SEGURIDAD El valor agregado de la tecnología Dopeless® en materia de salud, seguridad y ambiente se evaluó por separado para todos los casos estu-diados, tanto para los pozos de workover como de perforación. También se estimó el beneficio potencial alcanzable extendiendo el análisis a toda una campaña anual y su correspondiente

reducción de impacto ambiental asociado. En términos de ambiente, las ventajas del uso

de la tecnología Dopeless® fueron: • Eliminacióntotaldelconsumodeaguaysol-

ventes para limpieza de conexiones.• Cerodescargadegrasadealmacenamientoy

enrosque al ambiente.• Eliminación de efluentes/desechos contami-

nados y su tratamiento - disposición final.• Eliminacióndeprotectorescontaminadosysu

tratamiento (residuo peligroso). Esta sección es de especial importancia ya que

estos beneficios representan un gran valor, so-bre todo en operaciones en ambientes sensibles donde el impacto ambiental requiere de especial cuidado y más aún si se opera en reservas natu-rales o parques nacionales.

En cuanto a las mejoras en salud y seguridad, se destaca que, durante la preparación y acondi-cionamiento de tuberías previo a su instalación, se realizan una serie de operaciones manuales. Estas tareas involucran limpieza de extremos y protectores de rosca para eliminar la grasa de al-macenamiento, inspección de conexiones, medi-ción y calibrado de las tuberías con su requerida manipulación. Normalmente, son ejecutadas en la locación del pozo exponiendo a los operarios a potenciales fuentes de riesgo.

Haciendo un análisis de riesgos de las activi-dades realizadas con tubulares en campo y cla-sificando cada una de ellas de acuerdo a su gra-vedad, probabilidad de ocurrencia y frecuencia de exposición del operador al riesgo, se concluye que utilizando conexiones con tecnología Dope-less® se simplifican y eliminan varias de dichas operaciones mencionadas y, por consiguiente, se eliminan y/o reducen los riesgos residuales aso-ciados a sus tareas. En la figura 6 se muestra una comparativa donde se aprecia la eliminación y

Figura 6. Comparativa de riesgos residuales asociados a tareas con conexiones estándar y con tecnología Dopeless®

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Figura 5. Eliminación de rechazos, reducción de reapretados y disminución de la dispersión de valores de hombros de torque en tubing 3 1/2

ANÁLISIS DE RIESGO RESIDUALEstándar (con grasa) vs Dopeless (R)


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reducción de riesgos residuales de una operación con esta tecnología Dopeless® versus una opera-ción estándar (con grasa).

De acuerdo a la normativa OHSAS 18001:2007, la eliminación de la tarea es la primera acción a adoptar al momento de reducir y controlar los riesgos asociados a una actividad. Vale destacar que estas mejoras en ambiente, seguridad e hi-

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giene tienen un impacto directo en los indicado-res correspondientes de cada operación.

BENEFICIOS DE PRODUCTIVIDAD MEJORADA La grasa de enrosque es aplicada en las conexio-nes de tubing y de casing para proveer lubrica-ción durante el ensamble y contribuir al sellado

Figura 8. Maniobra de apretado de conexiones con

tecnología Dopeless®, eliminación de grasa en

la operación, limpieza en la mesa del taladro y

asistencia del equipo de Field Services

Figura 7. La eliminación y simplificación de

tareas con tuberías con tecnología Dopeless®

permiten eliminar y reducir riesgos a los que están expuestos

los operarios


de las conexiones, particularmente, a aquellas sin sello metal-metal. Esta grasa puede conte-ner una proporción elevada de sólidos orgáni-cos e inorgánicos.

El exceso de grasa de enrosque aplicada en las conexiones puede migrar fuera de ellas, acumu-larse en las paredes del tubular, desplazarse y llegar al fondo del pozo, quedando la posibilidad de entrar en contacto con los punzados y redu-cir la productividad. Este efecto se conoce como daño a la formación por grasa de enrosque.

Varios autores han estudiado este fenómeno y han destacado que la medida preventiva más eficiente para reducir su impacto era minimizar el uso de grasa de enrosque mediante un control meticuloso en campo de la operación de engra-se de conexiones. En la actualidad, el uso de las tecnologías Dope-Free elimina por completo el riesgo de daño a la formación por grasa de en-rosque y se evitan problemas de “taponamiento” de filtros de arena, dificultades en operaciones de cables y más.

BENEFICIOS ECONÓMICOSLa cuantificación del valor económico se reali-zó considerando todos los ahorros generados a partir de los beneficios operativos, de salud, se-guridad y ambiente. Con ello se elaboró un mo-delo de estimación que los clasifica, separando

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cada aporte en categorías, incluyendo concep-tos como el del costo por disposición final de residuos y el de producción incremental. Este último representa el rendimiento adicional que alcanza el cliente por lograr la producción del pozo antes del tiempo estipulado.

Vale destacar que se estudiaron por separa-do los casos de workover y perforación, luego de un potencial escenario considerando la campa-ña anual.

Como resultados finales de la propuesta de valor se presentaron estimaciones de ahorros significativas en pozos de workover y de perfora-ción impulsados, en su mayoría, por el ahorro en tiempo de taladro. El resto se reparte entre las categorías de producción incremental, prepara-ción de tubería, insumos-consumibles y disposi-ción final de desechos-efluentes generados.

Estas primeras corridas con tecnología Dope-less® en el mercado ecuatoriano confirmaron los beneficios observados a nivel mundial: ahorro en tiempos de bajada, ahorro en tiempos de ins-pección y limpieza de conexiones.

Entre otros aspectos, se percibieron además cero rechazos, disminución de los re-enrosques, estabilidad de torque, disminución de los ries-gos, mejoras en los niveles de seguridad y reduc-ción del impacto ambiental, al tratarse de una tecnología certificada de cero descarga.

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FO

RA

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Figura 9. Impacto del uso de grasa de almacenamiento y de corrida en la operación. Todo esto es eliminado por completo con la tecnología Dopeless®


Ing. Hernán Hinojosa Castillo1

Desde el inicio de las operaciones del Oleoducto de Crudos Pesa-dos, la cultura de seguridad ha sido una constante en todos los ámbitos de la compañía. Al ini-

ciar la construcción de esta obra, se presentó a las autoridades ambientales pertinentes el Plan de Manejo Ambiental (PMA), que fue aprobado y actualizado según las diferentes necesidades.

El objetivo de este plan es ser la guía -para los colaboradores de OCP y también para sus dife-rentes proveedores- en que deben ejecutarse las diversas actividades del negocio para promover un manejo sustentable del transporte de crudo.

De acuerdo con el Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para las Operaciones Hi-drocarburíferas (RAOH), el contenido del Plan de Manejo Ambiental incluye ocho planes en total, entre ellos el Plan de Contingencias (Plan de Respuesta a Emergencias). Sin embargo, en OCP Ecuador, se busca superar lo establecido en la Ley y así elevar los estándares de operación, por lo cual las tareas concernientes a la respues-ta ante una emergencia son parte integral del modelo de gestión de la compañía.

Dentro de la organización existe una persona designada a tiempo completo a cargo de la pre-vención y respuesta a emergencias, quien a tra-vés del monitoreo de información y/o variables,

Prevención: la clave en la operación

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1 Hernán Hinojosa Castillo. Ingeniero

Industrial de la EPN en Quito. Tiene

un Diplomado en Desarrollo de Proyectos

en Plessey Training Center de Cowes

– Inglaterra y una Maestría en Prevención

de Riesgos de Trabajo y Ambientales, Es Coordinador de Respuesta a

Emergencias.

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programa y cumple con entrenamiento (talleres, simulacros y otros) que eleven la capacidad de respuesta de todos los miembros de la compañía, en caso de que se presente una eventual crisis operacional.

Se busca realizar diferentes actividades con el personal de OCP Ecuador, instituciones aliadas y la comunidad para reducir la probabilidad de que un evento no deseado ocurra y, en caso de que así sea, estar preparados de la mejor manera para mitigarlo de inmediato.

Capacitación: Al personal interno de OCP y externo contratado, sobre temas de respuesta a emergencias.

Desarrollo: De un programa anual de entre-namientos y simulacros (un promedio anual de 80 eventos en todas las instalaciones).

Seguimiento: Al inventario de equipos para control de emergencias ubicados en estaciones y bases de respuesta.

Mantenimiento: De equipos para control de emergencias y de puntos de control y monitoreo de derrames.

Difusión: Sobre la Función Respuesta a Emergencias de OCP Ecuador a contratistas, au-toridades de Gobiernos Autónomos Descentrali-zados por los que atraviesa el oleoducto, entida-des gubernamentales y comunidad en general.

Foto 1. Entrenamiento a personal de OCP para evento no deseado en ríos


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HERRAMIENTAS PARA LA PREVENCIÓNPara llevar a cabo con éxito la respuesta a emer-gencias, OCP cuenta con los siguientes siste-mas operativos, con el fin de obtener infor-mación que permita prevenir y responder a una emergencia:• SCADA-Sistemadecontrol,supervisiónyad-

quisición de datos.• LDS-Sistemadedeteccióndefugas.• SISE - Sistema integradode seguridad elec-

trónica.• Sistemadetelemetría.• Válvulasdebloqueo.• GIS-Sistemadeinformacióngeográfica.

Además de los sistemas operativos, también se hace uso de otros elementos de soporte para prevención y respuesta a emergencias:• Línea1800767627:Sistemagratuitodetele-

fonía a disposición de la comunidad por el que atraviesa el oleoducto para facilitar la comuni-cación hacia las oficinas de OCP Ecuador, en caso de cualquier evento de emergencia.

• Bases celulares: Instaladas en alcaldías, jun-tas parroquiales, cuerpos de bomberos y ECU 911. Existen 23 unidades en el tramo occiden-te y 16 unidades en el tramo oriente.

• Línea directa con SOTE-Petroecuador: Se laimplementó con el fin de comunicar directa-mente las emergencias del oleoducto y poli-ductos de cualquiera de las dos compañías, para apoyar las operaciones de emergencia en caso de suscitarse.

LINEAMIENTOS EN CASO DE ALERTAEn caso de que alguno de los elementos anterior-mente detallados dispare la alerta de un posible fallo en la operación, OCP Ecuador ha imple-mentado los siguientes lineamientos: preven-ción y alerta temprana, respuesta a emergencias y retorno a la normalidad.

Prevención y alerta temprana:La detección temprana de posibles eventos no deseados a través de la recopilación de informa-ción operativa rutinaria, con la que, a base del

Foto 2. Simulacro de incendio en estación Foto 3. Curso de manejo de emergencias con personal de campo

Foto 4. Charlas sobre línea 1800 767627 con la comunidad


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análisis de parámetros de riesgo establecidos por la organización, se determina o no el inicio de una alerta temprana (preventiva) o de las actividades para una respuesta a la emergencia (reactiva).

Es importante resaltar que, en caso de cual-quier duda en los resultados del monitoreo y análisis de los parámetros operativos en la etapa de alerta temprana, la organización ha determi-nado la suspensión inmediata de las operaciones de bombeo.

Activación, coordinación y control de la emer-gencia y retorno a la normalidad:En caso de concretarse una emergencia, se acti-va el Procedimiento de Respuesta a Emergencia Local (Emergencia Menor), en el que se de-sarrollan actividades de primera respuesta que pueden llegar a controlar un evento.

En caso que la emergencia supere la capacidad local de respuesta (Emergencia Mayor), se de-termina el estado de crisis y se procede con:• Flujodenotificación,conformealesquemade

comunicación respectivo: interno (toda la or-ganización) y externo (accionistas, autorida-des locales y nacionales, entidades y empresas de apoyo, convenios de ayuda mutua, etc.).

• Implementacióndelaestructuraorganizacio-nal para emergencias.

• Movilizacióninternayexternadeequiposypersonal.

• Control y coordinación de la respuesta aemergencia.

• Atenciónaautoridades,mediosy lacomuni-dad afectada.

• Reparacióndepartesoinstalacionesafectadas.• Reiniciodelaoperacióndebombeo.• Elaboración de los informes internos y/o

externos.En cuanto al cambio de estructura organiza-

cional durante una emergencia, es importan-te explicar que, cuando se declara el estado de emergencia, se termina la estructura jerárquica habitual y se conforma un Comité de Crisis con 10 miembros de la organización presidido por el Presidente Ejecutivo. Ellos serán quienes esta-

Foto 4. Simulacro de incendio en estación Amazonas


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rán a cargo de toda la estrategia de la emergen-cia y los encargados de dar los lineamientos para toda la organización.

De manera simultánea, en el sitio de la emer-gencia se eliminan las jerarquías y están a cargo el Coordinador de Emergencias y el Comandan-te de Emergencias, quienes se encargan tanto de aspectos técnicos de la respuesta como de as-pectos administrativos, respectivamente. Ellos tienen bajo su mando a líderes en escena que previamente han sido asignados, dependiendo de la ubicación del evento. Sin embargo, todo el personal en campo reporta directamente al Co-mité de Crisis.

Durante la etapa de emergencia, se activan procedimientos especiales en todos los procesos y funciones de la organización, con el fin de agi-litar la provisión de recursos para una atención pronta y adecuada. La duración del período de emergencia depende del avance en el control del evento y del cumplimiento de hitos determina-dos en los objetivos de la respuesta. La finali-zación de esta etapa está a cargo del Presidente Ejecutivo de la organización o de su delegado.

Retorno a la normalidad:Una vez superada la emergencia se debe:

• Elaboraryejecutarelplanderemediación.• Evaluarlarespuestadelaorganización,tanto

a nivel interno como externo. • Realizarelmantenimientoylareposiciónin-

mediata de los equipos y materiales utilizados.• Actualizar los documentos del Plan de Res-

puesta a Emergencias, con base en lecciones aprendidas y recomendaciones de auditorías, tanto internas como externas, sobre la res-puesta al evento ocurrido.Además, paralelamente a estas actividades, la

organización implementa y coordina el retorno a la normalidad.

ALIANZAS ESTRATÉGICASEl trabajo en equipo es fundamental para supe-rar una emergencia. OCP Ecuador ha establecido alianzas con im-portantes instituciones que podrían representar un gran aporte al momento de responder a una emergencia (ver tabla 1).

Mantener una operación de transporte de crudo confiable, segura, eficiente y comprometi-da con el ambiente es el marco de acción de OCP Ecuador pues, de esta manera, contribuye a la creación de valor social, ambiental y económico para el país.

ALIANZAS ESTRATÉGICAS CONVENIOS DE AYUDA MUTUA EN CASO DE EMERGENCIA

• Comité de Operaciones de Emergen-cia (COE)

• Red de Seguridad Ciudadana• Cruz Roja Ecuatoriana• Operadoras de bloques petroleros• EP Petroecuador • Petroamazonas EP• Fuerzas Armadas• Cuerpos de Bomberos• Policía Nacional• ECU 911• Empresas especializadas para

contención y remediación

• EP Petroecuador• Petroamazonas EP• TECPETROL• AGIP

Tabla 1. Alianzas estratégicas


Ing. Jhon Ochoa1

La Certificación API Q2 es una nueva propuesta de sistema de gestión de calidad, considerado el primer es-tándar internacional, que describe los requisitos fundamentales para

los sistemas críticos en operaciones de servicios petroleros. Estos son construcción de pozos, intervención, producción, abandono, servicio, mantenimiento e inspección. La norma está ba-sada en análisis, evaluación y manejo del riesgo en todas las etapas. Se enfoca en procesos de se-guridad, competencias del personal, diseño del servicio, mitigación de riesgo, planes de contin-gencia, controles de la cadena de suministros, mantenimiento preventivo, inspección, planes de calidad de servicio y manejo del cambio.

Certificación API Q2

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1 Jhon Ochoa. Ingeniero en Electrónica y

Control de la Escuela Politécnica Nacional

del Ecuador, Maestría en Administración de Negocios de la

Pontificia Universidad Católica de Perú.

Ingresó a Halliburton en 1992, se ha

desempeñado en diferentes posiciones

operativas, técnicas y de calidad en varios

países. Actualmente es el gerente de Calidad de

Halliburton Ecuador.

SSA

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¿POR QUÉ SURGE LA NECESIDAD DE API Q2?

ANTECEDENTESLos sistemas de gestión de salud, seguridad, am-biente y calidad disponibles hasta 2010 están basados en estándares como las Normas ISO (Organización Internacional para la Estandari-zación), OHSAS (Series de Evaluación en Salud Ocupacional y Seguridad) y API (Instituto Ame-ricano de Petróleo). Esta última es la organiza-ción nacional en los Estados Unidos que cuenta con un área destinada a la elaboración de nor-mas en toda la industria del petróleo y gas natu-ral. API fue creado en 1919.

Entre muchos otros, los estándares más usa-dos por las empresas son:• ISO9001:Calidadparaindustriasengeneral.• ISO/TS29001:Calidadparaindustriadegasy

petróleo.• ISO31000:Manejoderiesgo.• ISO14001:Ambiente.• OHSAS18001:saludyseguridad.• APIQ1:Calidadparalaindustriamanufactu-

rera en petróleo y gas.• APIRP75:Prácticasrecomendadasparaelde-

sarrollo de programas de seguridad y gestión ambiental.Las empresas que han adoptado sistemas in-

ternacionales de gestión en salud, seguridad, ambiente y calidad, según el tipo de industria, lo han hecho para cubrir mejor esas áreas.

En el caso de América Latina, ha predominado la implementación de las Normas ISO-OHSAS, por ejemplo la ISO 9001/ISO TS 29001, ISO 14001 y OHSAS 18001. En los Estados Unidos y otros países se han adoptado las Normas API, como la API RP 75 y API Q1, para cubrir las áreas de mayor relevancia.

El aplicar cada norma de las ISO o del API ayu-da a crear un marco regulatorio bajo el cual se puede cumplir con los objetivos del negocio. Sin embargo, su uso no ha sido suficiente para pre-venir incidentes de grandes proporciones en las áreas de calidad, seguridad y ambiente.

FACTORES DEL NEGOCIO QUE MOTIVAN EL USO DE ESTÁNDARESTras un análisis se deduce que, debido a las exi-gencias crecientes de la industria de petróleo y gas, se hace imprescindible el uso de altos están-dares que minimicen la ocurrencia de inciden-tes de alto impacto y mantengan la filosofía del mejoramiento continuo. Hay varios factores del negocio que impulsan su uso:• Ausencia de un sistema de gerenciamiento

corporativo.• Inconsistenciasenlamitigacióndelriesgo.• Faltadeimplementación.• Faltadesupervisión.• Debidoalincrementodelacomplejidaddelos

pozos, hay la necesidad de contar con equipo y herramientas de tecnología mejorada y de alta confiabilidad.

• Loscostosdetiempoderig,cadavezmayor,hacen necesarios sistemas que aseguren un servicio ininterrumpido.

CAUSAS DE INCIDENTES QUE OCASIO-NAN TIEMPO NO PRODUCTIVO (NPT)Según el análisis, un gran porcentaje de los in-cidentes genera un altísimo número de horas de tiempo no productivo (NPT) que se traduce en altos costos por mala calidad. Las causas de ellos son en su mayoría prevenibles, por ejemplo:


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• Falta de planeación para la ejecución de losservicios.

• Faltadecompetenciadelpersonal.• Faltadedisposiciónonoseguimientodepro-

cedimientos.• Faltadeusoderegistroshistóricos.• Faltadeplanesdecontingenciaefectivos.• Falta de control de calidad en inspección y

pruebas de equipos críticos.• Falta de mantenimiento preventivo, inspec-

ción y pruebas.En base al análisis surge la necesidad de crear

la Norma API Q2, que es la respuesta a la in-dustria en relación a la implementación de una norma de calidad tan estricta, capaz de preve-nir incidentes catastróficos, como el del Golfo de México. En abril de 2010, en el pozo Macondo, hubo víctimas y pérdidas materiales. El impac-to ambiental fue de exorbitantes dimensiones, además de litigios legales, costos de remediación sobre los $40 mil millones y una mala reputa-ción del negocio petrolero a escala mundial.

Esta norma fue desarrollada por API en co-

laboración con varias empresas del negocio pe-trolero, como la BP, Transocean, Halliburton, Exxon Mobil, Shell, Schlumberger, Baker Hu-ghes, Total, National Oil Well Varco, Tenaris, Weatherford, Chevron, entre otras.

DIFERENCIAS DE LA API Q2 DE LAS NORMAS ISO 9001/ISO 29001/API Q1En la API Q2 se crearon requerimientos adicio-nales con respecto a las otras normas. Para vi-sualizarlos se citan los más comunes de las nor-mas de calidad:• Requisitosgenerales.• Manualdecalidad.• Controldedocumentosyregistros.• Políticadecalidad.• Planificacióndeobjetivos.• Revisióngerencial.• Controldeequiposdemediciónymonitoreo.• Medicióndeprocesos,análisisymejoramien-

to continuo.• Entrenamientoycapacitación.• Accionescorrectivaypreventiva.

SISTEMA DE GESTIÓN DE CALIDAD BASADO EN PROCESOS (ISO 9001, ISO 29001 & API Q1)

SATISFACCIÓN DEL CLIENTE

PRODUCTO

REQUERIMIENTOS DEL CLIENTE

MANEJO DERECURSOS

MEDICIÓN, ANÁLISIS,

MEJORAMIENTO

ENTRADA

RESPONSABILIDAD GERENCIAL

REALIZACIÓN DEL PRODUCTO SALIDA


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Los requisitos adicionales para API Q2 son:• Nohayderechoaexclusiones.• Evaluacióndecompetenciasdepersonal.• Gestiónderiesgos.• Certificacióndeequiposcríticos.• Diseñodelservicio.• Planesdecontingencia.• Controlsobreproveedorescríticos.

• Planesdecalidaddeservicio.• Planesdemantenimientopreventivo,inspec-

ción y prueba.• Validacióndeldesempeñodelservicio.• Manejodelcambio.• Notificaciónalcliente.• Trazabilidaddeservicioscríticosycontrolde

productos relacionados con el servicio.

Es un mérito el esfuerzo de API y de varias empresas del sector petrolero, crear la Norma API Q2 como resulta-do de un análisis profundo, que cubre los espacios de mejoramiento de las demás normas. Los beneficios más importantes de la implemen-tación de la Certificación API Q2 son:

• Mayor enfoque en la im-plementación al utilizar una sola norma que ayuda a evi-

tar incidentes catastróficos en las áreas de seguridad, ambiente y calidad.

• Identificar y gestionar las tareas críticas que afectan la calidad, la seguridad y el am-biente.

• Minimizar el riesgo me-diante la identificación, pla-nificación y control.

• Mejorar la confiabilidad de los productos relaciona-dos con el servicio.

• Minimizar riesgos rela-

cionados con el servicio y mejorar la eficiencia.

• Mejorar la comunicación entre las empresas de servi-cios petroleros, sus provee-dores y operadoras.

• Adicionalmente, las empresas que adopten el estándar API Q2 ofrecen un valor agregado a la indus-tria, constituyéndose en una ventaja competitiva entre todas las empresas del sec-tor petrolero.

BENEFICIOS DE LA API Q2

SISTEMA DE GESTIÓN DE CALIDAD BASADO EN PROCESOS Y MANEJO DEL RIESGO (API Q2)

RESPONSABILIDAD GERENCIAL Y MANEJO

DE RECURSOS

SALIDA

MEJORAMIENTO CONTINUO

GERENCIAMIENTO DE RIESGO

EJECUCIÓN DEL SERVICIO

MEDICIÓN, ANÁLISIS, MEJORAMIENTO

SATISFACCIÓN DEL CLIENTE

REQUERIMIENTOS DEL CLIENTE

ENTRADA

revista petróleo y gas marzo 2015

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