revista pge petróleo & gas agosto 2014

PRODUCCIÓNImplementación de sistemas

de bombeo mecánico en pozos profundos en Ecuador

CIFRASEcuador es atractivo

para la inversión petrolera

PERFORACIÓNOptimizando el

posicionamiento de los pozos horizontales en el

Ecuador

No. 002- AGOSTO 20142 000 ejemplAreS ISS

N 1

39

0-

88

12

PLAN ESTRATÉGICO DEADMINISTRACIÓN DEL YACIMIENTO DEL CAMPO PINDO

P G E P E T R ó L E O & G A S - A G O S T O 2 0 1 44

EDITORIAL

Gestión de campos maduros y

cementación

En la segunda edición de PGE PETRÓLEO&GAS en-contrará variedad de artículos y estudios de interés, entre los que resalta la gestión de campos maduros: plan estratégico de administración del yacimiento campo maduro Pindo y sobre la combinación de las técnicas más eficaces de cementación usando un di-seño de alta ingeniería para la aplicación en condicio-nes extremas durante la perforación de pozos.

Los otros artículos tienen que ver con la implemen-tación de sistemas de bombeo mecánico en pozos profundos en el país, un estudio para optimizar el po-sicionamiento de los pozos horizontales.

Podrán revisar un análisis a través del cual queda de manifiesto que Ecuador es atractivo para la inver-sión petrolera y un publirreportaje sobre la compañía Servicios Drilling Technologies Cía. Ltda. También es-tán disponibles estadísticas y la agenda de eventos de capacitación.

En cada publicación PGE PETRÓLEO&GAS refuerza su compromiso de ser una útil herramienta de consulta para el sector hidrocarburífero.

i

P G E P E T R ó L E O & G A S - A G O S T O 2 0 1 4 5

CONTENIDO

6 Ecuador es atractivo para la inversión petrolera

10 Gestores: SPE, AIHE y LADS Capítulo Ecuador

13 Próximos eventos y seminarios

15 Convertirse en un profesional de éxito

18 Reportes: taladros de perforación y mantenimiento

21 Proyección de demanda y oferta mundial de petróleo al 2035

26 Implementación de sistemas de bombeo mecánico en pozos profundos en Ecuador

34 Plan estratégico de administración del yacimiento del campo Pindo

44 Flujos de trabajo colaborativo mejoran la toma de decisiones en los campos petroleros a través de activos digitales

48 Optimizando el posicionamiento de los pozos horizontales en el Ecuador

54 Combinación de las técnicas más eficaces de cementación usando un diseño de alta ingeniería

60 Repsol muestra el camino para conservar la selva Amazónica en el Ecuador

64 Gestión de la calidad en la seguridad industrial

RECTIFICACIÓNEn la primera edición de la revista PEG PETRÓLEO&GAS de mayo 2014 hay algunas imprecisiones:

• Página10:EnlafichadeCarlosPérezconstaelcargodeGerentedeDesarrollodeNegociosdeHalliburtonEcuador.SucargoesGerenteGeneraldeHalliburtonEcuador.

• Página12:EnlafichadeJuanVeraconstaelcargodeDirectordePerforacióndeAndesPetroleumysucargoesGerentedePerforacióndeAndesPetroleumEcuadorLtd.

• Página31:EnlafiguradebieronpintarsedecolornaranjalospozosJatunN,JatunSeImuya.EnblancodebenestarlospozosPaujil ySábalo.

• EnelmapadesprendibledebloquespetrolerosenEcuadorconstabaellogotipoynombreanteriordelacompañíaRepsol.Elnombrelegaldelaempresaes:RepsolEcuadorS.A.

• Página33:ElnombrecorrectodelcuadroesColumnaEstratigráficadelaSecciónCretácicadelItt.

OPINIÓNO PUBLICITARIOP INFORMATIVOi ENTRETENIMIENTOE FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURALF DEPORTIVOD PROPAGANDAPr

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS

i

REvISTA PGE PETRÓLEO & GAS

Consejo Editorial: Ing.CarlosPérez, Presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador;Ing.ErnestoGrijalvaHaro,Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE);eIng.JuanVeraAlarcón,Presidente de Latin American Drilling Safety(LADS)CapítuloEcuador.Coordinación General y supervisión: EditorialTaquina-SaraswatiRivadeneira

Dirección: VerónicaAguayoCoordinación: PamelaQuilca-MayraRevelo Redacción y Edición: NancyJarrín-VerónicaAguayo Diseño: JoséEscalante-NataliaTafurCorrección de estilo: NancyJarrín Fotografía: Shutterstock Images Colaboradores de esta edición: Ernesto Grijalva, Thiago Fructuoso, AnaSolá,JoséErnestoJaua,DorianJaramillo,HugoSimba,FabricioSierra,

NaydaTerán,MarisolBastidas,BogarCastro,EstebanRojas,MarcoCayo,WilliamFurlow,EvelynLuceroNota editorial: Los contenidos téoricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores decadaestudio.Imprenta: DonBosco Tiraje: 2000 Número:002-agosto2014Frecuencia: trimestral ISSN: 1390 - 8812Contacto e información: [email protected]


O

Ecuador es atractivo para la inversión petrolera

• Sondiferentesaloscontratosdeprestacióndeservicios.

• Se requiere que la contratista financie el100%

•PetroamazonasEPeseloperadordelárea.• Lacontratistarecibeunatarifasoloporlos

barriles incrementales arriba de la curva basedeterminada.

• La tarifa esfija a lo largodel contrato.NoexisteajusteysereconoceunTIRdel15%enlafasedeoptimización.

• Cuando existe recuperación mejorada, serequieredeterminarunanuevacurvabaseyparalatarifaseconsideraunaTIRdel25%queaplicacuandoseimplementelarecupe-raciónmejorada.

• Notieneajustes,elperíododelcontratoesde15añosprorrogableporcincoañosmás.

• Lascontroversiassonresueltasmedianteunarbitraje al amparo del reglamento de arbi-trajedelaComisióndelasNacionesUnidaspara el Derecho Mercantil Internacional,UNCITRAL, exceptuando las que se deri-ven de una declaratoria de caducidad o tri-butariasqueseránresueltasportribunales delEcuador. InvertirenelEcuadorpuedeser más atractivo en términos ambientales, reduciendo los tiempos para la obtención de licencias, acompañando a las compañías en la solución o prevención de conflictos sociales, entregando incentivos fiscales y actuando con celeridad en solucionar la economía de los términos contractuales antevariaciones.

El Ecuador es atractivo para la inver-sión privada. Hay muchas oportu-nidades para invertir a través de la participación en licitaciones interna-cionales o la asignación directa de un

campo para empresas estatales, mediante con-tratosdeprestacióndeservicios.

Existe la posibilidad conformando empresas mixtas o de contratos de servicios específicos con financiamiento para optimización y recupera-ción de campos maduros (IOR – EOR) operados porPetroamazonasEP.

Para las fases de exploración y explotación, el contrato de prestación de servicios recibe una tarifaporcadabarrilproducido.Estatarifaseladefine a base de inversiones, costos operativos y unautilidad.

Se puede pagar en dólares o en especies, a de-cisióndelacontratista.Existeunfactordeajusteanualapartirdelsegundoaño.ElEstadosere-servael25%delosingresosbrutoscomomargendesoberanía.Además,cubrelosgastosdetrans-porteycomercialización.

La fase exploratoria, para este tipo de contrato, esdecuatroañosqueinicianseismesesdespuésdeinscritoelcontrato.

Es prorrogable por dos años y se puede autori-zarunaproducciónanticipada.Lafasedeexplo-taciónesde20añosqueiniciaunavezaprobadoel plan de desarrollo, prorrogable indefinidamen-tesialEstadoecuatorianoleconviene.

El consumo de gas y uso de petróleo para la ge-neracióneléctricaessincostoparalacontratista.

Los contratos de servicios específicos con fi-nanciamiento para optimización y recuperación de campos maduros operados por Petroamazo-nas EP se caracterizan por lo siguiente:

CIFRAS

1erNeSTO GrIjAlVA, es Ingeniero petrolero de la Universidad Nacional Autónoma de méxico, UNAm. Desde julio 2013 es el Director ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del ecuador, AIHe.

Ing. Ernesto Grijalva1


CIFRAS

10,00

30,00

50,00

70,00

90,00

110,00

130,00

1972

1973

1974

1975

1976

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

Crudo Oriente Crudo Mars Blend Crudo WTI

valor actual

Lacomercializacióndecrudodebeasegurarmayoresingresosyminimizarsusriesgos.Paraelloesaconsejablequeelcrudomarcadorocrudosmarcadoressiganelcomportamientodelmercado y consideren márgenes de refinación, por ejemplo:•Quelaszonasdondesecomercialicenseanrepresentativasparanuestrocrudocomoeselárea

delgolfo.•Quesuspreciosnoseanmanipulables.Porejemplo,tenerunsolovendedory/ounsolocompra-

dor.•Usarreferenciasdeprecioscuandoestasconsiderentodasolamayoríadetransaccionesdiarias

yestasseanponderadas.En este sentido es recomendable tomar comomarcadores a crudostipoMARSBLEND,queadquierenalrededorde20o30entidadesanivelmundial.

Comercialización de crudo

O


vALOR NETO CRUDOS ORIENTE, MARS BLEND Y WTI

AÑOAPI

CRUDO ORIENTE

PRECIO CRUDO

ORIENTE US $

PRECIO CRUDO MARS BLEND US $

PRECIO CRUDO

WTI US $

INFLACIÓN USA

FACTOR ACTUALIZACIÓN

vALOR ACTUAL CRUDO

ORIENTE

vALOR ACTUAL CRUDO MARS BLEND

vALOR ACTUAL CRUDO

WTI

1972 29,10 2,50 3,40% 13,48

1973 29,90 4,20 8,70% 5,39 20,83

1974 30,10 13,70 12,30% 4,96 60,51

1975 30,40 11,50 6,90% 4,42 47,51

1976 30,30 11,50 4,90% 4,13 45,29

1977 29,10 13,00 6,70% 3,94 47,99

1978 30,00 12,50 9,00% 3,69 42,33

1979 29,80 23,50 13,30% 3,39 70,24

1980 29,80 35,26 12,50% 2,99 93,68

1981 29,40 34,48 8,90% 2,66 84,12

1982 29,40 32,84 3,80% 2,44 77,19

1983 29,40 28,08 29,60 3,80% 2,35 63,58 67,03

1984 29,20 27,46 26,41 3,90% 2,26 59,85 57,56

1985 29,60 25,90 26,30 3,80% 2,18 54,38 55,22

1986 29,80 12,70 17,94 1,10% 2,10 26,37 37,26

1987 29,50 16,35 16,70 4,40% 2,08 32,52 33,22

1988 29,10 12,50 17,24 4,40% 1,99 23,82 32,85

1989 28,90 16,22 21,82 4,60% 1,91 29,55 39,75

1990 28,80 20,32 28,44 6,10% 1,82 34,89 48,83

1991 28,70 16,16 19,12 3,10% 1,72 26,91 31,84

1992 28,70 16,89 19,50 2,90% 1,67 27,33 31,56

1993 28,40 14,42 14,17 2,70% 1,62 22,72 22,33

1994 27,80 13,68 17,76 2,70% 1,58 20,99 27,25

1995 27,00 14,83 19,55 2,50% 1,53 22,20 29,26

1996 26,10 18,04 25,92 3,30% 1,50 26,14 37,56

1997 25,20 15,51 17,64 1,70% 1,45 22,10 25,13

1998 25,20 9,15 12,05 1,60% 1,42 12,83 16,90

1999 24,60 15,12 25,60 2,70% 1,40 20,65 34,96

2000 24,20 24,92 26,80 3,40% 1,37 32,91 35,39

2001 23,90 18,99 19,84 1,60% 1,32 24,68 25,79

2002 23,90 22,06 31,20 2,40% 1,30 28,00 39,61

2003 24,20 26,26 32,52 1,90% 1,27 32,71 40,51

2004 24,10 32,17 34,53 43,45 3,30% 1,25 38,79 41,64 52,40

2005 23,80 42,84 46,13 61,04 3,40% 1,21 49,96 53,80 71,19

2006 23,50 51,84 57,35 61,05 2,50% 1,17 58,99 65,25 69,46

2007 24,30 62,27 63,37 95,98 4,10% 1,14 68,06 69,26 104,91

2008 24,30 83,96 93,40 92,57 0,10% 1,09 91,68 101,99 101,08

2009 23,40 54,34 57,21 79,36 2,70% 1,09 57,78 60,83 84,38

2010 23,70 72,57 75,43 91,38 1,50% 1,06 76,02 79,01 95,72

2011 23,90 98,92 105,30 98,83 3,00% 1,05 100,60 107,09 100,51

2012 24,00 99,49 105,03 91,82 1,70% 1,02 100,98 106,61 93,20

2013 24,80 97,36 100,80 97,98 1,02 97,36 100,80 97,98

2014 1,00

Fuente: Los datos del precio WTI y MARS BLEND provienen de Bloomberg y Energy Information Administration, EIA.• Los valores para el Crudo WTI US $ son al cierre del año en cuestión. • Los datos de inflación provienen del índice US CPI Urban Consumer YoY NSA que son calculados por el Bureau de Estadísticas Laborales. • Las cifras de esta tabla corresponden a diciembre del año en cuestión.

CIFRASO

O�cina Matriz Quito: Edi�cio Renazzo PlazaAv. de los Shyris N35-174y Suecia (Esq). Piso 10 - O�cina 1001 PBX (593-2) 3520 420E-mail: [email protected] www.noroccidental.com

Quito - Ecuador

Grúas hidráulicas de 30 a 550 Ton y grúas gantry hasta 800 Ton.

Transporte especial de 10 hasta 1200 Ton.

P

10

SPE – Capítulo Ecuador

Pr

GESTORES

Sea miembro del SPE a través del Capítulo Ecuador-Beneficios

• Pertenezcaaunaasociaciónconmásde124000miembrosen135paísesyreci-ba reconocimiento por sus contribucio-nesatravésdelCapítuloEcuador.

• Obtendrádescuentosen la inscripcióna eventos y precios especiales en libros ysuscripciones.

• Podrá presentar documentos técnicos,exponer y participar en los programas voluntariosdeliderazgo.

• Distíngaseensucarreraconvariospro-gramas, incluyendo eMentoring, Dis-tinguished Lecturer, cursos de forma-ciónycomunidadesonline.

• ConlamembresíasesuscribiráalJour-nalofPetroleumTechnology.

Automáticamente calificará para ser miembro de AAPG (American Associa-tion of Petroleum Geologists) y SEG (So-ciety of EconomicGeologists).No es unrequisito ser ingeniero en petróleos. Essuficiente estar relacionado con la indus-triadehidrocarburos.

Guías para asociarse o renovar su membresía al SPE

• Aplicaciónenlínea http://www.spe.org/join/• Costo:$90• Necesitatarjetadecrédito internacional.

• Paralaaplicaciónlocal,enví[email protected] para llenar la solicitud y can-celarenformalocal.

www.spe-ecuador.org

p G e p e T r ó l e O & G A S - A G O S T O 2 0 1 4p G e p e T r ó l e O & G A S - A G O S T O 2 0 1 4


AIHE

GESTORES

BeneficiosAlgunos de los beneficios de pertenecer a la AIHE son: • Representación ante las entidades del

sector público y privado en defensa de losinteresesgeneralesdelsector.

• Información sobre oportunidades denegocios y posibles cambios en el entor-noquepuedanincidirenlaindustria.

• Participaciónenreunionesparatratartemas de interés como: planes anuales de actividades de las operadoras, leyes, contratos, reglamentos y proyectos es-peciales,entreotros.

• Participaciónenseminarios,conferen-cias y demás eventos organizados por la AIHE.

• Noticias nacionales e internacionalesrelacionadasconlaindustriapetrolera.

Guía para asociarse

• Envíeunasolicituddeafiliaciónyunacarta de presentación de su empresa a: [email protected]

visión

Ser el nexo estratégico y referente entre los entes asociados y el Estado apoyando el crecimiento de la industria hidrocar-burífera y el desarrollo económico y so-cialdelpaís.

Misión

Fortalecer la industria hidrocarburífera del Ecuador agrupando a las empresas del sector, promoviendo la existencia de relaciones de cooperación y colaboración con las entidades estatales, el sector pri-vadoyentresussocios.

www.aihe.org.ec

AIHE es una organización sin fines de lucro establecida en el marco legal de la República del Ecuador.Agrupa a compañías especializa-das en: • Exploración,producción ytransportedehidrocarburos.

• Comercializacióndecombusti-bles, derivados y lubricantes; y

• Serviciospetrolerosparalaindustria.

p G e p e T r ó l e O & G A S - A G O S T O 2 0 1 4

Pr


LADS– Capítulo Ecuador

GESTORES

Beneficios de ser miembro LADS

• Compartir temas de seguridad comolecciones aprendidas, near miss y de-sarrollo de nuevos sistemas de gestión, entreotros.

• Estara lavanguardiayserpartede laelaboración de importantes documen-tos mandatorios en coordinación con RiesgosdelTrabajodelIESSyelMinis-teriodeRelacionesLaborales(MRL).

• LADS Ecuador cuenta con más de 40empresas miembros entre operadoras, perforación, servicios petroleros y de transporte.

• Generar capacitación continua en te-mastécnicosoperativosconenfoqueenlaseguridad.

Guía para asociarse o renovar su membresía con LADS

• Solicite el formato de inscripción a: [email protected]

• Pagoanual:$1000.

Misión Generar una cultura de cambio en las

áreas de seguridad, salud y ambiente en las empresas del sector hidrocarburífero,

concienciándolas sobre la importancia detenerundesempeñosobresaliente.

Esto a través de la realización de activi-dades orientadas a cuidar la salud de las personasyelambienteconelfindeque

las operaciones estén libres de incidentes queseconsideranevitables.

visión

Ser las compañías líderes en el desempe-ño en seguridad, salud y ambiente en La-tinoamérica.

www.latdrillingsafety.org

LADS es una asociación creada para ser el canal de comunicación por excelencia en materia de salud, seguridad y protección del ambiente en la industria de las operaciones de pozos petroleros en Latinoamérica.

LADS no tiene el mandato ni la autoridad de imponer seguridad, pero sí el compromiso de trabajar en forma segura, compartiendo con la industria las mejores prácti-casyliderandoconelejemplo.

p G e p e T r ó l e O & G A S - A G O S T O 2 0 1 4

Pr


i

CAPACITACIÓN

visita de seguridad al Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur

Bombeo eléctrico sumergible “Nuevas Tecnologías”

Workshop LADS Subcapítulo Coca: Uso de productos químicos en el trabajo

Certificación y verificación en exploración y explotación petrolera

Reunión LADS No. 90

Lecciones aprendi-das en el desarrollo de la tecnología y perforación de pozos inteligentes

Un enfoque holístico para comprender la causa e impacto de la producción de finos

La próxima generación de métodos de recuperación de crudos pesados, ener-géticamente eficientes y de bajo consumo de agua

Organiza: LADS Capítulo EcuadorFecha: Agosto14,2014Lugar: CocaInformación e inscripciones: [email protected]

Organiza: Círculo de Expertos AIHEFecha: Agosto22,2014Lugar: QuitoExpositor: AlfonsoEsquivel(Schlumberger)Información e inscripciones: [email protected]

Organiza: LADS Capítulo EcuadorFecha: Agosto28,2014Lugar: CocaInformación e inscripciones: [email protected]

Organiza: Círculo de Expertos AIHEFecha: Septiembre2014Lugar: QuitoExpositor: EquitableOriginInformación e inscripciones: [email protected]

Organiza: LADS Capítulo EcuadorFecha: Septiembre18,2014Lugar: QuitoAuspiciante: AndesPetroleumEcuadorLtd.Información e inscripciones: [email protected]

Organiza: SPE Capítulo EcuadorFecha: Octubre23,2014Lugar: QuitoExpositor: CurtisBlount(ConocoPhillips)Información e inscripciones: [email protected]

Organiza: SPE Capítulo EcuadorFecha: Marzo12,2015Lugar: QuitoExpositor: DavidUnderdown(ChevronEnergyTechnologyCompany)Información e inscripciones: [email protected]

Organiza: SPE Capítulo EcuadoFecha: Septiembre10,2014Lugar: QuitoExpositor: JalalAbedi(UniversidaddeCalgary)Información e inscripciones: [email protected]


iCAPACITACIÓN

Society of Petroleum EngineersDistinguished Lecturer 2014-15 Capítulo Ecuador

10deseptiembrede2014

La próxima generación de métodos de recuperación de crudos pesados, energéticamente eficientes y de

bajo consumo de agua

ResumenLarecuperacióndepetróleopesadoin-situde arenas petrolíferas se ha convertido en un éxito económico en las últimas dos dé-cadas.Inventosydesarrollosde losproce-sosderecuperaciónqueutilizaninyecciónde vapor como la estimulación cíclica y el drenaje gravitacional asistido con vapor (SAGD) han contribuido a este éxito. Sinembargo, los principales puntos débiles de los procesos de vapor actuales son su alto consumo de energía, la elevada emisión de gases de efecto invernadero y el eleva-do consumo de agua fresca. Se ha encon-trado que los efectos combinados de losdisolventes y el calor en la viscosidad del crudo pesado pueden proporcionar veloci-dades de producciónde crudopesado quepodríanserequivalentesosuperioresalosde la inyeccióndevaporsolo.Además, losprocesos asistidos con solventes también pueden contribuir al mejoramiento in situ del crudo, debido a la formación de dos fa-seslíquidas,conelfindeproduciruncrudodemayorcalidadqueel crudopesadoori-ginal.Por lotanto,esesencialdeterminarlascondicionesquepotencialmentepodríaconduciralamejorainsitu.Numerosos esquemas de utilización de

disolventes y calor se han inventado y pa-tentado.Cadaprocesoqueutilizasolventesha mostrado resultados prometedores a es-caladelaboratorioyenpruebaspiloto.Sin

embargo, hay una clara falta de datos bási-cos de comportamiento de fases y el conoci-miento relacionado con los mecanismos de recuperaciónasistidadesolvente/calor.Losefectos cuantitativos del disolvente sobre la viscosidad del bitumen, los comportamien-tos de fase y los mecanismos de transporte tampocosecomprendenbien.

El objetivo de esta charla es proporcionar conocimientos mecánicos cuantitativos pertinentes a los procesos de recuperación asistidadesolvente/calor.Esteconocimien-toesunrequisitoprevioparaoptimizarlacomposición de disolvente en los procesos deinyeccióndedisolvente.

BiografíaJalalAbedi esprofesorde IngenieríaQuí-mica y Petróleo en laUniversidad de Cal-gary en Canadá. Lidera una facultad deinvestigacióndeequilibriodefasesdeclasemundial y un grupo de investigación de 20 personasquesededicanalainvestigaciónrelacionada con mediciones experimenta-les de equilibrio de fases crudo/solvente/vapor, modelado EOS y simulación de pro-cesosdetransporte.EldoctorAbedidirigeel consorcio de investigación SHARP (recu-peraciónasistidasolvente/vapor)ydictalacátedradeInvestigaciónIndustrialNSERC,en procesos de recuperación mejorada con solventes.Hasidoautoryco-autordemásde100artículos.

Jalal AbediUniversityofCalgary


O

CAPACITACIÓN

En todas las industrias, varias cua-lidades parecen ser universales en-tre los profesionales más exitosos: enfoqueen los resultados, sólidosconocimientos técnicos, capacidad

de liderazgo, automotivación, apertura para compartir conocimientos, ética a toda prueba y excelente habilidad para comunicarse e inte-rrelacionarse. Los profesionales de éxito tie-nenotracualidadquenoresultafácildetectaren el ámbito de trabajo: un compromiso perso-nalalcontinuoaprendizaje.

Dentro de la insdustria los triunfadores reconocen que el mercado se encuentra enconstante cambio, y para mantenerse a la par frecuentemente deben renovar, construir y su-mar nuevos conocimientos a su amplia base.todo esto como una forma de complementar sueducaciónformal.

Por ejemplo, solo en los últimos cinco años, los descubrimientos costa fuera del presal en

Brasil y los reservoriosno convencionales enlosEstadosUnidosdemandandiferenteshabi-lidades a las adquiridas en launiversidad.Elsiguiente gran descubrimiento y nuevo avance tecnológico se encuentra a la vuelta de la es-quina.¿Estálistoparaaprovecharlaoportuni-dad cuando llegue el momento?

UnadelasformasmásefectivascomolaSPEle ayuda a obtener ese aprendizaje continuo es a través de los cursos de entrenamiento. LaSPE ofrece un amplio catálogo, desde niveles introductorios hasta avanzados, que fuerondiseñados para asistir a los profesionales en susdiferentesnecesidadesdeentrenamiento.

La SPE tiene cuatro centros de entrenamien-to localizados en Houston, Kuala Lumpur, Dubai y Calgary. Ahí se ofrecen cursos inde-pendientes y de entrenamiento antes y des-pués de los eventos (conferencias y talleres) de laSPE.Estospuedenconvocaraparticipantesdediversoslugares,porloquelasoportunida

Traducido por la Spe Capítulo ecuador

Convertirse en un profesional de éxito:

progrese en su carrera con los cursos de

entrenamiento de la SPE

paulo pires, Petrobras


OCAPACITACIÓN

des de entrenamientos relacionados con los eventos son accesibles a un mayor número de personasalrededordelmundo.Loscursospue-den convertirse en el medio a través del cual se generen contactos y una red global con profe-sionalesquecompartenlosmismosintereses.

El catálogo de cursos de la SPE engloba disciplinas de seis industrias: perforación y completaciones; salud, seguridad, ambiente y seguridad física; gerencia e información; proyectos, facilidades y construcción; pro-ducción y operaciones; ingeniería de reservo-riosysudinámica.Elcatálogodecursosportítulo o disciplina puede revisarse en línea.La meta de la SPE hasta 2015 es impartir190 cursos de entrenamiento, incluyendoaquellos que se impartan de manera inde-pendiente y conjunta con los eventos. Lospróximos temasque se abordarán son: “So-cial, Psychological, and Cognitive Factors in Project Decision-Making”; “Geology for En-gineers”;“PracticalDeclineCurveAnalysis”;“OilfieldDataMining”;y,“TechnicalWriting andPublishing”.

Los instructores para cada curso de la SPE son cuidadosamenteelegidos.Cadaunodebióhabercontribuido de manera importante a la industria yserunexpertoensuárea.Susbiografíaspue-den ser revisadas en el catálogo de cursos previo alregistrodelparticipante.Esto,paragarantizarqueelaprendizajeestéenbuenasmanos.

Para quien está empezado su carrera, loscursos de entrenamiento de la SPE son de mu-chovalor,porquepuedenacelerarel logrodeexperticias y hasta pueden incrementar las oportunidadesdeascenso.

Los estudiantes y los recién graduados tie-nen la oportunidad de encontrar los cursos efectivos de entrenamiento, para adquirirhabilidades y acceder a información técnica que, generalmente, no es parte del currículoacadémico.Laasistenciaacursosdeunaaso-

ciación de profesionales para complementar la educación formal es una manera adecuada de ampliarlascompetenciastécnicas.

Losprofesionalesexperimentadosquees-tán a la vanguardia de una disciplina especí-fica pueden ser instructores en algún curso delaSPEyproponernuevasideas,queestánsujetas a la revisión y aprobación del Comité deEntrenamientoGlobal de la SPE. Lograrqueuncursoseaaprobadocimentará la re-putación del experto, además de compartir los conocimientos y las experiencias con los colegasdelaindustria.

Las compañías igualmente se pueden bene-ficiar de los programas de entrenamiento de la SPE.Muchas carecende instalaciones de en-trenamiento, así como de instructores profe-sionalesydedicados.LoscursosdelaSPEsonuna forma efectiva y relativamente económi-ca, a través de la cual una organización puede mantener a sus profesionales actualizados en sus conocimientos y los desarrollos de la in-dustria.LascompañíaspequeñasymedianaspuedensolicitaralaSPEqueloscursosserea-licenenlasinstalacionesdetrabajo.

Estas actividades están diseñados para mantener los altos estándares técnicos de los profesionales de la industria petrolera para quepuedanresponderdemaneraefectivaalosproblemasmásdesafiantesconlosqueelsec-tordebelidiar.Siseidentificaunamateriatéc-nica, mejor práctica o tecnología emergente no abordada en los cursos existentes, remita sus ideasa:www.spe.org/training/courses.php.

Lapróximavezqueseregistreenunevento,incluyendo los talleres, puede revisar los cursos de entrenamiento que se ofrecen en conjunto.En caso de buscar entrenamiento personal o para la compañía, visitewww.spe.org/trainingy revise el calendario o el catálogo completo de cursos de entrenamiento alrededor delmundo.


Taladros en EcuadorTaladros de perforación

Agosto 1, 2014OPERADOR POZO CONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR OGLAN 2 PETREX 20 HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP CEMENTING 13 3/8" CASING

ANDES PETROLEUM FANNY 18B164 CCDC CCDC25 2000 HP RIH 7" LINER HANGER

ANDES PETROLEUM WANKE ESTE 2H CCDC CCDC37 ZJ70DB (2000 HP) P/U & MU 5 1/2" DP IN STANDS TO DERRICK

ANDES PETROLEUM MARIANN 43 HILONG 7 ZJ70D 2000 HP DRILL CEMENT PLUG PRIOR TO DRILL 12 1/4" HOLE

ANDES PETROLEUM ATUQ 1 SINOPEC 185 2000 HPSTARTING MOBILIZATION FROM LAGO AGRIO BASE TO LOCATION

CONSORCIO INTERPEC MARAÑON RON 2 PETREX 26 HH 300 (1500 HP) DRILLING 12 1/4" HOLECONSORCIO PETROLERO PALANDA YUCA SUR YUCA SUR 8D HELMERICH & PAYNE 190 2000 HP DRILLINGEP PETROAMAZONAS APAIKA 011 PETREX 5824 NATIONAL 1320 (HELI RIG) CEMENTING 13 3/8" CASINGEP PETROAMAZONAS COCK 042 SINOPEC 119 2000 HP DRILLLING 16" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS OSO A 037 SINOPEC 129 70B DRILLOUT CEMENT INI CASING 9 5/8" CSG. W/ 8 1/2" BIT

EP PETROAMAZONAS LMNH 061 CCDC CCDC036 BAOJI 2000 HP RUNNING 13 3/8" CSG.

EP PETROAMAZONAS COCA 052 CCDC CCDC066 2000 HP DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

EP PETROAMAZONAS AUCA SUR A018 CCDC CCDC068 2000 HP COMPLETIONEP PETROAMAZONAS EDYJ-181 HELMERICH & PAYNE 132 OILWELL 840 DRILLING 12 1/4" HOLEEP PETROAMAZONAS PLAN 050HS1 HELMERICH & PAYNE 121 IDECO E1700 COMPLETIONEP PETROAMAZONAS PKNA 013 HELMERICH & PAYNE 138 MID CONTINENT 1220 DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS YNNA 008 NABORS DRILLING SERVICES 794 PYRAMID 2000HP COMPLETION

EP PETROAMAZONAS CHONTA SUR A001 NABORS DRILLING SERVICES 609 2000 HP MOBILIZING RIG

EP PETROAMAZONAS OSO G097 SINOPEC 168 ZJ70DB (2000 HP) DRILLING 16" HOLE SECTIONEP PETROAMAZONAS OSO I0011 SINOPEC 191 2000 HP LOGGINGEP PETROAMAZONAS ACAQ 118 SINOPEC 128 OILWELL 840 DRILLING 12 1/4" HOLEEP PETROAMAZONAS YUCA G34 CCDC CCDC69 2000 HP DRILLING 16" HOLE SECTIONEP PETROAMAZONAS DRRA 048 SINOPEC 169 ZJ70DB (2000 HP) DRILLING 6 1/8" HOLEEP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI) SHS 177D HILONG 15 2000 HP RIG MOVE

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI) SHUSHUFINDI 206D TUSCANY DRILLING 117 HELI RIG 200O HP RIG MOVE

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI) SHUSHUFINDI 172D HELMERICH & PAYNE 176 1500HP / LEE C. MOORE CEMENTING 9 5/8" CASING

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR) PACAYACU 9 PETREX 3 2000 HP RUNNING 9 5/8" CSG.

EP PETROAMAZONAS ARAZA 06 CCDC CCDC38 CHINA MODEL JC50-D (2000 HP) DRILLING 12 1/4" HOLE

EP PETROAMAZONAS CUYABENO G64 CCDC CCDC39 1600 HP COMPLETIONEP PETROAMAZONAS LAGO AGRIO H054 PDVSA PDV-80 ZJ70DB 2000 HP TESTINGEP PETROAMAZONAS GUANTA E034 PDVSA PDV-81 ZJ70DB 2000 HP COMPLETIONEP PETROAMAZONAS OSO H118H SINOPEC 127 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLEEP PETROAMAZONAS CONONACO I038 SINOPEC 248 2000 HP MOBILIZING RIGEP PETROAMAZONAS YULEBRA B014 SINOPEC 156 ZJ70/4500D 2000 HP COMPLETIONEP PETROAMAZONAS (OFFSHORE OPERATION) AMISTAD 15 ST1 PETREX OCEAN SPUR 2000 HP (JACK UP RIG) CONNECTING 20" CASING

MLS

GENTE OIL SINGUE B5 SINOPEC 188 3H-1500 DRILLING 8 1/2" HOLE SECTION

RIO NAPO C.E.M. SACHA 480D PDVSA CPV-16 CONTINENTAL EMSCO2000 HP COMPLETION & TESTING

RIO NAPO C.E.M. SACHA 451D PDVSA CPV-23 CONTINENTAL EMSCO 1500 HP COMPLETION & TESTING

RIO NAPO C.E.M. SACHA 473H PDVSA PDV-79 ZJ70DB 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLE

RIO NAPO C.E.M. SACHA 424D HILONG 16 ZJ70DB VFD 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLE

RIO NAPO C.E.M. SACHA 447D CCDC CCDC-28 2000 HP LOGGING

i

REPORTES

Fuente: Ing. Jorge Rosas


i

REPORTES

Taladros en EcuadorTaladros de mantenimiento

Agosto 1, 2014OPERADOR POZO CONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM MARIANN 9 SINOPEC 903 CHINA MODEL XJ650 HP W.O.ANDES PETROLEUM HORMIGUERO 11 SINOPEC 904 750 HP W.O.ANDES PETROLEUM NANTU 3 CCDC 52 650 HP W.O.ANDES PETROLEUM MARIANN 42 HILONG HL-3 XJ 650 W.O.CONSORCIO INTERPEC MARAÑON ENO 02 TUSCANY DRILLING 104 CARE 550 HP W.O.ENAP SIPEC PARAISO 12 TUSCANY DRILLING 105 650 HP W.O.ENAP SIPEC (THROUGH WEATHERFORD) PARAISO 6 KEY ENERGY 80091 MUSTANG, 250 HP VARIL-

LERO W.O.

EP PETROAMAZONAS TAPI 11 CCDC 42 CHINA MODEL XJ550, 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS PCCB037 HILONG HL-18 DFXK JC11/21 650HP W.O.EP PETROAMAZONAS LMNK 041 HILONG HL-28 DFXK JC11/21 650HP W.O.EP PETROAMAZONAS DURENO 1 GEOPETSA 1 COOPER LTO 550 W.O.EP PETROAMAZONAS GUANTA 03 GEOPETSA 6 ZPEC 650 W.O.EP PETROAMAZONAS OSO A095HS1 SAXON ENERGY SERVICES 32 WILSON 42B W.O.

EP PETROAMAZONAS EDYD 180 NABORS DRILLING SERVICES 813 IRI 1287W / FRANKS 500 W.O

EP PETROAMAZONAS PLAC 46 NABORS DRILLING SERVICES 814 IRI 1287W / FRANKS 500 W.O.

EP PETROAMAZONAS OSO B078 NABORS DRILLING SERVICES 815 IRI 2042 / FRANKS 600 W.O.

EP PETROAMAZONAS YNNA 001 NABORS DRILLING SERVICES 819 CABOT 600 W.O

EP PETROAMAZONAS AUCA 79 PETROTECH 4 550 HP W.O.EP PETROAMAZONAS CULEBRA 6 SINOPEC 905 750 HP W.O.EP PETROAMAZONAS LAGO AGRIO 37 TRIBOILGAS 7 WILSON 42 B W.O.EP PETROAMAZONAS DRAGO ESTE TRIBOILGAS 8 COOPER 550DD W.O.EP PETROAMAZONAS CUYABENO 006 TRIBOILGAS 101 550 HP W.O.EP PETROAMAZONAS AUCA 15 TRIBOILGAS 102 550 HP W.O.EP PETROAMAZONAS AUCA 84 TRIBOILGAS 103 550 HP W.O.EP PETROAMAZONAS AUCA 103 TRIBOILGAS 104 LOADCRAFT 550 W.O.EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI) SHUSHUFINDI 113D CONSORCIO SHUSHUFIN-

DI (OPERADO POr DYGOIL) SSFD01 KING SERVICES 750HP W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI) AGUARICO 18D DYGOIL 30 CAMERON 600 W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI) SHUSHUFINDI A221 KEY ENERGY 80051 LOADCRAFT 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI) SHUSHUFINDI 99 KEY ENERGY 80055 LOAD 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI) SHUSHUFINDI T109 KEY ENERGY 80057 550 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI) SHUSHUFINDI 246D SAXON ENERGY SERVICES 53 WILSON 4B W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO SHUSHUFINDI) SHUSHUFINDI 126D SAXON ENERGY SERVICES 56 WILSON MOGUL 42B-DD W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR) SHUARA 4 CCDC CCDC51 650 HP W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR) SHUARA C038 SAXON ENERGY SERVICES 55 WILSON MOGUL 42B-DD W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR) ATACAPI 31 SAXON ENERGY SERVICES 47 WILSON 42B W.O.

EP PETROAMAZONAS (W/ CONSORCIO PARDALIS CAMPO MADURO LIBERTADOR) SHUSHUQUI 011 TRIBOILGAS 6 COOPER 550 W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 106 DYGOIL 20 FRANKS 600 W.O.RIO NAPO C.E.M. SACHA 185 TRIBOILGAS 106 SERVICES KING 550 HP W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 396D FAST DRILLING FD11 XJ 650 (700 HP) W.O. (CONTRACT WITH ORN ENDS IN AUGUST/05/2014

REPSOL IRO A9 SINOPEC 908 650 HP W.O.

TECPECUADOR BERMEJO 5 SAXON ENERGY SERVICES 7 COOPER 550 W.O.



Taladros de perforación disponibles

Taladros de mantenimiento disponibles

CONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

HELMERICH & PAYNE 117 MID CONTINENTAL U1220EB COCA BASE

HILONG 17 2000 HP SHUSHUFINDI

SINOPEC 219 ZJ70DB (2000 HP) COCA BASE

SINOPEC 220 2000 HP SHUSHUFINDI

TUSCANY DRILLING 102 LOADCRAFT 1000 HP COCA BASE

TRIBOILGAS 201 DRILLING SERVICE KING 1000HP COCA BASE

CONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO STACKED

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

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

CCDC 40 CHINA MODEL XJ550, 650 HP LAGO AGRIO IN MAINTENANCE

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

ESPINEL & ASOCIADOS * EA 12 XJ 650 COCA BASE (*THIS RIG BELONG PREVIOUSLY TO FAST DRILLING)

GEOPETSA 2 WILSON 42B 500 COCA BASE

GEOPETSA 3 WILSON 42B 500 COCA BASE

GEOPETSA 4 UPET 550 HP COCA BASE

GEOPETSA 5 LTO-550-VIN-26606 COCA BASE (IN ASSEMBL)

SAXON ENERGY SERVICES 34 WILSON 42B SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC 907 XJ 550 COCA BASE

SINOPEC 932 XJ 650 LAGO AGRIO BASE

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

TRIBOILGAS 105 550 DD COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILGAS 202 SERVICE KING 1000 HP TAMBILLO (QUITO)




TUSCANY 108 650 HP HELI PORTABLE RIG COCA BASE CAMP

EP PETROAMAZONAS (BLOQUE 1) 1 WILSON 42 B DD PENINSULA STA. ELENA

i

REPORTES


051015202530

454035

TALADROS DE PERFORACIÓN

CCD

C

HEL

MER

ICH

& P

AYN

E

HIL

ONG

NAB

ORS

DRI

LLIN

GS

PDVS

A

PETR

EX

SIN

OPEC

TUSC

ANY

DRI

LLIN

G

TRIB

OIL

GAS

TOTA

L

En operación Disponible

95

1 3 25 5

11

2 1 1 16

41

1

TALADROS DE MANTENIMIENTO

En operación Disponible

0

5

10

15

20

25

30

45

40

35

CCD

C

AGIP

OIL

ECUA

DOR

DYG

OIL

ESPI

NEL

& A

SOCI

ADOS

FAST

DRI

LLIN

GG

EOPE

TSA

HIL

ONG

KEY

ENER

GYN

ABOR

DRI

LLIN

GS

SERV

ICES

PETR

OAM

AZON

AS

PETR

OTEC

HSA

XON

EN

ERGY

SERV

ICES

SIN

OPEC

TRIB

OILG

ASTU

SCAN

YD

RILL

ING

TOTA

L

2 1 1 1 1

6 6

41

8

1 14

2 22 4 4 433 2

20


20070%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Países en desarrollo

América

Europa

China

Asia

Ex Unión Soviética

Otros Europa

Proyección de demanda y oferta mundial de petróleo al 2035

de la oferta de petróleo de países fuera de la OPEP para el largo plazo, mostrará una tasa de crecimiento anual de 0,7%. Las optimistas esti-maciones de la OPEP se atribuyen a las conside-raciones respecto de la oferta de petróleo, puesto quelosrecursossonabundantesyquelasfuentesdeestaofertasonampliamentediversas.

Conforme con las proyecciones de la OPEP, en torno a la oferta mun-dial de petróleo, se considera quellegará hasta 107,5 millones de ba-rriles diarios en el año 2035, lo cual

representa un incremento de 0,9% promedioanual durante el periodo2010-2035.En el caso

20070%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

2008 2009 2010 2011 2012 2013

América (USA, Canadá, México)

Europa (Noruega, Reino Unido, Dinamarca y otros)China

Asia (Australia y Otros)

Otros Europa

Ganancias procesadas

OPEP NGLS + crudo no convencional

Producción OPEP (Argelia, Angola, Ecuador, Irán, Iraq, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y Venezuela)

Países en desarrollo (Brunéi, India, Indonesia, Malasia, Tailandia, Vietnam, Argentina, Brasil, Colombia, Trinidad y Tobago, Bahrein, Omán, Siria, Yemen, Chad, Congo, Egipto, Guinea Ecuatorial, Gabón, Sudáfrica, Sudán y otros)

Ex Unión Soviética (Rusia, Kazajstán, Azerbaiyán y otros)

Demanda mundial de petróleo (Porcentaje de participación)

Oferta mundial de petróleo (Porcentaje de participación)

Fuente: www.opec.org

Fuente: www.opec.org

ESTADÍSTICASi


0

20

40

60

80

100

120

140

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2015

Costo del crudo adquirido en refinería importada WTI precio de petróleo crudo

Colapso económico global

Reserva agotada de

capacidad EE.UU

Revolución Iraní

Embargo de petroleo árabe Iraq invade Kuwait OPEP corta metas 1.7 mmbpd

OPEP corta metas 4.2mmbpd

Guerra Irán – Iraq

Saudis abando-nan el papel de

productores

Crisis financiera asiática

Ataque del 9-11

Baja capacidad de reserva

Factores que inciden en el precio del petróleo

Dadoque lasrutascomerciales, losmecanis-mos de transportación y los procesos de negocio se han mantenido casi estandarizados, sin mayo-res innovaciones y progresos, ni administrativos y tampoco tecnológicos, estas variables poco in-fluyenenelfactorprecio.Bajoestasconsideracionesdelcomportamien-

to y manejo del mercado, entidades mundiales como la Asociación Internacional de Energía y la propiaOPEP,adviertenquelospreciosdelpetró-leooscilaránporlos$100enelmedianoplazo.Unfactordefinitivamente influyentecomienzaa evidenciarse: el climático, por el prolongado invierno en las zonas templadas y el recrude-cimiento de las bajas temperaturas en Estados Unidosdeterminaronunnecesarioincrementodelconsumodepetróleo.

El desajuste entre la oferta y la demanda, así como en la capacidad de refinación, la especula-ción financiera, el clima, las condiciones geopo-líticas y otros inciden en la fijación del valor del crudo.Otro factor preponderante -por el margen

de la oferta- es la regulación de los nivelesde producción de la OPEP con sus 12 paísesmiembros, con lo cual logra sostener el con-sumo requerido y así no satura el mercado. La demanda de crudo de los países de la Orga-nización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), una entidad de más de 30 países, en su gran mayoría desarrollados, ce-rró2013conunaumentode0,2%(elprimerodesde2010)despuésdehaberretrocedido1,1% en2012.

i

ESTADÍSTICAS

Fuente: U.S. Energy Information Administration (EIA)

Factores importantes que incidieron en el precio del petróleo a nivel mundial (precio por barril)


i

ESTADÍSTICAS

EMPRESA 2008 2009 2010 2011 2012 2013

PETROAMAZONAS EP 64.810 99.132 113.605 156.252 148.608 325.390

RíO NAPO CEM - 8.237 50.673 49.394 57.675 70.429

PETROPRODUCCIÓN / EP PETROECUADOR 170.952 174.185 137.966 150.007 157.882 -

SUBTOTAL CíAS ESTATALES 235.761 281.553 302.243 355.653 364.165 395.819

AGIP OIL ECUADOR 25.294 20.513 18.679 17.044 15.012 13.575

ANDES PETROLEUM 43.881 38.482 38.398 36.265 34.084 33.892

CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO) - 111 981 1.007 1.820 1.408

CONSORCIO DGC - DYGOIL - - - - - 525

CONSORCIO INTERPEC - - - - - 41

CONSORCIO PALANDA YUCA SUR - - - 2.000 2.191 2.827

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA 7.869 7.474 8.981 5.008 5.621 5.542

PACIFPETROL 1.464 1.383 1.337 1.279 1.240 1.190

PETROBELL 4.742 4.333 4.650 4.154 3.666 3.272

PETRORIENTAL 15.721 14.722 13.974 13.056 13.421 13.048

REPSOL 54.065 44.810 44.836 46.200 43.518 37.959

SIPEC (SOCIEDAD PETROLERA) 16.879 14.864 13.609 12.462 13.945 12.780

TECPECUADOR 5.659 4.776 4.405 3.927 3.581 3.353

BLOQUE 15 - PETROAMAZONAS 30.393 - - - - -

CANADÁ GRANDE - EP PETROECUADOR 97 76 63 - - -

CITY ORIENTE - EP PETROECUADOR 2.854 - - - - -

PERENCO - PETROAMAZONAS 27.796 21.937 12.970 - - -

PETROBRAS - PETROAMAZONAS 32.562 29.383 18.830 - - -

SUELOPETROL - EP PETROECUADOR 1.210 2.216 2.201 126 - -

SUBTOTAL CíAS PRIVADAS 270.486 205.078 183.912 142.528 138.099 129.412

TOTAL PRODUCCIÓN FISCALIZADA 506.248 486.631 486.155 498.181 502.264 525.231

Periodo 2008 - 2013 (barriles promedio por día)

Producción nacional fiscalizada de petróleo en Ecuador

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) Adaptado por: Diana Carvajal - AIHE


ESTADÍSTICASi

ZONAS BlOqUeS 2008 2009 2010 2011 2012 2013

ZONA CeNTrO

B31 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 407,62

EDEN YUTURI 58.313,65 58.821,66 59.121,85 64.406,09 54.878,94 48.644,53

INDILLANA 36.629,22 40.309,88 41.272,82 40.078,34 37.202,49 37.218,88

TOTAl ZONA CeNTrO 94.942,87 99.131,53 100.394,67 104.484,43 92.081,43 86.271,03

ZONAS BlOqUeS 2008 2009 2010 2011 2012 2013

ZONA NOrTe

CUYABENO 8.067,74 20.504,26 22.478,68 22.351,97 23.866,88 25.284,65

LAGO AGRIO 9.000,50 12.061,96 12.003,16 10.198,37 9.888,59 10.404,06

LIBERTADOR 31.763,31 19.397,79 17.574,55 18.937,01 17.997,24 19.142,98

SHUSHUFINDI 43.508,27 46.196,94 46.167,98 51.985,99 54.785,92 69.540,47

TOTAl ZONA NOrTe 92.339,83 98.160,95 98.224,38 103.473,35 106.538,63 124.372,17

ZONAS BlOqUeS 2008 2009 2010 2011 2012 2013

ZONA OeSTe

AUCA 33.461,88 35.134,32 37.873,71 45.960,27 52.581,87 56.651,58

OSO YURALPA 27.720,08 21.936,53 26.204,63 34.145,43 39.390,7 42.803,29

PALO AZUL 32.473,01 29.382,99 20.729,38 18.133,71 16.846,97 16.495,15

TOTAl ZONA OeSTe 93.654,97 86.453,84 84.807,73 98.239,41 108.819,53 115.950,02

(Barriles promedio diario por campo)

Producción Petroamazonas EP

Fuente: Gerenciamiento de Datos - PETROAMAZONAS EPAdaptado por: Diana Carvajal - AIHE


ÁREA TéCNICA


Actualmentese pueden

alcanzarprofundidades

de hasta16 000 ft,

con caudalesde producción

que dependeríade la

profundidad yde otros

parámetros

Implementación de sistemas de bombeo mecánico en

pozos profundos en EcuadorThiago Fructuoso1, Ana Solá2 y José Ernesto Jaua3

Los sistemas de levantamiento artifi-cial son utilizados para incrementar el flujo de fluidos, tanto gaseosos comolíquidos,desdeunpozodepro-ducciónpetrolerahacialasuperficie.

De manera general, esto se logra por medio de dispositivos mecánicos colocados en el pozo, comobombas,quereducenelpesodelacolum-na hidrostática a través de la inyección de gas, a ciertaprofundidadounacombinacióndeestos.Ellevantamientoartificialesnecesarioenaque-llos pozos donde la presión del reservorio no es la suficiente para impulsar, de manera natural, los fluidos hasta la superficie a una tasa de pro-ducciónqueseaeconómicamenterentable.Den-tro de los principales métodos de levantamiento artificial seencuentraelbombeomecánico.Suaplicación en pozos de altas profundidades será eltemaprincipaldelsiguienteartículo.

El sistema de bombeo mecánico consta de una bomba de desplazamiento positivo tipo pistón instaladaenelpozoqueesaccionadamediantevarillas, comúnmentemetálicas, que conectanlabombaenfondoalaunidaddesuperficie.Estaunidad se convierte en el movimiento rotativo de un motor eléctrico o de combustión en el mo-vimiento axial reciprocante necesario para ac-cionarelsistema.

Históricamente el bombeo mecánico ha sido utilizado principalmente en pozos de bajas profundidadesycaudales.Sinembargo,nuevosdesarrollos tecnológicos, tanto en diseño de unidades de superficie como en metalurgias y diseños de elementos de fondo han expandido lasfronterasdelsistema.Enlaactualidadpue-den alcanzar profundidades de hasta 16 000ft,concaudalesdeproducciónquedependeránde la profundidad y de factores como la desvia-ción,producciónrequeridaydensidaddelflui-do,entreotros.

A continuación se muestra una configura-ción básica de un sistema de bombeo mecánico el cual ilustrará los conceptos anteriormente mencionados:

1. PRINCIPIO OPERATIVO DE BOMBEO MECÁNICO

Como se indicó, el sistema de bombeo mecáni-co consta de una bomba de desplazamiento posi-tivo tipo pistón, conocida como bomba de fondo, queseaccionamediantevarillasconectadasalaunidaddesuperficie.Estageneraelmovimien-tonecesarioparaactivartodoelsistema.

La bomba de fondo es un barril fijo a la tubería de producción dentro del cual se mueve un pis-tónquecuentacondosválvulas:unafijayotraquesemuevehaciaarribayhaciaabajo.Selaco-nocecomoválvulaviajera.

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1THIAGO FrUCTUOSO, ingeniero en petróleos graduado de la Universidad estacio de Sá en río de janeiro. Actualmente desempeña el cargo de Ingeniero de aplicaciones y ventas para bombeo mecánico en

Weatherford ecuador.

Equipo de Superficie

Varillas

Bombas

Conjuntode Fondo

Conjuntode Anclaje

VálvulaFija

VálvulaViajera

Pistón

ConjuntoBarril

Figura 1. Sistema de bombeo mecánico

Figura 2. Esquema básico de unabomba mecánica de subsuelo

F


las profundidades de los pozosubicados en elOriente ecuatoriano alcan-zan los 7 000pies y puedenextendersehasta los10 500.esto esun desafíoimportantepara elbombeomecánico

En el primer movimiento descendente del pis-tón, la válvula viajera se abre y la fija se cierra permitiendo el paso del fluido dentro del barril haciaelinteriordelpistón.Luegoseiniciaelmo-vimientoascendenteenelquelaválvulaviajerasecierraylafijaseabre.Enesteprocesoocurrendos acciones simultáneas, por el lado superior del pistón el fluido es movilizado en dirección hacia la superficie y por debajo el barril se llena, nuevamente,conelfluidodelpozo.Alfinalizaresta etapa se inicia otra vez el movimiento des-cendenteyelciclocomienza.

2. APLICACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO EN ECUADOR

Las profundidades de los pozos ubicados en el Oriente ecuatoriano alcanzan los 7 000 pies y puedenextendersehastalos10500.Estoesundesafío importante del bombeo mecánico para lograr producciones a tasas rentables y un tiem-podevidaextensodelsistema.Para alcanzar este reto se requiere de uni-

dades de bombeo de superficie más robustas y varillasmásresistentes.Enelcasodelospozos

con desviaciones elevadas es necesario el uso de centralizacionesespecialesparalasvarillas.Eneste artículo se expondrán cada uno de los com-ponentes y sus características en aplicaciones profundas.

Como ejemplo práctico se mostrarán los re-sultadosdeuncasorealenelqueseinstalóunsistema de bombeo mecánico en un pozo de gran profundidadyconaltadesviación.

Se dará a conocer el proceso detallado del dise-ño y la selección de los componentes utilizados enelpozoquesedenominaráPozo“A”.

3. CASO REAL: INSTALACIÓN DE BOMBEO MECÁNICO EN UN POZO CON ALTA DESVIACIóN Y PROFUNDIDAD

En marzo de este año Weatherford presentó una propuesta a una de las principales compa-ñías operadoras del país para implementar el bombeo mecánico en un pozo profundo, alta-mente desviado y con manejo de cantidades considerablesdegas.

El pozo fue escogido en base a los retos técni-cos y de diseño que representaba, su principalcaracterística fueron la desviación y la profun-didad. Adicionalmente, dentro de su historialde intervenciones de reacondicionamiento, se evidenció que este pozo había sido producidoanteriormente utilizando sistemas de bombeo electrosumergible con resultados poco favora-blesdebidoalcortotiempodevidadelequipo.

Como se mencionó anteriormente, el sistema de bombeo mecánico utiliza varillas metálicas para transmitir el movimiento reciprocante desde la unidad de superficie hasta la bomba de fondotipopistón.Esteelementosevealtamenteafectado en pozos como el de este estudio, con altos niveles de desviación debido al desgaste mecánico,expuestoprincipalmenteenaquellospuntos del pozo donde los cambios de desvia-ción(doglegs)sonmáspronunciados.Unidoalosretosdeprofundidadydesviación,

la presencia de gas fue un tema de análisis y atención, yaqueelobjetivo fue lograrunaóp-timaproducciónyquelabombadefondonoseviera afectada por la cantidad de gas a manejar y trabajara eficientemente.

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2ANA SOlÁ, ingeniera en petróleos, graduada de la Universidad Tecnológica equinoccial en quito. Actualmente desempeña el cargo de Coordinadora de ventas e Ingeniería de aplicaciones para bombeo

mecánico en Weatherford ecuador.

Figura 3 . Ciclo de la bomba de fondo

Com

pres

sion

Cham

ber

F


3.1. Datos del Pozo A

Datos del pozo “A”

Profundidad Total 10378 ft

Profundidad de la bomba 10217 ft

Profundidad de los perforados 10354 ft

Corte de agua 4%

Grado API del crudo 26

DogLeg máximo 4,74° / 100 ft

Fuerza lateral máxima 389 Lb / 25 ft

Última producción evaluada (MTU) 168 BFD

Producción diseño BM 180 BFPD

3.2.Diagrama de completamiento de fondo Pozo A

A continuación se muestra el estado mecánico delcompletamientodefondo.

FOTO4

El completamiento de fondo de esta aplicación seencuentracercanaalos10000pies.Elnipledeasientomecánicoseubicóa10217pies(MD)ca-racterizandoalaaplicacióncomoprofunda.

El punto de mayor desviación registrado en el pozo o “dogleg”máximo encontrado fue de4,74°/100piesa5357piesdeprofundidadylatu-beríadeproducciónutilizadafuede3-1/2pulga-das.LaarenaproductoraseleccionadafuelaTin-feriorenelintervalode10348a10354piesMD.

El completamiento ideal de bombeo mecánico y una de sus ventajas es la facilidad para instalar labombadefondopordebajodelosperforados.En esta posición se elimina gran cantidad de gas queingresóalabomba,debidoaunaseparaciónnaturalcomoefectodelagravedadquepermitequeeste,siendomásliviano,seseparedellíquidoyseaproducidoporelespacioanular.Comoreco-mendacióngeneral,lomejoresqueseposicionelabombaalmenos15piespordebajodelosper-foradosparaunamejorseparación.EnelcasodelPozo A, el completamiento con empacadura hi-dráulica impedía la instalación por debajo de los perforadosyrepresentóunretoadicionalporquetodo el gas liberado debía ser producido a través delabombamecánica.

Otra desventaja de instalar la bomba por enci-ma de la formación es la presión a favor de la pro-ducción(drawdown)quesepierdeporcadapiededistanciaqueexistadeseparaciónentrelabombadefondoylaformación.Elinstalarlabombapordebajo de los perforados nos habría permitido alcanzar presiones de fondo fluyentes más bajas e incrementar la producción del reservorio. Enel pozo de estudio, el ingreso de la bomba está ubicadoa140piessobrelosperforados,loquere-presentaparauncrudoAPI26cercade55psidepérdidadepresión.

3.3.- Selección de la unidad de superficieLa unidad de bombeo es la responsable de la

conversión del movimiento rotatorio del motor primario en el movimiento reciprocante nece-sario para ser transmitido a la sarta de varillas conectadasalabombadefondo.

Para seleccionar apropiadamente la unidad de superficie para el Pozo A, se deben evaluar dos característicasprincipalesqueseránlasrespon-

3jOSÉ erNeSTO jAUA AlemÁN, graduado en Ingeniería mecánica de la Universidad metropolitana en Caracas. Actualmente y desde el año 2011 se desempeña como Gerente de Sistemas de producción en

Weatherford ecuador.

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Figura 4. Diagramade completamiento

de fondo

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Tabla 1

Figura 5a. Rotaflex.carrera larga

Figura 5b. Balancínconvencional

sables de optimizar el desempeño de todo el sis-tema.Estosson: la longitudde lacarrerade launidadylacapacidaddecarga.

Longitud de carreraLa longitud de la carrera de la unidad debe

atenderlalongituddelabombadefondo.Lasdemayor longitud (con mayor recorrido del pistón) brindan las siguientes ventajas:- Mejormanejodelgasporquepermitencon-

tar con un mayor espacio para la absorción de una posible compresión de gas evitando un bloqueo (por gas) de las válvulas de labomba.

- Mantener las tasas de producción conuna cantidad menor de golpes por minuto (GPM), que es la cantidad de veces que elpistón de la bomba de fondo cumple un ciclo completoporminuto.Conellosereduceeldesgaste producto de la fricción entre las va-rillas y la tubería de producción, en especial en los pozos desviados, alargando el tiempo devidaútildelcompletamientodefondo.

- Al manejar velocidades de operación me-nores, se permite un llenado más completo de la bomba de fondo incrementando la efi-cienciadebombeodelsistema.

En caso de escoger una unidad de superficie concarrerade192pulgadas(medidacomúnenlas unidades de superficie convencionales) para producir los180barrilesesperados, sedeberíatrabajar a cerca de cuatro golpes por minuto (GPM).Sinembargo,alseleccionarunaunidadde366pulgadasdelongitudderecorridoselo-graría trabajar a tan solo dos GPM, la mitad.Esto, además de todas las ventajas mencionadas, duplicaría la vida útil de la sarta de varillas y el completamientodefondo.

En base a estos factores se debería seleccionar la unidad de superficie que permita la mayorlongituddecarreraposible.

Capacidad de cargaOtro de los parámetros críticos a ser conside-

rado en la selección de la unidad de superficie eslacargaopesoquedeberásoportardurantesuvidaoperativa.Paratrabajarenpozosdealtaprofundidad y desviación es importante contar con la posibilidad de implementar unidades de altacarga.- Unadesviaciónelevadadelpozoaumentala

fricción entre la sarta de varillas y la tubería de producción, incrementado a su vez la car-gaquedebevencerlaunidaddesuperficie.

- Laprofundidaddeasentamientodelabom-baesproporcionalalacargaquetendráquesoportar la unidad de superficie. Cuantomás profunda sea la ubicación de la bomba, más varillas se deberán usar (mayor peso delasarta),que,sumadoalafricciónentrelos componentes del sistema y densidad del fluido, da comoresultadolacargatotal.

En este caso, las cargas calculadas se encon-traron cerca de las 40 500 libras en su puntomáximo. No muchas unidades en el mercadoestán en capacidad de soportar estos niveles y la selección de la unidad de superficie debía cubrir esterequerimiento.

En este caso la unidad seleccionada fue la de máslargacarrera(366pulgadas)ydemáscapa-cidad de carga (50 000 lb) disponible en Ecua-dor:UnaunidadRotaflex1150(verTabla1).

rOTAFleX 1150

Capacidad de carga 50.000 LB

Carrera 366 pulgadas

Caja reductora 320.000 In.Lb

Velocidad Max 3,64 Golpes por minuto

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Tabla 2

ElmotorutilizadoparaelpozofueunNEMAB de 100 HP con variador de frecuencia de125HP,conconsumoenergéticode635KWH/día.Enelcasodeusarunbalancínounidaddebombeo convencional se habría requerido unmotorde125HPconvariadorde150HPycon-sumode950KWH/día.Elahorroenergéticoesotra de las principales ventajas de las unidades de carrera larga (Rotaflex) en comparación con unidadesconvencionales.

3.4. Selección de la sarta de varillasLa sarta de varillas conecta y transfiere el

movimiento de la unidad de superficie hasta la bombaubicadaenelfondodelpozo.Elpesodeestasartarepresentalamayorcargaquedeberámanejarlaunidaddesuperficie,cargaqueseráproporcional a la profundidad de asentamiento delabomba.

La utilización de una sarta de varillas telescópicasesloqueposibilitallegaragrandesprofundidades.Lasvarillasdemayordiámetrocon capacidad de soportar mayores cargas son ubicadas hacia la superficie. A medida que seprofundiza en el pozo la carga disminuye, por lo quesepuedeutilizarvarillasdemenordiáme-tro. La reducción es gradual. Con ello se lograquelaunidaddesuperficietrabajeamenorcarga(verTabla2).

Las varillas son conectadas entre sí mediante acoples.Alserelpuntomásdébilesmássuscep-tibleafallasorupturas.Almomentodelainsta-laciónhayqueteneruncuidadoespecialporqueuntorqueinapropiadodelosacoplesounaroscaen malas condiciones puede representar una fa-llaprematuradelsistema.

3.5.Selección de los accesorios de centralización

El principal problema de la sarta de varillas en pozos de elevada desviación son las fuerzas lateralesquesegeneranenlospuntosdecontac-to entre las varillas y en los mayores cambios de

desviación del pozo (doglegs). Para evaluar losriesgos asociados a este aspecto y seleccionar los equiposdecentralizaciónmásapropiadosescla-ve contar con un diagrama real de desviación del pozo(survey).

Para mitigar este problema y las posibles con-secuencias de elevadas cargas laterales sobre las varillas,seutilizancentralizadores.Estosgene-ran puntos de contacto adicionales entre la vari-lla y la tubería, ayudando a distribuir de mejor maneralascargas.Serecomiendaquelacargalateralqueseapli-

quesobreunavarillaseademáximo50libras.Es decir, al realizar un diseño, una varilla debe-rállevarloscentralizadoresnecesariosparaquecadaunosoporteunacargamenora50libras.

Las varillas pueden ser centralizadas en los acoplesyenelcuerpodelavarilla.Dostiposdecentralizadores y acoples centralizados se mues-tranacontinuación.

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Configuración de Sarta de Varillas

Diametro (pulgadas) Cantidad Longitud (pies)

1 95 2,367

7/8 103 2,575

¾ 198 4,950

1-1/8 13 325

Figura 6. Acoples centralizados de tipo PL-5

RUBBER ROD GUIDE

Slotted Design for Easy Installation

Figura 7, 8 y 9.Centralizador - cuerpo de la varilla

F


Figura 11.Bomba especialde tres válvulas

fluidoypermitirquelaválvulaviajeraconven-cional se abra con menor presión, ganando lle-nadoyeficienciaenlabomba.Acontinuaciónestáelesquemadeunabomba

especial de tres válvulas:

3.7. Selección de los sistemas de control Para el control automático del pozo, se utili-

zó un variador de frecuencia con controlador WellPilot integrado. La importancia de esteaccesorio, en epecial, para pozos con gas o baja presióndeintake,esquesepuedepredefinirunacantidadmáximadegasdeseadaen labomba.Encasodequeestevalorsesupere,lavelocidaddebombeoesautomáticamentereducida,loqueincrementa la presión de fondo y baja la presen-ciadegasenlabomba.

En el pozo en estudio varía frecuentemente y de manera automática la velocidad del sistema, manteniendo una presencia de gas máxima de 20%enlabomba.

4.-RESULTADOS FINALES DEL PROYECTOPor la carta dinamométrica de fondo es posi-

blesaberexactamenteloquepasaconlabombadefondo.Lacartaesmedidaconunsensordesuperficiequecalculalacargaquesoportanlasvarillas a nivel de superficie a lo largo de todo elrecorridodelabomba.Asíseconocelacargamedidaencadaposiciónenlaqueseencuentrala varilla en superficie y el pistón de la bomba ubicadoenelfondodelpozo.

La presencia de gas es controlada por esta car-ta.Acontinuaciónlacartadinamométricarealdel pozo:

Adicionalmente a las protecciones menciona-das para la sarta, se instaló también un rotador devarillas,quetrabajagirandotodoelconjuntode fondo a cada ciclode bombeo.Este equipa-mientoposibilitaeldesgasteuniformedelequi-po de subsuelo incrementando la vida útil de las varillasyloscentralizadores.

v

3.6. Selección de la bomba de fondoEl último elemento del completamiento es la

bombadefondo.Cuandohaypresenciadegasen la bomba, la eficiencia es reducida y este fue elcasodelPozoA.Lapresiónesperadadelfon-do fluyente se encontraba por debajo del punto deburbuja.Para estos casos se recomienda lautilización de bombas de fondo de dos etapas quecuentaconunasegundaválvulaviajeraporencimadelaconvencional.

Esta tercera válvula está ubicada en la parte superior de la varilla conectada al pistón y se muevejuntoconlaválvulaviajera.Sufunciónes mantener toda la presión de la columna de

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Figura 10. Rotador de varillas

Válvulafija

ConjuntoBarril

ConjuntoViajera

ConjuntoPistón

TerceraVálvula

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El resultado final reflejó una operación esta-ble del Pozo A con una producción alcanzada de 202 barriles por día, con un llenado de bomba de88%defluidoy12%degas.Undiseñoapro-piadoylaselecciónadecuadadelosequiposdesuperficie y fondo fueron la clave para el buen desempeñodelsistema.Labombadedosetapas(tres válvulas) ayudó a incrementar la eficiencia mediante un manejo adecuado del gas prove-nientedelyacimiento.Un correcto centralizado de las varillas, en

conjunto con el uso del rotador de varillas y la implementación de una unidad de bombeo de carrera larga, hicieron posible la instalación de bombeo mecánico en condiciones altas de des-viacióndelpozo.

Los resultados finales del proyecto puede ver-losenlaTabla3.Estos resultadosdemuestranquesepueden

lograr altos niveles de eficiencia y confiabilidad en la operación y la producción de pozos pro-fundos implementando sistemas de bombeo mecánico. La evolución tecnológica, tanto enmetalurgias como en configuración de unida-des de superficie y, en particular el desarrollo de unidades de carrera larga (Rotaflex), permiten

extender las fronteras de aplicación de bombeos mecánicos a pozos con profundidades y desvia-ciones que antes no se hubieran consideradocomoalternativa.

De igual manera, la implementación de sis-temas de control apropiados permiten un ma-nejo de las variables de operación y producción mucho más amplio y detallado, lo cual faculta una optimización de la producción, operación continuade losequipos,extiendelavidaútilyse logran incrementos elevados en las eficiencias deoperación.

Datos Finales del proyecto

Caudal Evaluado ( MTU ) 168 BFPD

Caudal Propuesto Diseño 180 BFPD

Cauldal Actual 202 BFPD

Carga Limite Superficie 50.000 LB

Carga Actual en Superficie 36.342 LB

Esfuerzo en las Varillas Diseñado 70%

Esfuerzo en las Varillas Actual 67%

Consumo de Energía Simulado 594 KWH/Día

Consumo de Energía Medido 625 KWH/Día

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Tabla 3

Figura 12.Carta dinamométrica

real del pozo

12.5

Fo Max

10.0

7.5

5.0

2.5

-2.50 375.3

0

88% Fluido12% Gas

F


Gestión de campos maduros: Plan estratégico de

administración del yacimiento del campo Pindo

1DOrIAN jArAmIllO, ingeniero en petróleos graduado en la Universidad Central del ecuador en quito. Desde 2009 se desempeña como Ingeniero de Desarrollo en el ecuador para el Consorcio petrolero palanda Yuca Sur y

para el Consorcio petrosud-petroriva que operan los bloques 64 y 65, respectivamente.

F

Dorian Jaramillo1 / Hugo Simba2

La administración integral de yaci-mientos se ha convertido en la he-rramienta indispensable para lograr elmáximobeneficiorecobro-rentali-bidad(R/R)de laexplotaciónde los

campospetrolerosanivelmundial.Debido a la alta declinación del campo Pindo

(57% en un año), en 2009 se pone enmarchaun plan estratégico de administración del yaci-miento, con el objetivo de revertir el comporta-mientonaturalquepresentaba.

DESCRIPCIÓN DEL CAMPOEl campo Pindo fue descubierto por Petroecua-dor (operadora del Consorcio CEPE-TEXACO)mediante la perforación del pozo exploratorio Pindo01ennoviembrede1991.En1999,bajolamodalidaddeuncontratode

participación, el campo pasó a ser operado por elConsorcioPetrosudPetroriva.Looperahastala actualidad bajo la modalidad de prestación de serviciosbajotarifadesde2010.

El campo Pindo está ubicado en la provincia de Francisco de Orellana a 35 km al sur de la ciudad deElCocaya10kmaloestedelaestacióncen-traldelCampoAuca(Petroamazonas)(figura2).

Consuaplicación,quesedetallaacontinua-ción,selogrórevertirladeclinación.Estopermi-tió llegar a cifras históricas de producción, como también su continua aplicación para mantener la producción en niveles económicamente renta-bles.Considerandocomobaseladeclinaciónde2009,sehaincrementadoelrecobrofinalespe-rado en 14 MMBO adicionales hasta agosto de 2019,fechaenlaqueterminaráelcontrato. Figura 2. Ubicación del campo Pindo

Figura 1. Comportamiento Forecast Pindo al 2009 y al 2014

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2HUGO SImBA, ingeniero en Geología de la Universidad Central del ecuador en quito. Ingresó al Consorcio petrosud-petroriva en 2007 y desde la fecha se ha desempeñado en las áreas de Geofísica, Geología

y petrofísica.

F

Figura 5. Reservorios presentes en campo Pindo

EnelCampoPindosehanperforado19pozos.En la actualidad 13 de ellos son productores,tres han sido convertidos a pozos de inyección de agua (no recuperación secundaria) y los otros tresseencuentranenabandonotemporal.

En la figura 3 se observa la ubicación de los po-zosdentrodelcampoPindo.

Figura 3. Ubicación de pozos Campo Pindo (mapa estructural 3D, arenisca U inferior)

Historial de producción y producciónacumulada del Campo PindoLafigura4presentaelhistóricodiariodepro-ducción, producción acumulada y el número de pozosperforados.

Se puede observar tres pendientes de produc-ción acumulada de hidrocarburos, los cuales es-tán asociados a los siguientes eventos:a)1999-2001:perforacióndepozos.b)2001-2009:perforacióndepozos.c)2009-2013:reduccióndeperforacióndepozosyaplicacióndelplanestratégico.

La producción máxima se alcanza en 2010(9100bppd).

Reservorios de interésEn el campo Pindo existen seis formaciones productoras correspondientes al cretácico. ElprincipalreservorioeslaareniscaU,inferiordelaformaciónNapoquerepresentael55%delaproducción acumulada del campo. El crudo deesta arenisca es semiliviano con un API de entre 15y17grados.Los reservorios Basal Tena, T inferior, HollinsuperioryHollinprincipal representanel45%restantedelaproducciónacumulada.BasalTena(22-24° API), T inferior (24-28° API) y Hollin(20-24°API).

La figura 5 presenta la distribución de la pro-ducción acumulada en los principales reservo-riospresentesenelcampo.

Napo U inferior es una arenisca con una poro-sidadpromediode15%,permeabilidadderocade200md,queenlapartenortedelcamposeencuentra masiva y en la parte sur presenta cambios laterales de facies. El mecanismo deenergía corresponde al empuje parcial de agua y gasensolución.Napo T inferior es una arenisca con una poro-sidadpromediode12%,permeabilidadderocade300md,queenlapartenortedelcamposeencuentra masiva y en la parte sur presenta cambios laterales de facies. El mecanismo deenergía corresponde al empuje parcial de agua y gasensolución.Basal Tena es una arenisca con una porosi-dadpromediode19%ypermeabilidadderocade700md.Unreservorioestratigráficoconunmecanismodeenergía,quecorrespondeagasensolución.Hollin superior es una arenisca con una poro-sidadpromediode12%ypermeabilidadderoca

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Figura 4. Histórico de producción vs pozos productores


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de100md.Unreservorioestratigráficoconunmecanismodeenergíaquecorrespondeagasensolución.Hollin inferior es una arenisca con una porosi-dadpromediade16%ypermeabilidadderocade200md.Unreservorioestructuralconunmeca-nismodeenergíaasociadoaunacuíferoinfinito.

Plan estratégico para la gestión del campo maduro Pindo (2009)En 2009 se decide elaborar e implementar unplan estratégico de administración del yaci-miento con el objetivo de incrementar el índice R/R.Paralocualsedeterminancuatrofasesdeejecución con la integración de equiposmulti-disciplinarios y, de esta forma, cubrir cada una delasfases.Estodebidoalaaltadeclinacióndelcampo, las limitaciones en facilidades de super-ficie y por el alto costo de generación eléctrica (diesel).Adicionalmente,elcambiodecontratoa prestación de servicios bajo tarifa modificó el plandeinversiones.Lasfasesdefinidasfueron:FASE 11.Actualizaciónyverficacióndel estadoactualdepozos.

2.Verificación de las condiciones de operacióndelbombeoeléctricosumergible.

3.Incrementodefrecuencias.4.Determinación y actualización de índices deproductividaddepozos.

Estafasenorequeriríainversionesysuobjetivoprincipal fue determinar el potencial del campo para acondicionar las facilidades de superficie a losobjetivosplanteadosenlafase2.FASE 21.Reingenieríadelbombeoeléctricosumergibleenbasealafase1.Determinacióndemodifi-cacionesdefacilidadesensuperficie.

2.Recompletacióndepozos.3.Tratamientosyestimulacióndeyacimientos.FASE 31.Determinacióndepuntoscríticosdefacilida-desensuperficie.

Esta fase determinó el requerimiento para in-crementar la inyección de agua, el cambio de sis-tema de generación a gas y su aprovechamiento total.Elprocesoparaseparacióndefasesnone-cesitómodificaciones.FASE 41.Reinterpretaciónsísmica.2.Actualizacióndemodelosestáticosydinámi-cosdelcampo.

3.Perforacióndedesarrolloyavanzada.4.Perforaciónexploratoria.5.Nuevocálculodereservas.

Figura 6. Estrategias de desarrollo campo Pindo

Figura 7. Comportamiento Pindo 6 (Optimización de frecuencias)

Lafigura6presentalasestrategiasdedesarro-lloquesediseñaronparaelplanestratégicodeadministración del yacimiento del campo Pindo

A continuación se presenta varios trabajos efec-tuadosenlospozosdelCampoPindo.

CASO HISTÓRICO 1: PINDO 06_ UIDentro de la fase 1, se identificaron los pozoscon los mejores índices de productividad y cuyo mecanismo de producción estaba asociado a un acuífero lateral, queyamostraban condicionesdepresiónytasadefluidopseudoestables.

El pozo Pindo 6, fue uno de los determinadosparaestaaplicaciónporloqueseprocedióarea-lizar el incremento de fluido con el uso del varia-dordefrecuenciadelequipoBES.Losresultadosobtenidos muestran el incremento de produc-ciónsostenidodurante2011y2012.

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CONSORCIO PETROSUD-PETRORIVACAMPO PINDO

PINDO_6:UiUi

EQUIPO DE PERFORACIÓN

SERVICIOS DE PERFORACIÓN

GENERACIÓN Y EQUIPO DE SUPERFICIE

WO_POZOS INYECTORES

CONSTRUCCIÓN LÍNEAS DE INYECCIÓN

BOMBAS Y GENERACIÓNELÉCTRICA

PUNZADOS, EVALUACIONES

BHA DEFONDO

PERMISOS

BES MAYOR TAMAÑ0

INCREMENTODE ENERGÍA

CAMBIO DE FACILIDADES EN

SUPERFICIE

Registro de cemento muestra buen volumen y adherencia garantiza el aislamiento de Basal

Tena para las zonas superiores e inferiores.

Optimizaciónde

frecuenciasen BES

Optimizaciónde

fluidos

Perforaciónde

desarrollo

Rediseño defacilidades de

superficieManejo de

fluido

Re-completación

de pozos

INVERSIÓN: 0,00 U$D


F

Figura 8. Comportamiento Pindo 14 (Optimización de fluido)

Figura 9. Comportamiento BSW pozos Pindo 13 y Pindo 14 (U inferior)

CASO HISTÓRICO 2: PINDO 14_UI En la fase 2 se identificaron los pozos con altos índices de productividad pero que su sistemade levantamiento no permitía el incremento de fluido, por ser un diseño para bajas tasas de extracción.Porello,semantuvo lamismapre-misa de estar asociado a un acuífero lateral y en condicionespseudoestables.Enestafasesere-quierelainversiónnecesariaparaunworkoverconelobjetivodecambiareldiseñodelequipodefondoyeldesuperficie.ElpozoPindo14perforadoen2006,teníaun

IPde2.5stb/bbls,antesde2009producíaata-sasinferioresalos2000bfpd.Elnuevodiseñodel equipo BES aumentó la capacidad a 4000bfpd, obteniendo un incremento en producción de400bppda800bppd.

Figura 10. Comportamiento pozo Pindo 13, 1) Fase de optimización de frecuencias, 2) Problemas con el equipo de fondo y 3) Recompletación del pozo con el sistema BES-Rec y la ampliación de los punzados

Laproducciónseincrementóen100%yelcor-tedeaguabajó8%paraluegoestabilizarseenlosvaloresquesetuvieronpreviosaltrabajo.

CASO HISTÓRICO 3: PINDO 13_UIUnavezintegradalafase4,selogródeterminarqueenelreservorioNapoUinferior,ademásdeexistir cambios laterales de facies hacia el norte y sur de la estructura, este yacimiento presenta-baalmenosseisunidadesdeflujoqueimpidenqueelacuíferoactúeenformadirectasobrecier-tasáreasdelcampo.En el caso del pozo Pindo 13, perforado en

2006,elreservorioUisecomportabademane-ra diferente, el corte de agua evolucionó de otra formaquelospozospresentadosanteriormente.ElIPdelpozoPindo13era0.9stb/d/psi.La figura 9 presenta una comparación del

comportamientodelcortedeagua.

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El comportamiento de las presiones y del cor-tedeaguaevidenciaqueelreservorioUinferiorestá compuesto por distintas unidades de flujo, unas conectadas a un acuífero parcial lateral y otrasconpocaconectividadalacuífero,quepre-sentan mayor grado de depletación como es el casodelPindo13.Bajo este esquema, no se podía aplicar la

optimizacióndefluidoporqueelíndicedepro-ductividad era bajo, y por ende, las presiones de fondo de trabajo se encontraban muy cercanas al puntodeburbuja.Sinembargo,paraaprovecharelbajocortedeaguaqueelpozopresentaba,sedecide optimizar el fluido utilizando varios con-ceptos de las fases anteriormente mencionadas:1.Incrementodefrecuencias.2.Redispararyañadirzonasdeflujonodrenadas.3.Reingenieríadelbombeoeléctricosumergible

utilizando bombas por debajo de los disparos efectuados.

CONSORCIO PETROSUD-PETRORIVACAMPO PINDOPINDO_14:Ui

Ui

CONSORCIO PETROSUD-PETRORIVACAMPO PINDOPINDO_13:Ui

Ui

WATER CUT COMPARISONPINDO 13 - PINDO 14 - U INFERIOR


F

CASO HISTÓRICO 4: PINDO E1_BT

Bajounnuevoesquemademonitoreoydeaná-lisisdefallas(verfigura13)sedeterminaqueelpozoPindoEste1,amediadosde2009,empezóatenerproblemasconelequipodefondo.

La pérdida de eficiencia en el levantamiento eraevidenteyapesardequeelpozoseguíapro-duciendo se decidió intervenirlo para corregir el problema.

Con ello, de paso, se optimizó la producción porqueelIPdelreservoriopodríaalcanzartasasdeextracciónmuchomayores(verfigura14).

Figura 12. Comportamiento del pozo Pindo Este 1 Arenisca Basal Tena.1) Pérdida de eficiencia en equipo BES,2) Optimización de fluido,3) Optimización de frecuencia,4) Recañoneo de zona & equipo BES por debajo de los punzados (Sistema Encapsulado).

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Elsistemaderecirculacióndelequipodebom-beo eléctrico sumergible permite aumentar la sumergenciadelequipocolocandoelintakepordebajodelniveldelospunzados.Esteincremen-to de profundidad se transforma en aumento de producción, manteniendo el mínimo de sumer-gencia,paraevitarlaliberacióndegasenelpozo.

Con el aumento del intervalo de cañoneo y el cambioenelsistemadeenfriamientodelequipoBES,seincrementólatasadeextracciónmante-niendo las mismas condiciones de sumergencia, peroconunaconfiguracióndistinta.


PINDO ESTE_1:BTBT

Figura 11. Completación antes del WO #1 (arriba) y después de WO #1 (abajo)

DIAGNÓSTICO DE PERDIDA DE APORTE

PINDO ESTE TIENE UN SOLO POZO EN PRODUCCIÓN, LO

QUE DESCARTA LA INTERFERECIA CON OTROS

POZOS CERCANOS

INTERFERENCIA CON OTRO POZO

ZONAS LADRONAS Y/0 PÉRDIDA DE EFICIENCIA

EN COMPLETACIÓN

FALLAS EN CEMENTACIÓN

EFICIENCIA DE LA COMPLETACIÓN

MIGRACIÓN DE FINOS?Afecta equipos BES

El comportamiento típico de Basal Tena (ejemplo: Pindo) indica la pérdida progresiva

de energía debido al mecanismo de producción

de expansión de roca y fluido seguido de la energía del gas de solución. Para el caso de Pindo Este, donde existe un solo pozo, las condiciones

de presión se han mantenido en los 9 años de historial

que se tiene.

Registro de cemento muestra buen volumen y adherencia garantiza el aislamiento de Basal

Tena para las zonas superiores e inferiores.

El equipo BES muestra clara pérdida de

eficiencia tras 1024 días en operación

Durante el WO2 del pozo se encontró gran cantidad de

arena en las etapas del equipo BES lo que ocasionó la

pérdida de eficiencia en el levantamiento. Una vez

realizado el WO de cambio de BES y la limpieza de punzados

se recupera producción

TAPONAMIENTO DE LA BES

DEPLETACIÓN NATURAL DEL YACIMIENTO

PINDO ESTE 1

Figura 13. Diagnóstico Pindo Este 1 BT


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Figura 14. Árbol de decisión Pin E1

Figura 15. Cambio en el diseño del equipo de fondo, pozo Pindo Este 1

CASO HISTÓRICO 5: PINDO 15_TIEnel casodelpozoPindo15 seaplicanvarioscriteriosdelasfases1y2.1.RecompletacióndeHollinaNapoT.2.Administración del yacimiento y monitoreoconstante.

3.Análisis tempranode fallas.Curvasdediag-nóstico.

4.Redisparos y añadir nuevas zonas de flujo.


FIELD:CAMPO_PINDOHs-Hi-Ti

Figura 16. Comportamiento de pozo Pindo 15.0) Completación Hollin Superior 1) Recompletación

Hollin inferior, 2) Re-completación T inferior,3) Problemas de canalización de agua proveniente

de Hollin y 4) Recañoneo T inferior por migración de finos y control de agua

ÁRBOL DE DECISIÓNMEJORAR APORTE NETO DEL POZO

NAPO U INFERIOR BASAL TENA

Repunzar (HP-UB-PROP)

Bomba recirculadoraencapsulada o con tubo recirculador

Moler CIBP @ 9200y bajar nuevo tapón

a 9920 PIES

BFPD bombamin: 900

max: 1500

Equipo con sistema de recirculación (debajo

de punzados)

Asentar equipo BES por arriba de BT

Bajar BESnormal

Se requiere bajar presión de U INF a menos

de 800 PSI

API_UI=16API_BT-22 Equipo normal Bajar BHA de

fondo cerrar BT

Autorización SH

PRODUCCIÓN CONJUNTA

Propiedades del fluido Equipo de fondo Autorización SH y ARCHPresiones

CONCLUSIÓN: SE RECOMIENDA MOLER TAPÓN CIBP, COLOCAR NUEVO TAPÓN A 9920 PIES,REPUNZAR BT Y BAJAR EQUIPOS BES CON SISTEMA DE RECIRCULACIÓN A 9880 PIES


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Apartirde2011ybasadosenlaadministra-cióndelosyacimientossedeterminóque:1.Las salinidades eran anómalas en base a los re-sultadosdelaboratorio,de500a800ppmCl-.

2.Unincrementoen lapresióndefondodeter-minadaenelsensordefondodelabomba.

3.Serealizaunanálisisconlacurvadediagnós-ticodeChang,quemuestraunaprobable in-trusióndeHollin.

Figura 17. Análisis del comportamiento

de WOR (gráfica superior), gráfica

WOR vs WOR’ (gráfica inferior). Se verifica

problema de invasión de agua proveniente

de Hollin

Lasfases1y2presentaronoportunidadesderecompletación de pozos y su continua aplica-ción ha permitido seguir buscando oportuni-dadesdesdesuimplementación.En2009se identificó laoportunidaddeuna

recompletaciónenelpozoPindo15enlaforma-ciónNapoT.Éstapermitióincrementarlapro-ducciónde200bppda2200bppd.


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COMPLETACIÓN 2008WO 3: 2012

1512512

BFpD Ippsi/stb1.300.35

K (md)

52395

Cuadro 1 . Cambio en el potencial de T inferior en el pozo Pindo 15 por migración de finos

Figura 18. Diagnóstico comportamiento Pin 15

Al realizar el WO3 del pozo se realiza una prueba de hermeticidad en la completación de fondoyseconcluyequeelpackerqueaíslaHo-llin tiene alguna falla. Se decide recuperar elBHAdefondoybajarunonuevo.

Luego se realiza una evaluación corta de t in-feriorcontomadeBUPparaestablecerlascon-dicionesrealesdeaportedelreservorio.

Antes deWO 3

Después deWO 3

Jul-12

Ago-12

FeCHA BFpD BppD BHp(psi)

BSWBApD GAS(mpcd)

Sand

2110

2262

591

1312

1855

841

72

42

1519

950

33

170

Ti

Ti

Cuadro 2 . Pruebas de producción de Pindo 15 Ti antes y después del WO 3

Elcuadro1muestralavariaciónenlascondi-cionesdeaportedeTinferior,peroelvalorquemásllamalaatencióneslapermeabilidadqueseredujocincovecesaproximadamente.Coneles-tudio del comportamiento de esta capa en otros campos y los antecedentes hallados, se concluyó queexistiótaponamientodelaformacióndebi-doalamigracióndefinos.

Por ello, se realizó un recañoneo con el uso de propelentes para lograr una mejor limpieza y unaestimulaciónde la formación.Acontinua-ciónlosresultadosenelcuadro2.

Luego del trabajo de reacondicionamiento del pozo,seincrementólaproducciónde591a1300bppdaproximadamente,esdecir,undelta

de709bppd,queequivalea120%deincrementoenelaportenetodelpozo.

PINDO 15DCONTROL DE AGUA

AVANCE NATURAL DEL AGUA

CANALIZACIÓN MODELO DE CHANG CONIFICACIÓN?

INCREMENTO DEL CORTE DE AGUA EN PINDO 15

DETRÁS DEL CASING

FALLA MECÁNICA

ACUÍFERO POTENTE?

ALTAS TASAS DE EXTRACCIÓNPRESIÓN CTE?

Registro de cemento aunque no muestra 100%

volumen y adherencia, garantiza el aislamiento

del Hollín con más de 10 pies de buen cemento por arriba del primer punzado.

Existen puntos de posibles fallas en el BHA de fondo

como son las empacaduras y las

camisas de producción. La fermenticidad de estas

pueden estar fallando. Existe antecedentes de estas fallas en campo.

Solo Hollín inferior se caracteriza por tener un acuífero infinito, arenas

como U y T tienen acuíferos limitados y de

empuje lateral.

Tasas entre 1000 - 1500 bfpd no se consideran

excesivas. En el caso de Hollín tasas de hasta 3000 - 4000 bfpd en

pozos verticales pueden provocar conificación temprana en el pozo.

Reservorio T inferior con empuje lateral parcial BSW crece de forma escalonada

REVISIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO DEL CAMPO PINDOLa fase 4 permitió encontrarmás oportunida-des de perforación de relleno, avanzada y explo-ratoriaquehapermitidotambiéncontinuarenel campo este tipo de actividad en condiciones rentables.Conlacontinuaevolucióndenuevosalgoritmos en el estudio de atributos sísmicos, el reprocesamiento de la sísmica y el modelamien-to estático por unidades de flujo, las alternativas para lograr una mejor interpretación del mode-logeológicosonnumerosas.EnelcampoPindodesde2009setrabajaenlaelaboracióndenue-vos modelos estáticos y dinámicos con el fin de determinar futuras perforaciones y proyectos de recuperaciónsecundaria.Sehaadquiridonuevasísmica 3D en áreas no estudiadas y se han per-forado pozos de largo alcance hasta los límites del yacimiento para determinar la continuidad delasunidadesdeflujo.


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Figura 19. Cambio en la interpretación estructura al tope de la arenisca U inferior, versión 2007 (izquierda), con la perforación de los pozos P13 y P14 se creía haber encontrado el límite del reservorio. Versión 2013

(derecha) con la perforación de los pozos P19 y P20 se encuentró el reservorio U inferior sin CAP y con potentes espesores (>35 pies)

Figura 20. Cambio en la interpretación estructural de T inferior, versión 2007 (izquierda), con la perforación de los pozos P13 y P14 se descartó la posibilidad de encontrar un buen desarrollo de la capa Ti, ya que en la

zona norte en ninguno de los pozos se había encontrado esta capa en condiciones prospectivas. Versión 2013 (derecha), con la perforación de los pozos P15 y P16 se encontró el reservorio T inferior sin CAP y con potentes

espesores (>45 pies), y en 2013 con los pozos P19 y P20 se corrobora el desarrollo de esta capa hacia el norte

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CONCLUSIONESLa aplicación de la administración integrada de yacimientos ha permitido en el campo Pindo:1.Incrementar el recobrofinal estimado en14MMBOconrespectoalabasededeclinaciónobservadaen2009.

2.Elmonitoreoconstantedelascondicionesde

los pozos buscando siempre incrementar el ín-diceR/R.

3.La aplicación de nuevas tecnologías paramaximizarlarecuperacióndehidrocarburos.

4.Cambiosdrásticosenlageneracióneléctrica,que ha permitido reemplazar en 90% el usodeldiéselporgasasociado.


1Versión original: Collaborative Workflows Improve Decision-Making Processes in the Digital Oil Field. Traducido y resumido por Halliburton ecuador.

2CeSAr BrAVO, Intelligent Operation manager, landmark Services – Houston.

Flujos de trabajo colaborativo mejoran la

toma de decisiones en los campos petroleros a través

de activos digitales1 César Enrique Bravo2

Las operadoras de gas y petróleo tie-nen por delante grandes desafíos.Para cristalizarlos deben integrar la experticia de varias disciplinas y tra-bajar en equipos multidisciplinarios

para analizar y tomar decisiones adecuadas.Muchos ingenieros gastanmás del 70% de sutiempobuscandodatosytansoloel30%reali-zandoanálisisytomandodecisiones.

Por esta circunstancia los ingenieros de pro-ducción se enfrentan a tres problemas comunes: acceso ineficiente a la información, perspectiva fragmentada de la información y administra-cióninsuficientedelconocimiento.

Los ingenieros pueden tener acceso a muchos datos de diferentes fuentes de información.Como resultado, grupos diferentes de una mis-ma organización pueden tomar decisiones ba-sadas en perspectivas incompletas del mismo recurso, y es así como podrían recomendar so-luciones diferentes para el mismo problema de producción.

Otrodesafíoalqueseenfrentanmuchasor-ganizaciones es la limitada disponibilidad de ex-perticia debido a la focalización de conocimiento desusexpertos.

Actualmente las compañías operadoras y de servicio cuentan con iniciativas dirigidas a en-frentar la creciente complejidad de las operacio-

nesdeproducción.EnLandmark-Halliburton,aesteenfoquelellamamosIntelligentOperations(IO).LasmetasprimordialesdeunIOincluyen:

• Maximizaciónsostenible delaproducción.

•Minimizacióndecostosdecapital ydeoperación.

• Proteccióndelaseguridaddelpersonal.• Asegurarlaintegridaddelequipopara

todos los procesos de incremento de producción desde los reservorios hasta el puntodeventa.

Los métodos básicos para lograr estas metas de IO implican: rápida integración de avances tecnológicos, procesos de trabajo y personas; y, adquisiciónyanálisisdedatosparalatomadedecisiones y acciones a una frecuencia adecuada paralograrlasgananciasrequeridas.

Las soluciones del IO pueden mejor la toma de decisiones de varias maneras:

• Focalizacióndeinformaciónrelevante.• Visualizaciónpreviadelainformación.•Distribucióndeinformaciónúnica.• Combinacióndeinformaciónrelacionada.

El desafío para el usuario final será analizar los datos y sacar ventaja del conocimiento de varias disciplinas para la toma de decisiones co-rrectas.LassolucionesdelIOpermitenestoal:

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Figura 1. Fases en el proceso de toma de decisiones

- Liberaralosingenierosdeltrabajo pocoimportante.

- Mejorarelentendimientodelosprocesosdeproducción.

- Permitirlacolaboracióninterdisciplinariaenestadopresencialovirtual.

Los flujos de trabajo comprensivos y un am-biente de colaboración son elementos clave de cualquier operación inteligente y exitosa. Paragarantizar un rendimiento óptimo, se debe in-cluir un modelo de procesos de toma de decisio-nesparaoperacionesinteligentesqueincluyelassiguientesfases(verfigura1).

Visualizar/Realizar: El primer paso del pro-ceso involucra un sinnúmero de actividades de soporte que deben ser implementadas. Entreellas están: la notificación automatizada, valida-ciónylimpiezadedatos,pre-procesamientodedatos estadísticos e integración de información relevante.

Entender/Diagnosticar: Los ingenieros deben entender las causas y posibles consecuen-cias de estos eventos para diagnosticar la situa-ciónconprecisión.

Analizar/Recomendar: Los ingenieros ana-lizarán alternativas potenciales y recomendarán acciones necesarias para llevar el proceso al es-tadodeseado.

Actuar/Aprender: El paso final en un IO es elde implementar lasaccionesrequeridasparallevarelprocesooperacionalalestadodeseado.Esto mejora la base del conocimiento de recur-

sos y brinda un soporte continuo para la mejo-ra del proceso de administración de producción derecursos. FLUJOS DE TRABAJO

En los programas IO los flujos de trabajo com-prensivos en la administración de producción deben también permitir la colaboración entre todoslosmiembrosdelequipodemanejodere-cursos.Losbeneficiosincluyen:- Accesoatodoslosdatosyaplicacionestéc-

nicas de forma más rápida y eficiente en la toma de decisiones operacionales a través delawebenunambienteunificado.

- Capturaautomatizadayretencióndecono-cimientodeproduccióninstitucional.

- Unamayoreficienciadeprocesosy severi-dad técnica y científica a través de activi-dades repetibles y ejecutables basadas en reglasconsistentes.

Los flujos de trabajo colaborativos en un pro-grama de IO exitoso deberían ser construidos con las siguientes premisas fundamentales (ver figura 2):

- Mejoracontinua.- Integraciónmulti-dimensional.- IntegraciónconlainfraestructuraIT (TecnologíadelaInformación).

- SolucionesagnósticasdeIT.- Capturadeconocimiento.- Compromisodelequipoderecursos.

VisualizeRealize

UnderstandDiagnose

AnalyzeRecommend

ActLearn

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lización del modelo y cálculo de indicadores de rendimientoclave.

Modelos de producción integrados y federación de datos

Los modelos de datos federados son parte delasoluciónrequeridaparapermitirelaccesoy la integración de múltiples recursos de la in-formación de producción en flujos de trabajo es-tandarizados.

Componentes de inteligencia artificial

Loscomponentesdeinteligenciaartificialquese usaron incluyen: sensores virtuales, sistemas de reconocimiento de patrones, modelos predic-tivosysistemasexpertos.

Interfaces de usuario y sistemas de colaboración

Los flujos de trabajo colaborativos deberían incorporar varias interfaces de usuario queguíen iteractivamente a los ingenieros a través delainformaciónrequeridaogeneradaporlos

Loselementosfundamentalesquesedebencon-siderar en el desarrollo e implementación de flu-jos de trabajo colaborativos de producción son (ver Figura 3):

Procesos mejorados y procedimientos de ingeniería

Elprimerbloque incluye el análisisdeflujosde trabajo existentes y la identificación de opor-tunidadesdemejora.Paraconseguirelnivelne-cesariodeintegración,dosequiposimportantesdeespecialistasyconsultorestienenquetraba-jar juntos: Dominio de Ingeniería y tecnología delaInformación.Ambosequiposparticipanenel diseño e implementación, probando y desa-rrollandolasoluciónfinal.

Instrumentación e infraestructura

La agrupación de información de proceso en tiempo real es otro elemento clave en un flujo de trabajo colaborativo. Los equipos usan estainformación para operaciones de vigilancia, op-timización de producción en tiempo real, actua-

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IntelligentOperationsSolutions

ContinuousImprovement

Multi-dimensional

KnowledgeCapture

ITAgnostic

Asset TeamEngagement

IntegratedIT

Infrastructure

Figura 2. Flujo de trabajo colaborativo

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la integración de datos y aplicaciones en flujos de trabajoautomatizados.Lassolucionesincluyen:

- Análisis de flujos, mejoramiento yreingeniería.

- Implementación de una integración de ITindependiente del proveedor único y una plataforma de automatización diseñada es-pecíficamente para flujos de trabajo de ope-racióndeproducción.

- Entrenamiento,documentaciónyserviciosdesoporte.

Nuestroequipodeentornosdetrabajocolaborati-vo (Collaborative Working Environments – CWE), provee un completo conjunto de herramientas y servicios para crear y dar soporte a nuevos niveles decolaboración.Lassolucionesincluyen:

- Visualizaciónentiemporeal ycentrosdecolaboración.

- Solucionesdecolaboración inter-empresarial.

- Tecnologíadecolaboraciónmóvil.

flujosdetrabajo.Adicionalmenteaestoserequie-re: centros de visualización/colaboraciónentiem-po real, soluciones de colaboración entre compa-ñías;y,tecnologíasmóvilesdecolaboración.

Las solucionesde IOdeLandmark-Hallibur-ton se enfocan exclusivamente en el análisis, diseño y la implementación de flujos de trabajo automatizados y ambientes de trabajo colabora-tivoparaequiposcomprometidosenlaadminis-tracióndeproduccióndepetróleoygas.

ElequipodeIOtieneunaampliaexperienciaen las mejores prácticas asociadas a la imple-mentación de flujos de trabajo colaborativos en la industria, incluyendo la integración de datos en tiempo real con modelos de pozo, reservorios y modelos de superficies para definir escenarios deproducciónóptima.

Nuestroequipodeautomatizacióndeflujosdetrabajo(WorkflowAutomation-WFA)proveeser-viciosespecializadosqueoptimizanlasoperacio-nes de Exploración y Producción (E&P) a través de

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Instrumentation&

Infrastructure

CollabortiveWorkflows

Analytics &Artificial

IntelligenceComponents

Interactive &Intuitive Graphic

Interface

ImprovedProcesses &EngineeringProcedures

IntegratedProduction

Models

Figura 3. Construcción de bloques de flujos de trabajos colaborativos en producción

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Figura 1. Superficies

estructurales ajustadas con el

mapeo de límites de capa de PeriScope

Optimizando el posicionamiento de los pozos

horizontales en el Ecuador

La perforación de un pozo horizontal generalmente resulta más costosa y técnicamente más compleja que unpozo vertical. Sin embargo, es unatécnicaquehistóricamentehapermi-

tido acceder a zonas productivas y drenar más eficientementeelyacimiento.Almismotiemporeduce la conificación de agua para lograr el ma-yorretornosobrelainversión.

Cuando se realiza una campaña de desarrollo con un número significativo de pozos horizon-tales puede resultar globalmente más económi-coyambientalmentemásamigablequelaper-foración de varias decenas de pozos verticales o direccionales y se obtiene, en muchos casos, unaproducciónporpozohorizontalequivalen-te entre dos y cuatro veces a la de un pozo con-vencional.Estarelacióndependedelassimula-ciones matemáticas realizadas y del desempeño delyacimiento.

Perforar un pozo horizontal dentro del yaci-miento no garantiza siempre el mayor acceso a lasreservas.Lamaximizacióndelaproducciónen general se logrará al posicionarlo dentro de unobjetivogeológicoespecífico.Porejemplo,auna distancia predeterminada del tope del yaci-miento, a fin de tener mejor acceso al crudo de la parte superior de la estructura y, a su vez, retra-

sarlaproduccióndeaguaqueseencuentrahacialabasedelyacimiento.Lafinalidaddeestatéc-nica de perforación horizontal es la de navegar dentro de una capa de porosidad o permeabili-dadquepermitaunaumentodelaproducción.A menudo estos objetivos geológicos presentan variaciones estructurales, heterogeneidades la-terales de tipo de roca y dimensiones menores a las incertidumbres geológicas y a la resolución delasísmica,porloqueelmanejoapropiadodeestosfactoresserácríticoenesoscasos.

Con el fin de reducir las incertidumbres geo-lógicas y de ubicación de la trayectoria, en la mayoríadeloscasos,serequierelaadquisiciónde datos adicionales para garantizar una mejor interpretación.Estosehaceposibleconlaapli-cación de tecnologías para posicionamiento de pozos y de la definición de procedimientos es-pecíficosquepermitanmaximizarel intervaloproductivo.LaherramientaPeriScope*,concasi10años

en la industria petrolera, ha permitido el posi-cionamiento proactivo de un gran número de pozos horizontales en yacimientos de distintas características.Estomediante elmapeode lí-mitesdeformaciónhasta21piesdedistanciaen forma radial al pozo, dependiendo del con-trasteconductivoquesepresenta.

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*MarcadeSchlumberger

Ingenieros: Fabricio Sierra, Nayda Terán, Marisol Bastidas, Bogar Castro, Esteban Rojas


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Figura 2. Ejemplo de pozo navegado con PeriScope en el Bloque 7-21

con el objetivo de mapear el tope del yacimien-to y anticipar los cambios estructurales. Almismo tiempo se busca mantener la trayecto-ria en la zona de mayor resistividad (zona pro-ductoradecrudo,verfigura2).

Para atender la necesidad de la industria petrolera de disponer de mediciones más pro-fundas y tecnologíasquepermitanunmejorentendimiento del yacimiento y no solo a ni-vel de capa, se desarrolló la herramienta GeoS-phere*.Estafuerecientementecomercializadaen la pasada conferencia de la SPWLA (socie-dad de petrofísicos y analistas de registros de pozo), desarrollada en mayo pasado en Abu Dhabi,EmiratosÁrabes.Utilizando mediciones electromagnéticas

profundas, GeoSphere* permite el mapeo del yacimiento mientras se perfora, revelando de-talles del subsuelo y contactos de fluido a una distanciaquepuede llegara ser inclusivesu-periora100pies(30m)delpozo.Estavistaaescala del yacimiento da paso a una profundi-dad de investigación sin precedentes, permi-tiendo a las compañías operadoras optimizar el aterrizaje de pozos, reducir los riesgos en la perforación y maximizar la exposición en elyacimiento.Mediante la integraciónde losmapas de resistividad en tiempo real, con la información geológica y sísmica, es posible re-finar el modelo estructural y, por lo tanto, la estrategiadedesarrollodelcampo.

El sistema GeoSphere* se compone de un transmisor y dos receptores que permitengenerar y recibir ondas electromagnéticas a diferentes frecuencias, los que pueden serubicados y espaciados de manera flexible en el ensamblajedefondo.Conelloselograunaam-plia profundidad de investigación y un conjun-to de mediciones utilizadas para delinear las múltiples capas del subsuelo (ver figura 3).Lainterpretación avanzada de la información se

Las mediciones electromagnéticas acimuta-les de lectura profunda corresponden a regis-tros de desplazamiento de fase y atenuaciones adiferentesfrecuencias(100KHz,400KHzy2MHz)yespaciamientos(96”y34”).Apartirde estos registros acimutales, y por medio de un proceso de inversión, se calculan las dis-tancias a los límites de formación y sus resis-tividades. El algoritmo invierte modelos dediferente complejidad incluyendo hasta seis parámetrosenelcasomáscomplejo.Deestamanera es posible obtener en tiempo real una representación de la geometría del yacimiento entornoalpozo.

La inversión se realiza en forma individual para cada profundidad específica (es decir, el cálculo no depende de resultados anteriores), pudiéndose hacer en intervalos predefinidos de hasta medio pie a lo largo de la trayectoria delpozo.Laconfiguraciónde laherramientaincorpora la simetrización de transmisores y receptores haciendo insensible el cálculo de distancias a factores como la anisotropía de la formación y buzamiento de las capas, no requiriendo ningún tipo de presuposicionesrespecto a la geometría o propiedades de la formación,quenoseanmedidasporlamismaherramienta.

La herramienta PeriScope* se utilizó por primera vez en el Ecuador en2006 y, poste-riormente, ha sido utilizada en más de 100trabajos para el posicionamiento proactivo de pozos en casi todos los yacimientos del país, ayudando a maximizar el intervalo productivo y garantizando una distancia lejos de la zona deagua(basedelyacimiento).EnEcuador,elActivoOso-YuralpadePetro-

amazonasE.P.,quienoperalosBloques7y21,es usuario efectivo de esta tecnología, la cual ha sido aplicada exitosamente para la navega-ción de múltiples pozos en la formación hollín

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Figura 3. Características y

componentes del sistema GeoSphere*

Figura 4. Tope del yacimiento

detectado 49 pies (15 m) TVD

por debajo de la trayectoria

permitiendo espacio suficiente para

aterrizar y navegar el pozo. Nota: el intervalo en gris

fue perforado sin GeoSphere*

la correlación pozo a pozo, la cual es la técnica comúnmente utilizada para la definición del puntodeaterrizaje(verfigura4).

Otra práctica común en la industria es la perforación de un hueco piloto para verificar la posicióndelyacimientoyadquiririnformaciónpetrofísica para su caracterización. Posterior-mente, se perfora el pozo horizontal a partir del piloto,elcualaunquepermiteinformaciónsig-nificativa a nivel local, no es efectivo para pre-ver posibles variaciones laterales a lo largo del yacimiento.

Esta tecnología de detección profunda per-mite la aplicación para mapeo de yacimiento en pozos horizontales de desarrollo o en pozos de evaluación, delineando el tope y la base o con-tacto de fluidos, identificando la presencia de heterogeneidades laterales o compartamentali-

obtiene mediante una robusta inversión mul-ti-capa automática que genera en segundosmiles de modelos, los cuales son comparados con los datos en tiempo real para producir un mapa de resistividad de la formación, buza-miento estructural y la distribución de la re-sistividad con su incertidumbre asociada. Lainversiónnorequiererestriccionesdelusuarioen términos de número de capas, resistividad yanisotropía,espesorobuzamiento.

El riesgo de aterrizar trayectorias de manera somera o muy profunda con respecto al objeti-vo geológico, donde puede afectarse dramáti-camente la posición del pozo y, por lo tanto, la posterior ejecución de la sección lateral, puede ser mitigado con las mediciones profundas de estanuevatecnología.Estapermitetomarde-cisiones con gran anticipación y complementar

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del posicionamiento preciso durante la etapa de aterrizaje en la formación objetivo ubicada en profundidades verticales superiores a los 9000pies.Enelpozohorizontalsepresenta-ronincertidumbresadicionales,yaqueelob-jetivo geológico principal podría o no desarro-llarse debido a heterogeneidades laterales de tipoderocaobservadasenlospozosvecinos.Bajoesteescenariosedefinióunposibleobje-tivosecundario,elcualrequeriríadelaubica-ción de la trayectoria cercana al tope debido a la proximidad del contacto agua-petróleo,aproximadamente30piesTVD(TrueVerticalDepth)pordebajo(verfigura6).

zación y permitiendo un mejor entendimiento de la estructura y la geometría de los estratos (verfigura5).El Activo Oso-Yuralpa de Petroamazonas

E.P.llevóacabolaselecciónyperforacióndeun pozo horizontal, resultando en la intro-ducción de la tecnología GeoSphere* en Ecua-dor.Conello se convirtióenel segundopaísen Sudamérica en utilizar esta revolucionaria tecnología y en el primero, a nivel mundial, en aplicar este sistema de mapeo de yacimiento enunpozoentierra.

La perforación exitosa de pozos horizon-talesenlosBloques7-21,dependealtamente

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Figura 5. La tecnología GeoSphere* fue utilizada para evaluar la columna de petróleo y delinear la estratificación del yacimiento, el cual presentó un buzamiento estructural de 3 a 5 grados

Figura 6. Pozos de correlación y objetivos geológicos definidos para pozo horizontal en el bloque 7-21


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Figura 7. Las mediciones profundas e inversión robusta de GeoSphere* permitieron un mejor entendimiento del escenario geológico y un correcto aterrizaje del pozo horizontal sin la perforación de un pozo piloto

Actualmente, la capacidad de los sistemas PeriScope* y GeoSphere* permiten el mejor entendimiento de la geometría de la forma-ción y de las variaciones en las propiedades delaroca.Estoesfundamentalparaposicio-nar correctamente un pozo horizontal y, por lo tanto, maximizar el intervalo perforado enlazonaproductiva.

La lectura profunda y la robusta inver-sión multi-capa del sistema GeoSphere*permiten un aterrizaje mas proactivo para ajustar la trayectoria del pozo con suficien-te anticipación, al mismo tiempo reduce la incertidumbre geológica y puede eliminar la perforación de un pozo piloto. El ActivoOso-YuralpadePetroamazonasE.P. es pio-nero en aplicar exitosamente esta tecnolo-gíaenEcuador.

La optimización del recobro de petróleo en el Bloque 7-21 mediante la perforaciónde pozos horizontales, ha sido posible con la realización de diferentes estudios en el cam-po, la integración efectiva de la información disponible y con el soporte e implementa-ción de herramientas desarrolladas para po-sicionarcorrectamentelospozos.

Durante la ejecución del aterrizaje del pozo, la tecnología GeoSphere* permitió detectar el acercamiento al marcador calcáreo regional que define la entrada al yacimiento superiorcon 55 pies TVD de anticipación. Posterior-mente, se pudo definir la posición del tope de la arenaobjetivoprincipal a 25piesTVDdedistancia.Sinembargo,seobservóunadismi-nución en las propiedades de la formación, la cual fue confirmada por registros convencio-nalesdeLWD(LoggingWhileDrilling).

Debido a este escenario geológico se conti-nuó profundizando en el yacimiento para ate-rrizar el pozo en el tope del objetivo secunda-rio,elcualpudoserdetectadoa25piesTVDde distancia, permitiendo definir anticipada-menteelnuevopuntodeaterrizaje.Larobustainversiónmulti-caparevelócon-

trastes resistivos no identificados por la sís-mica, confirmó el espesor y continuidad del marcador calcáreo regional y permitió definir apropiadamente el punto de revestimiento.La posterior ejecución de la sección horizon-tal confirmó el correcto aterrizaje del pozo y alcanzóuntotalde1080piesenzonaproduc-tiva(verfigura7).

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En Operaciones Río Napo CEM desarrollamos actividades hidro-carburíferas para proveer al Estado Ecuatoriano de recursos incrementales que contribuyan a su crecimiento económico y social, con calidad, transparen-cia y responsabilidad socio-am-biental.

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Combinación de las técnicas más eficaces de

cementación usando un diseño de alta ingeniería

INTRODUCCIÓNLas condiciones extremas durante la perfora-ción de un pozo han dado paso al desarrollo de nuevas tecnologías enfocadas a solventar esos retos.Condicionestalescomo:reservoriosdeal-tas presiones y temperaturas, reservorios deple-tados con hoyos completamente lavados y con alto riesgo de pérdida o también operaciones en costaafuera.Enmuchoscasos, laoperadoraseha enfocado en minimizar los riesgos para favo-recer el proceso de cementación, optimizando parámetros de perforación y diseñando pozos paraqueseexpongalomenosposiblelaszonasdealtapresión,etc.Porotrolado,laevaluaciónde la mecánica de la roca no es siempre realizada para entender la estabilidad del pozo y mante-nerunabuenageometríadeeste.

La formación hollín es conocida, generalmen-te, en la cuenca Oriente como la de mayor reto en términos de aislamiento zonal, debido a sus condiciones de presión. Esta formación tienedos cuerpos: el primero es hollín superior del cual el principal mecanismo de producción es el empuje lateral y el segundo es la formación de hollín principal el cual se produce con la energía delempujedeaguadefondo.

En general, el mayor problema de la produc-ción, en especial de hollín principal es la alta producción de agua que alcanza elevados por-centajesenmuypocotiempo.Larelacióndepermeabilidadesqueseharea-

lizado en algunos campos, donde la formación hollín está presente, muestra que en algunoscampos la permeabilidad vertical es mayor a la horizontal.Estehecho influyea laconificacióntempranadelospozosenesteyacimiento.

La cementación es una etapa fundamental al

momento de aislar zonalmente los reservorios, sobretodo,losqueestánenzonasdeacuíferospotentesozonascongas.Poresto,conelpasodelos años, se ha venido trabajando en desarrollar nuevas técnicas para contrarrestar estos proble-mas.Unode los puntos fundamentales que seanalizan, al momento de visualizar los éxitos en una cementación primaria, es la correcta aplica-ción de totas las buenas prácticas como son:• Acondicionamientodellodo• Propiedadesdelalechada• Movimientodelatubería• Apropiadacentralización–ayudasmecánicas• Volúmenesdeespaciadoresytiempode contacto• Caudaldebombeo

Pero no solo aplicando las buenas prácticas se podrán obtener resultados exitosos.Hay otrosfactores que influyendirecta o indirectamenteenelprocesodecementación.Acontinuaciónsedescribenalgunosdelosquesedebentomarencuenta cuando se cementa en pozos de presión elevada, en zonas sensibles a la formación de ca-vernasyenacuíferosactivos.

ESTABILIDAD DEL POZO VS VELOCIDAD ANULAR Y REMOCIóN DEL LODOLa inestabilidad del hoyo generalmente ocurre cuando la formación absorbe agua. La utiliza-ción de lodos controlados, en muchos casos, es el único método para presentar la afinidad de la lutitaconelagua.Sinembargo,esmuyimpor-tante tomar en cuenta al aspecto mecánico con planeadas y flexibles reologías, así como progra-masdehidráulicaqueaseguranlaremocióndellodosincomprometerlaestabilidaddelalutita.Esimportantetenerencuentaquesisetieneun

1mArCO CAYO, ingeniero en petróleos de la Universidad Central del ecuador. Ingresó a Halliburton en 2005. Actualmente se desempeña como líder Técnico en las líneas de Cementación, estimulación y B&C.

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Ing. Marco Cayo1

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pozo con cavernas prominentes, se afecta direc-tamente a la velocidad anular y, por ende, a la ca-lidaddecementación.Mientrasmásgrandeseala caverna, menor será la velocidad anular du-rante lacementación.Tambiénserámásdifícil

•Caudaldeperforación510gpm•Diámetropromedio9.94”

•Cavernas13”

•Caudaldeperforación410gpm•Diámetropromedio8.87”

•Cavernas9”

Enlafigura1sepuedeobservarqueperforan-doa410gpmseproducemenosafecciónalage-neración de cavernas, lo cual favorece al diseño delprogramadecementación.Unconceptofundamentalqueseestáaplican-

doeslaeficienciadedesplazamientoque,bási-camente, es la cantidad de lodo removido por los

removerellododedichascavernas.Paraeso,seestudiaronpozosconformacioneslutíticasque,generalmenteestánsobrelaformaciónhollín.Acontinuación presentamos una comparación de dos escenarios:

espaciadores,lavadoresycemento.Elnúmeroidealesobtener100%enlazona

deinterés.Eneltipodecamposqueseharea-lizado el estudio se ha alcanzado una ED (Efi-ciencia deDesplazamiento) entre 80% y 90%corroborándolo con buenos registros CBL(Ce-mentBondLong).

Figura 1. Condiciones de perforación vs calidad del hoyo

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TIPO DE FLUJO EN EL ANULAREs conocido que el flujo turbulento ayuda degran manera a la remoción del lodo de perfora-ción, sobre todo cuando los espaciadores y lava-dores están en el anular, así ellos pueden hacer mejorsutrabajo.Tambiénseconocequeesmuy

Figura 3. Distribución del fluido en todo el hoyo abierto

El caudal de bombeo (velocidad anular), el tipo de lodo y la forma de hoyo (presencia de caver-nas) afectan directamente la eficiencia de des-plazamiento.Los resultadosde losestudiosenlacuencaorientemuestranquesisetieneunaEDmenora70%(70%cemento-30%lodo)elce-mento tardará más tiempo en fraguar y esa zona quedaráexpuestaafluidosnodeseadosdurantelaproducción.Acontinuaciónsemuestraqueamás caudal (velocidad anular) se obtendrá mejor eficiencia de desplazamiento:

difícil llegar a tener flujo turbulento en un traba-jodecementación.Paraacercarsealflujoturbu-lento se necesitarían caudales muy elevados de desplazamiento.LoscaudaleselevadosgeneranaltosECDque,

en muchos casos, superan las presiones de frac-turadelaformación,porloqueesunlimitante.

Para contrarrestarlo, se ha realizado una apli-cación de centralizador integral que ayuda aenergizar el paso de los fluidos en el anular, dán-doleformasquedistribuyenelfluidoentodoelhoyo.Estopodríacompensar,deciertamanera,elhechodenotenerflujoturbulento.

Figura 2. Presión de cabeza y eficiencia de desplazamiento

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Figura 4. Aplicación de centralizadores integrales con bajo coeficiente de fricción

RESISTENCIA DE GEL ESTÁTICOEn formaciones de altas presiones como hollín, es importante tener en cuenta y entender el me-canismo de migración de agua a través de la co-lumna de cemento y la predicción de este flujo requiere conocimiento adicional del comporta-mientodelfondo.

De esta manera, el periodo en el que loscambiosdesdeunfluidoquetransmitepresiónhidrostática a una masa altamente viscosa, con

algunas características de sólido es llamado tiempodetransición.

El tiempo de transición comienza cuando la le-chada desarrolla suficiente esfuerzo de gel hasta querestringelatransmisióndetodalapresiónhidrostática y finaliza cuando el cemento desa-rrolla suficientes características de sólido para controlarlapercolacióndegasoagua.• Empiezatiempodetransición:100lb/100ft2• Finalizatiempodetransición:500lb/100ft2

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En la figura 5 se observa la comparación de dos tipos de lechada, una con aditivos para mini-mizar el tiempo de transición y otra convencio-nal.Porexperienciaunvalormenora30minesel adecuado para contrarrestar un acuífero con presiónporalde4400psi.

CEMENTO ELÁSTICO Es importanteel enfoquea cementoselásticosquesoportenlascargasrequeridasdelpozoentodasuvidaproductiva.Mediante la realización de pruebas confina-

das yno confinadas en equipos especiales conceldas triaxiales se obtiene los valores de módu-lodeYoungyrelacióndePoisson.Elángulodefricción y la cohesión del cemento son medidos igualmente mediante la realización del círculo deMhor.Tambiénserealizan pruebasdeten-sión para validar la adición de fibras en la lecha-dadecemento.

A continuación se muestra un conjunto de pruebas mecánicas sin confinamiento y con 1000psi (Tabla1). Seobservauna relacióndePossionelevadayunmódulodeYoungbajo.Es-

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Tabla 1. Propiedades mecánicas de una lechada tipo

tos valores corresponden a una lechada elástica queevitaríalafalladelcementoencondicionesextremas.

Es muy importante en reservorios con empuje deaguaqueelcementoaísleelanulardeunafor-macorrectaasícualquierentradadeaguaporelcementocraqueadoodeformadoquedaríades-cartadaaúndespuésdequealcementoselehayaaplicadocargasextremas.

CONCLUSIONES La cementación es parte fundamental para una correcta producción de hidrocarburos de acuer-doaloplanificado.Factorescomolaaplicacióncorrecta de las buenas prácticas de cementación, uso de una lechada elástica, diseño de la lechada con un tiempo de transición corto, aplicación de ayudas mecánicas para mejorar el tipo de flujo en el anular y, durante la perforación, evitar la formación de cavernas ayudarán a la operadora aacercarseaobtenersusmetasdeproducción.La cementación es una inversión y si esta falla será muy difícil remediarla y mantener las ex-pectativasdeproducción.

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BiBliografía: • aPi. Cement Sheath Evaluation, aPi Technical report 10Tr1, second edition, 2008. • SaNCHEZ, a., aDaMS, W. Casing centralization in Horizontal and extended reach Wells. In: Spe/eAGe european Unconventional resources Conference and Exhibition, Vienna, austria, 2012, SPE 150317. •DE aNDraDE, J., TorSaETEr, M., ToDoroViC, J., oPEDal, N., STroiSZ, a., VrAlSTAD, T. Influence of Casing Centralization on Cement Sheath Integrity During Thermal Cycling. In: IADC/Spe Drilling Conference and Exhibition, fort Worth, Texas, USa, 2014,iaDC/SPE 168012. • JoHNSoN, r.M., garViN, T.r. Cementing Practices – 1972. in: Joint aiME-MMiJ Meeting, Tokyo, Japan,1972. • HarT, W.a., SMiTH, T.r. improved Cementing Practices reduce Cementing failures. journal of Canadian petroleum Technology, v. 29, n. 6, 1990.

Figura 5. Comparación de tiempo de

transición alto y bajo

CUrING preSSUre

(pSI)

4,500

COHeSION(pSI)

1,547

FrICTION ANGle

(DeGree)

14.98

lOWerCAlCUlATION

rANGe lImIT (%)

25

UpperCAlCUlATION

rANGe lImIT (%)

40

CONFINemeNT preSSUre

pSI)

01,000

YOUNG’SmODUlUS

(mpSI)

0.770.35

pOISSON’S rATIO

0.140.35

UlTImATeCOmpreSSIVe STreNGTH (pSI)

3,9374,575

lOAD TeSTTemperATUre

(°F)

8080

200

CUrING Temp (°F)


Caso de estudio: Repsol muestra el camino

para conservar la selva Amazónica en el Ecuador 1

William Furlow2

La era de la LSO nace como respuesta a la ne-cesidaddeunenfoqueproactivoenlasinterac-ciones de los operadores con las comunidades dondeactúan.Independientementedelaformaen laqueunoperadoraborda lasregulaciones,desafíos técnicos o logísticos, la opinión públi-ca es el último factor decisivo para determinar cuándoydóndetienelugarundesarrollo.

ENTORNOS SENSIBLES Y PERSONAS EN AISLAMIENTOLasempresasqueoperanenentornosextre-

madamente sensibles (EESs), como la compañía nacional de petróleo de España (Repsol) son muyconscientesdelaimportanciadeLSO.RepsoloperavarioscamposenelBloque16,

en el Oriente ecuatoriano. El proyecto de 20añosseencuentraenlaselvatropicaldelParqueNacionalYasuníde3800millas2declaradaRe-servade laBiósferapor laOrganizaciónde lasNacionesUnidasparalaEducación,laCienciaylaCultura(Unesco),esampliamenteconsidera-do uno de los lugares más biodiversos del mun-do.Ademásdealbergarunaseriedeproyectosde desarrollo, esta parte de la selva es también el hogardelatribuWaorani,ungrupoaisladoquetuvo su primer contacto con el mundo exterior enladécadade1950.

Protegido por un tratado del gobierno, un sub-grupo de la tribu (con conocimiento del mundo exterior) ha decidido vivir apartada del resto de su grupo clasificados como en aislamiento vo-luntario. Esto pone un límite a los operadoresde la región evitando la interferencia directa con los Waorani y también ayuda a preservar la via-

El término licencia social para operar (LSO) está ganando importancia en la industria petrolera del upstream (exploraciónyproducción).Serefiereal nivel de aceptación y aprobación

de las operaciones de las compañías de gas y pe-tróleo por las comunidades locales y otras partes interesadas.Evolucionandodeunanociónsocialcorporativa más amplia y establecida, el concep-tosebasaenlaideadequelascompañíasnecesi-tan no sólo el permiso del gobierno (o permisos), sino también el permiso social para realizar sus negocios.Mientras que el apoyo público a lasoperaciones de exploración y producción ha sido crucialeneléxito.ElaugedelshalegasenEs-tadosUnidoshatraídoeltemaalavanguardia.

De la noche a la mañana, áreas con poca his-toria de desarrollo se fueron llenando de plata-formasyequiposdeapoyo.Ademásdegenerarnuevos puestos de trabajo y seguridad financiera a las comunidades, la actividad afectó la infraes-tructura de las zonas con mayor tráfico, ruido, demandadeaguayrecursoseléctricos.

Los proyectos se desarrollaron en y los alre-dedores de las comunidades rurales y ciudades planteando interrogantes entre los residentes y lospolíticossobreloqueestabapasando;yespe-rabanrespuestas.Laindustriahahechoavancessignificativos para aumentar la transparencia y mantener informado al público, pero la respues-tallegódemasiadotardeenalgunasáreas.Comoresultado hubo una reacción violenta en algunas comunidadesenlasquelasactividadesdefrac-turamiento hidráulico han sido estrictamente reguladasoabsolutamenteprohibidas.

1 Artículo tomado de Spe Oil and Gas Facilities magazine.2 WIllIAm FUrlOW, es director Senior de Desarrollo de Negocios en la Sociedad de Ingenieros petroleros

(Society of petroleum engineers - Spe). puede ser contactado al correo electrónico: [email protected].

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Figura 1. La unidad de topping opera durante todo el día, la producción de 1 800 B/D de combustible diésel se almacena en dos tanques de 8 000 barriles y se utiliza para la generación de energía en el Bloque 16 en la selva tropical de Ecuador.

Miembrosde la tribuWaorani también ayu-dan en la preservación del medio ambiente con suexperienciaenelentornodelaselvatropical.Más de 30 de ellos trabajan para Repsol ras-treando los movimientos de diferentes especies y participan en el monitoreo ambiental. Ellostienenlatareadeinformarcualquiercambio.

Debido a la densidad de la jungla, un forastero quenoestáfamiliarizadoconelfollajeyelen-torno no sería apto para realizar una adecuada vigilanciayseguimientodeloscambiosqueocu-rren en el área. Toma una vida familiarizarsecon el medioambiente para permanecer orienta-doynoperderelcaminoentreeldensofollaje.Elpueblo Waorani navega las tierras con facilidad sin usar mapas, ni dispositivos de sistema de po-sicionamiento global demostrando conocimien-toíntimodesuentorno.ElretoqueenfrentaaRepsolenelBloque16

estransportaryprocesar950000BFPDprove-nientesde150pozosutilizandodosinstalacionesdeproducción,paragenerar34000B/Ddecrudopesado (12 °API).Unaplantadeproducción seencuentraenelnorteyotraenelsurdelbloque.Lainstalacióndelnortemaneja220000BFPD

deloscamposCapirona,BogiyTivacuno.Lainsta-lacióndelsurcolecta730000BFPDde10camposen producción y suma con el grueso de la produc-cióntotal.Elproyectogeneragrandesvolúmenesdeaguaproducidaquedebesertratadaybombea-daparaserinyectadaenpozosdedesecho.

Rubén Carrera, gerente de campo de Repsol delBloque16,explicóque96%delaproducción

bilidad de sus territorios de caza y entorno na-tural.Caminos,servidumbres,derechosdevía,ruido excesivo e incluso cambios en la luz causa-da por la tala de árboles pueden tener su efecto sobreesteEESs.DavidOmarMezaLasso,directordelaEsta-

ciónCientíficaYasunídelaPontificiaUniversi-dadCatólicadelEcuador,juntoconsuequipodevoluntarios y estudiantes han documentado las aves, mamíferos y especies de árboles en la selva cercadelBloque16.Elequipohautilizadotecno-logíaparadesarrollarestatarea.El equipodeMezautiliza cámarasdedetec-

ción de movimiento, algunos con visión noctur-na para identificar y documentar la vida animal, sin causar disturbios. Usando su computadoraportátil,Mezamuestrafotosdeanimalescomopumas, tapires, jaguares y ocelotes moviéndose atravésdelcampodevisióndelacámara.Algu-nos incluso hicieron una pausa para investigar lascámaras.Meza trabaja en colaboración estrecha con

Repsol y el gobierno ecuatoriano para identi-ficarcualquiercambioenlapoblaciónanimal,quepuedaatribuirsealasactividadesdeldesa-rrollopetrolero.Tambiénasesoraalaempresapetrolera sobre la mejor forma de evitar esos cambios.Comoresultado,lasvelocidadesdelosvehículosestán limitadasa30km/hy losde-rechos de vía para las carreteras se mantienen tanestrechoscomoseaposible.Muchosdeloscaminos son sinuosos y diseñados alrededor de losárbolesgrandes.

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macenaenunodelosdostanquesdealmacena-mientode15000-bblalaesperadeexportación.

El agua separada es tratada en un scrubber y almacenadaendostanquesde25000-bbla laesperadereinyección.Elaguasecanalizahacialospozosinyectoresatravésdeunalíneade18pulgadas.

Antes de entrar en la unidad de topping, el petróleo crudo se somete a un proceso de desalinizaciónquerequiereaguadulceextraídadel vecino ríoNapo. El agua es recuperada enel scrubber y almacenada para su disposición enunpozoinyector.Elcrudoresidualquesalede la planta de topping es pesado (8,5 ° API a 9°API),asíquesesometeaunprocesodemez-cla con el petróleo de exportación antes de ser almacenado.Laadecuadageneracióndeenergíaes fundamental para el éxito de la operación.Hay dos turbinasGeneral Electric LM2500 enlas instalaciones de producción del norte y una en la planta de producción del sur, que puedefuncionarcondiéselogas.Haytambiénseisge-neradoresWaukeshaenelnorte,15enelsurysiete generadores Wartsila de gasoil también en elsur.

La generación de electricidad típica para las instalacionesdeproducciónes37MWenelnor-tey60MWenelsur.Aunquehayunacapacidadpotencial total de generación de 130MW, notodos los generadores operan en determinado momento. La capacidad de generaciónde elec-tricidad ha cumplido las exigencias del progra-ma de levantamiento artificial (ESP), la cual ha extendidolavidadelproyecto.Enabrilde2015se iniciaráunanuevacam-

paña de perforación. El plan comprende sietenuevos pozos diseñados para frenar el declive deloscampos.Aúnasí,ladisminucióndelapro-ducción sigue siendounproblemagrave.En laúltima década, la producción promedio ha caído desde65000BOPDa34000BOPD.Mientras,elBloque16nopuedeproducirpe-

tróleo para siempre, las lecciones aprendidas aquíseaplicarána losnuevosdescubrimientosen las regiones de Ishpingo, tambococha y tipu-tini(ITT).TambiénlocalizadoenelParqueNa-cionalYasuní,elBloqueITTfuerecientementeevaluado y se piensa puede contener hasta 850 millonesdebarrilesdepetróleo.Siescorrecto,representaríaunaquintapartedelaproduccióntotaldepetróleodelEcuador.

El desarrollo de Itt puede ser una buena no-ticia para la economía del país pero, para tener éxito,tendráqueseguirlasleccionesaprendidasdesuvecinomásmodestoenelBloque16.

esaguaygasasociado.Elprogramadedisposi-cióndelaguarequiere30pozosdedesecho,ade-másde los 150pozos productores. El petróleopesadoyaltoscortesdeaguarequierenelusodebombaseléctricassumergibles(BES),paraelle-vantamiento artificial aumentando la demanda deelectricidad.Enlugardequemarelgas,comosehizoenelpasado,lasinstalacionesdelBloque16utilizanelgasasociadoparagenerarelectri-cidad. Este también se utiliza para procesar elpetróleo en una unidad de topping evitando el usodediésel.Estediésel,asuvez,seutilizaparalageneracióndeelectricidad.Laplantaproduce 1800B/Ddecombustiblediéselquesealmace-naendostanquesde8000-bbl.

El proceso de separación en las instalaciones deproduccióndelnortecomprendetresetapas.Elfluido llegaa travésdeungasoductode20”yentraenelfreewaterknockoutdondeelcorteaguasereducede96%a75%.Enunasegundaetapa el fluido es tratado en un intercambiador de calor y calentado a 200° F. Por último, undeshidratador reduce aún más el corte de agua a0,5%,queesaceptableparalaexportacióndelcrudoa la estaciónAmazónica.El crudo se al-

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Figura 2.Las carreteras dentro y fuera de

las instalaciones de producción de petróleo

en el Bloque 16 se construyen sobre

servidumbres estrechas y, en algunos casos,

alrededor de grandes árboles y otros puntos

naturales emblemáticos en la selva tropical.

Este procedimiento, mínimamente invasivo

en Ecuador, ayuda a proteger uno de los lugares con mayor

biodiversidad en el mundo.

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1eVelYN lUCerO, ingeniera Comercial, cursa una maestría en Gestión empresarial y una maestría en Sistema de Gestión de Calidad, Ambiente, Salud y Seguridad Ocupacional. es jefe de Gestión empresarial

en Sertecpet ecuador.

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Gestión de la calidad en la seguridad industrial

Ing. Evelyn Lucero1

Al hablar de programas o sistemas de salud y seguridad en el trabajo, se lo asocia con la elaboración de ma-nuales, lineamientos, normativas y afines, que al ser documentados

transmitenelmensajedetener“todobajocon-trol” a quien los desarrolla. Sin embargo, estoestálejosdelarealidad.Vivimosenunmundomuycompetitivo,don-

de la producción de bienes y servicios está mar-cada por una dura competencia entre quienesbuscan producir a menor costo y en mayor canti-dad,ancladoenestándaresinternacionalesqueasegurenlacalidaddelosproductosyservicios.Paraquetenganvalorsedebeconsiderar lavi-gencia y necesidad de un proceso efectivo en la prevención, control y mitigación de las enferme-dades laborales y los accidentesde trabajo.Unprocesoquefomentalaseguridadbasándoseenconceptosprofundosquebuscanevitar losda-ños,riesgosopeligrosconlosqueelhombrecon-vive,dándolevaloreimportanciaalserhumano.

La calidad y la seguridad son atributos inhe-rentes a los productos y servicios, son un fac-tor de competitividad que las empresas debentenermuyencuentaporquesuéxitoofracasodepende,engranmedida,dequelosproductososerviciosqueponenenelmercadosatisfaganlademanda de una sociedad cada vez más exigente yconocedora.Aestafilosofíaquebuscaabarcaratodalaor-

ganización y sus actividades, se la conoce como Calidad en la Seguridad Industrial, y no es úni-camente un modo de pensar, es sobre todo, un conjuntodeprincipiosymétodosqueprocurancumplirlasmetasdelaorganizaciónyqueapor-tanvaloragregado.Estoimplicasuperarlavisiónclásicadequela

responsabilidad sobre la seguridad es exclusiva delosdepartamentosdeHSEoSSA.Hayqueconsiderarquelaaccióndeotrasper-

sonas tendrá efecto, en mayor o menor grado, sobreelresultadofinal.Paraqueestaaspiraciónsecumplahayquetenerencuenta:

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• Ampliar el concepto de cliente: Po-demos concebir a la organización como un sistema integrado por el cliente global: pro-veedores, cliente interno-externo, sociedad,familia, entorno, ambiente y organismos de control,entreotros.Aplicar laseguridadsig-nificaquehayquesatisfacertambiénlasnece-sidadesdelclienteglobal.

• Poseer liderazgo: La seguridad cuesta, peroesmáscaralainseguridad.Sisetratadecentrar la atención en las necesidades y expec-tativas del cliente, éstas serán mejor atendi-das si dentro del presupuesto están identifi-cadas todas las prevenciones de riesgos queaseguren la integridad de la persona y la pro-ductividaddelrequerimientodelcliente.Esteconcepto permite competir en el mercado con posibilidadesrealesdeéxito.Aesteconceptose debe incluir que el liderazgo no lo ejerceúnicamentequienestáalfrentedeunproce-so; liderazgo significa levantar la bandera de alertacuantovemosqueestáenpeligrolapro-ducción, la vida, la integridad y el lugar o el espacioenquenosencontremos.

• Gestionar basándose en la prevención: Nuestrametaeshacerlascosasbiendesdeelinicio.Deestaformasereducelanecesidaddeaplicar acciones de identificación, evaluación, control,mitigación o eliminación de riesgos.Se aplica la participación y consulta a todos los involucrados, generando de esta forma perte-nenciaygestióndelaprevención.

• Potenciar el factor humano: La seguri-dad no se controla, se hace y para conseguir-la deben intervenir todas las personas que

conformanlaorganización,sinexcepción.Esimprescindible establecer una gestión de los recursos humanos desde la motivación, sensi-bilización, concienciación y competencia para laseguridadylaparticipación.

• Mejora permanente. La seguridad debe ser concebidacomounhorizonte,nocomounameta.Nosellegaalacalidadenlaseguridad,sinosepersigue un horizonte claro, definido, oportuno

Todos somos un equipoDirección, Operaciones, Administración, Organización…

No se puede mejorar nada que no se haya CONTROLADONo se puede controlar nada que no se haya MEDIDO

No se puede medir nada que no se haya DEFINIDONo se puede definir nada que no se haya IDENTIFICADO

queseamplíaamedidaqueseavanza.Aquíestáimplícitalaideademejoracontinua.Siempreesposible hacer mejor las cosas y adaptarse lo más cercano posible a las necesidades y expectativas delclienteglobal.

Secuencia de manejo SSO

PLANEAR

· Identificación de peligros· Matrices de cumplimiento legal· Objetivos, programas y presupuestos

· Comunicación y participación· Formación, toma de conciencia· Control de documentos· Control operativo

· Medición y seguimiento· Investigación de accidentes

· Acciones correctivas y preventivas· Control de riesgos

· Informes a la Dirección· Indicadores

· Toma de acciones

HACER

vERIFICAR

ACTUAR

SGSSO

la gestión de calidad en torno a la seguridad industrial es un conjunto de principios y métodos, que coadyuva decididamente al cumplimiento de las metas de la organización


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PRINCIPIOS DE SEGURIDADEntendiéndoseclaramentequelaideadegestio-nar la calidad en la seguridad industrial a base de la prevención, tal cual como lo dice el postula-do de dicha filosofía, da vida activa al proceso de higieneylaseguridad,quecontempla:laideadehacer las cosas bien desde un principio es mejor quedetectarycorregirparaminimizarloscos-tosdemalacalidad.

En consecuencia, la protección debe entender-se como el conjunto de actitudes y actividades ordenadas sistemáticamente que constituyenunprocesoquepermiteevitaroreducirlapre-senciadecausasquepuedengenerardañoydelas causas concurrentes y desencadenantes de aquellas, así comoanular ohacermínimos losdañosencasodeproducirseunaccidente.Esteproceso cobra fuerza dentro de las organizacio-nes debido a los resultados fatales e indicadores degravedad.Sinembargo,elmanejodelapre-vención de los riesgos no es un tema de moda y se lo debe asumir con toda responsabilidad y conciencia.

La organización debe girar en torno a los pro-cesos que son importantes para este fin y queaportanvaloragregado.

De esta manera, se evidencian las implicacio-nesquetienesobrelacalidad,productividaddeun producto o un servicio, cuando por motivo de un incidente, accidente o enfermedad ocupacio-nal se alteran de manera sucesiva los procesos detrabajo.

Definitivamente, la creación del efecto multi-plicador,facilitaráqueesteconocimientoadqui-rido de forma sistematizada pueda llegar al en-torno social de cada miembro de la organización yreplicarseenlascomunidadesenlasqueellos

viven.Colaborandoenformadirectaconelde-sarrollosostenibledeunaorganizaciónquedebeasegurarquelospeligros,riesgosdesaludydeseguridadocupacionalseanidentificados.Loquesepersigueesunaefectivagestiónde

prevención, a fin de establecer las medidas de control adecuadas para gestionar la salud y se-guridad ocupacional de todos sus colaboradores, incluyendosuscontratistas.

BENEFICIOS DE UN SISTEMA DEGESTIÓN:• Es una demostración pública de responsa-bilidad.

• Mejoralaimagencorporativa.• Demuestraresponsabilidadycompromiso.• Conduceaprocesosdemejoramiento.• Aseguraelcompromisodetodosloslíderesytodaslasáreas.

• Generaunarespuestapositivadepotencia-lesclientes.

• Formapartedeunavisiónintegradadeges-tión ISO9000+14001+OHSAS18001=ISO26000

• Generaunamayormotivacióndelpersonal.• Disminución de accidentes, costos, perso-nal,ausentismoy/oreclamos.El ser humano siempre ha demandado a las

autoridades el establecimiento de leyes o códi-gos que aseguren realizar su actividad normalconfiadamente. Este conjunto de normativasqueapareceycobravidaluegodevariosañosdeestararchivadoeselquehasido introducidoydebe ser adaptado efectivamente en las organi-zaciones; no por obligación, sino por la necesi-dad de cuidar al capital más valioso de la empre-sa:eltrabajador.

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el objetivo de la calidad en la seguridad industrial es velar porque

las actividades se realicen sin

secuelas de daño inaceptables para los profesionales que las ejecutan,

las personas en general, los

bienes y el medio ambiente.

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revista pge petróleo & gas agosto 2014

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