revista pge petróleo & gas junio 2015

No. 005- JUNIO 20152 000 EJEMPLARES ISS

N 1

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0-

88

12

ECUADOR: SEDE DE LACPEC 2015

YACIMIENTOSEstimación estocástica de

reservas usando simulación de reservorios, un caso de estudio

PERFORACIÓN Sidetracks con AutoTrak G3

en el Campo Amistad, Costa Fuera Ecuador

PRODUCCIÓNEvaluación de la composición del fluido de las formaciones

mediante FLAIR

La integración de iniciativas de producción, perforación, gerencia integrada de yacimientos

y liderazgo, potencian al campo Sacha en bene�ciode todas y todos los ecuatorianos.

P

4

EDITORIAL

Más inversión privada en el

sector petrolero

i

El Ecuador produce alrededor de 550 mil barriles de petróleo por día. Para este año se proyectó un precio de $79,9 en promedio, pero se lo ha comercializado por debajo de los $40 por barril, por la drástica caída de los precios en el mercado internacional.

Pese a ello, el Ecuador reporta una cifra histórica en inversiones para el sector hidrocarburífero, entre el período 2011 - 2014.

Según el Ministro de Hidrocarburos, Pedro Merizalde, la inversión comprometida para este período fue de $1 304 millones, pero la inversión real fue $1 764 mi-llones. Para este año, es de alrededor de $307 millo-nes y hasta abril se ejecutó cerca del 30% de esa cifra.

Asimismo, la empresa pública Petroamazonas EP re-activó la producción de los campos maduros con la inversión de ocho consorcios integrados por compa-ñías internacionales y nacionales. El monto de inver-siones planificado es de $680 millones, permitiendo generar una producción incremental de 99 645 barri-les de petróleo por día.

A este se suma el contrato de servicios específicos para el desarrollo de actividades de optimización en el Campo Armadillo, con la empresa Belorusneft. Las inversiones proyectadas para los siguientes tres años son de $145 millones, que ratifican el compro-miso de las petroleras privadas, en la ejecución de sus programas de exploración y explotación de petró-leo en el país.

Este y otros temas de interés los abordamos en la quinta edición de la revista PGE Petróleo & Gas.

¡Bienvenidos!

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CONTENIDO

OPINIÓNO PUBLICITARIOP INFORMATIVOi ENTRETENIMIENTOE FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURALF DEPORTIVOD PROPAGANDAPr

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS

REVISTA PGE PETRÓLEO & GAS

Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, Presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador; Ing. Italo Cedeño, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE); e Ing. Paúl Barragán, Presidente de Latin American Drilling Safety (LADS) Capítulo Ecuador.Coordinación General y Supervisión: Editorial Taquina - Saraswati Rivadeneira Dirección: Nancy V. JarrínCoordinación: Pamela Quilca - Mayra Revelo

Redacción y Edición: Nancy V. Jarrín Corrección de Estilo: María Los Ángeles Cardona Diseño: Cinthya Cisneros Fotografía: Cortesía Baker Hughes Shutterstock Images Colaboradores de esta edición: Ing. Italo Cedeño, Dr. René G. Ortiz, Ing. Jorge Rosas, Ing. Paúl Barragán, Ing. Ángel Da Silva, Ing. José Leal, Ing. Óscar Morales, Ing. Diego Sandoval, Ing. Ney Mendoza, Ing. Cynthia Veloz, Ing. Henry Caridad, Ing. Miguel

Sánchez, Ing. Esteban Mora, Ing. Paola Delgado, Ing. Mauricio Herrera e Ing. Ricardo Jorquera. Nota editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio.Imprenta: Don Bosco Tiraje: 2000 Número: 005 - junio 2015 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812

Contacto, ventas e información: [email protected]

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30 63

SPE Latin American and Caribbean Petroleum EngineeringConference (LACPEC 2015)

Método para definir unidades de flujo en formaciones heterogéneas

Capacitación y eventos Pozo de largo alcance en el Ecuador

EstadísticasEvaluación de la composición del fluido de las formaciones mediante FLAIR en tiempo real

Precios del petróleo: no se puede vivir de espaldas a la realidad

Sidetracks con AutoTrak G3 en el Campo Amistad, Costa Fuera Ecuador

Reportes: torres de perforación y reacondicionamiento

Sistema Multibowl para cabezal de pozo y su versatilidad

Estimación estocástica de reservas, usando simulación de reservorios: un caso de estudio en el Ecuador

Multifracturamiento con jet hidráulico

NUEVO DIRECTOR DE LA AIHE

Ing. Italo Cedeño Ing. Ernesto Grijalva

El 25 de mayo de 2015, Italo Cedeño asumió el cargo de Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE) para el período 2015-2017. Cuenta con una amplia experiencia en el sector petrolero y ha desempeñado cargos como Vicepresidente de Petroecuador, Presidente de SPE Ecuador; y, actualmente, es el Presidente de LACPEC (Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference). La Revista PGE Petróleo & Gas lo felicita y le desea éxitos en sus funciones. Reemplaza al Ing. Ernesto Grijalva, quien ocupó el cargo entre julio de 2013 y marzo de 2015. Por su amplia trayectoria ejerció su cargo con éxito. Actualmente, se desempeña como Viceministro de Hidrocarburos.

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

CATEGORÍAS TEMAS TÉCNICOS

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Autor: Italo Cedeño1

• Integration of Geoscience Technologies • Reservoir Characterization /Reservoir Description • Reservoir Management and Testing • Reservoir Planning • Deepwater Development • Well Construction and Well • Digital Oilfield• Emerging and New Technologies• EOR /IOR /Mature Fields• Flow Assurance/Production Chemistry

La Conferencia de Ingeniería de Petró-leo para América Latina y el Caribe (LACPEC, por sus siglas en Inglés) es el evento técnico más importante de la

SPE en E&P para la región de América Latina y El Caribe. Está diseñada para responder las ne-cesidades existentes, emergentes y futuras del sector de upstream de la industria del petróleo.

El evento se desarrollará del 18 al 20 de no-viembre de 2015, en Quito.

El tema del programa multidisciplinario técnico es: “Gente, Planeta y Tecnología: Propor-cionando Soluciones Inteligentes y Rentables en Ambientes de Negocios Desafiantes”. Este even-to ofrece a los profesionales de E&P en todo el mundo la oportunidad de compartir soluciones a los desafíos de la industria, discutir las tecnolo-gías de vanguardia, intercambiar conocimientos e introducir soluciones innovadoras a la región.

Se realizarán aproximadamente 200 pre-sentaciones técnicas y se espera la asistencia de más de 1 000 delegados.

SPE Latin American and Caribbean Petroleum

Engineering Conference (LACPEC 2015)

• Gas Technologies• Heavy Oil• HSE, Social Concerns & HR• Production and Facilities• Risk Analysis and Evaluation of Oil & Gas Developments• Water and CO2 Management• Naturally-Fractured Reservoirs• Petroleum Reserves & Resources Estimation• Regional Play Assessment - Latin America

La conferencia incluirá además actividades como el Petrobowl y artículos técnicos estu-diantiles, talleres en Energy 4 Me y para jóve-nes profesionales, reunión de capítulos estu-diantiles de la región y cursos de capacitación.

LACPEC es una ocasión ideal para mostrar los últimos Iogros técnicos de su compañía, sus más recientes productos y servicios. La exposi-ción ante proveedores regionales de petróleo y gas, autoridades regionales de energía y ejecu-tivos internacionales le permitirá perfeccionar su estrategia y mejorar sus objetivos comerciales.

LACPEC es también una oportunidad para promocionar a nuestro país, ubicándolo como un importante destino turístico pre y post even-to. Existen tantos lugares fascinantes para visi-tar en el mundo, sin embargo, esta es la ocasión para poner al Ecuador en la cima de la lista.

La SPE ha desarrollado un programa inno-vador que permitirá a las compañías participar en múltiples niveles y tener un alto grado de exposición ante la audiencia de la conferencia.

1 Italo Cedeño. Ingeniero de Petróleos por la Escuela Superior Politécnica del Litoral.

Postgrados en LUZ y Harvard. Anteriormente,

Gerente General de Petroproducción,

asesor del Presidente Ejecutivo de Andes

Petroleum y Presidente de SPE International

Ecuador Section. Actual Director Ejecutivo de

la AIHE.

GESTORES

7P G E P E T R Ó L E O & G A S - J U N I O 2 0 1 5

F

GESTORES

OPORTUNIDADES DE PATROCINIO Y PUBLICIDAD Con una variedad única de oportunidades pro-mocionales, SPE le puede ayudar a diseñar el programa perfecto para que la experiencia de su compañía en la Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe sea fructífera.

BENEFICIOS DE LOS PATROCINADORES:• Reconocimiento prominente del patrocinio en

la señalización desplegada en la conferencia.• Reconocimiento en el programa preliminar de la conferencia.• Reconocimiento en el programa de la conferencia. • Reconocimiento en la página web de la confe-

rencia, incluyendo el URL a la página web de la compañía patrocinadora.

• Reconocimiento en las diapositivas en vista de PowerPoint entre las sesiones técnicas.

BENEFICIOS AL EXHIBIR EN EL LACPEC:• Se forjan nuevas relaciones comerciales y se

refuerzan las anteriores.• Se relaciona con dirigentes y funcionarios de

la industria.• Se aseguran arreglos comerciales en persona.• Se generan más oportunidades de ventas.

ABSTRACTOS Y TRABAJOS TÉCNICOS SELECCIONADOS “PAPERS” PARA LACPEC 2015Más de 800 abstractos de trabajos técnicos fue-ron enviados por profesionales de 36 países del mundo como: Argentina, Brasil, Canadá, China, Colombia, Ecuador, México, Perú, Estados Uni-dos, Venezuela, entre otros, para la Conferencia LACPEC, en noviembre de 2015, en Quito.

De ellos, 174 fueron seleccionados para ser presentados durante la conferencia. Además, se escogieron 87 temas como alternativos, suman-do un total de 261. El Ecuador participará con 69 trabajos técnicos y 16 como alternativos.

Para la selección de los trabajos técnicos que serán presentados, la SPE designó un comité conformado por profesionales a nivel mundial, quienes evaluaron los abstractos de los trabajos según los siguientes factores: • Relevancia del tema para la industria.• Importancia del tema para la industria.• Información técnica que sea sólida.• El tema organizado y bien proyectado.• No comercial.La sección SPE Ecuador agradece a la comunidad local por generar propuestas técnicas de calidad que permitieron que Ecuador cuente con cerca del 40% del pódium del evento. Hubo un récord en el número de abstractos presentados.

TÍTULO CATEGORÍA

Deepwater Developments Count 11Digital Oilfield Count 24

Emerging and New Technologies Count 54EOR/IOR/Mature Fields Count 104

Flow Assurance/Production Chemistry Count 14Gas Technologies Count 14

Heavy Oil Count 62HSE, Social Concerns & HR Count 20

Integration of Geoscience Technologies Count 34Naturally-Fractured Reservoirs Count 29

Petroleum Reserves & Resources Estimation Count 10Production and Facilities Count 71

Regional Play Assessment — Latin America Count 10Reservoir Characterization/Reservoir Description Count 128

Reservoir Management and Testing Count 35Reservoir Planning Count 19

Risk Analysis and Evaluation of Oil & Gas Developments Count 14Water and CO2 Management Count 12

Well Construction and Well Stimulation Count 157

Total 822

ABSTRACTOS PRESENTADOS PARA LACPEC 2015


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GESTORES

PAÍS CATEGORÍA

Alemania 6

Argentina 32

Australia 1

Austria 1

Brasil 67

Brunei 1

Canadá 19

China 41

Colombia 69

Congo 2

Corea 2

Ecuador 229

Egipto 2

Francia 3

Holanda 5

India 7

Indonesia 5

Irán 6

Irlanda 1

Kuwait 3

Malasia 1

México 88

Nigeria 2

Noruega 5

Pakistán 1

Panamá 1

Perú 25

Portugal 1

Rumania 1

Arabia Saudita 4

Trinidad y Tobago 9

Emirato Árabes Unidos 2

Reino Unido 8

Estados Unidos 100

Uruguay 1

Venezuela 71

Total 822

ABSTRACTOS DE ECUADORABSTRACTOS POR PAÍS

EMPRESA EN LA PÁGINA WEB DE SPE

Agip 5

Andes-PetroOriental 13

APD Proyectos 1

Baker Hughes 13

Consorcio Pegaso Puma Oriente 2

Consorcio Shushufindi (CSSFD) 1

EP Petroecuador 3

Escuela Politécnica Nacional 10

Escuela Politécnica del Litoral 5

Gente Oil 1

Grupo Synergy 0

Halliburton 25

Independientes 1

National Oilwell Varco 1

Pacifpetrol 2

Petroamazonas EP 27

Petrobell 1

Repsol 14

Río Napo 4

Schlumberger 68

Senescyt 2

Secretaría de Hidrocarburos Ecuador 1

Sertecpet 3

Sufco Ecuador 1

Tecna Ecuador 3

Tecpetrol SA 5

Texas A&M University 1

Universidad Central del Ecuador 5

Válvulas del Pacífico 3

Weatherford 8

Total 229


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GESTORES

CATEGORÍA A NIVEL MUNDIAL – ABSTRACTOS CON MÁS DE CUATRO PUNTOS

Deepwater Developments 0

Dgital OIL Fiel 2

EOR 3

Emerging and New Technologies 4

Flow Assurance / Production Chemistry 5

Gas Technologies 5

Heavy Oil 10

HSE, Socia Concerns & HR 10

Integration of Gesosciencie Techonologies 15

Naturally – Fractured Reservoirs 2Petroleum reserves & Resources Estimation 3

Production and Facilities 12

Regional Play Assessment – Latin America 8

Reservoir characterization / Reservoir Description 30

Reservoir Management and Testing 15

Risk Analysis and Evaluation of Oil 5

Water and CO2 Management 5

Well Construction and Well Stimulation 17

Total 151

CATEGORÍA ECUADOR – ABSTRACTOS CON MÁS DE CUATRO PUNTOS

Emerging and New Technologies 1

Flow Assurance / Production Chemistry 1

Heavy Oil 1

HSE, Social Concerns & HR 6

Integration of Geosciencie Technologies 11

Production and Facilities 8

Regional Play Assessment – Latin America 1

Reservoir characterization / Reservoir Description 14

Reservoir Management and Testing 7

Risk Analysis and Evaluation of Oil 3

Water and CO2 Management 1

Well Construction and Well Stimulation 4

Total 58


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Autor: René G. Ortiz1

El mundo de la industria del petróleo es casi, sin lugar a equívoco, el más científico, el más tecnológico, el más arriesgado, en el que más se invierte, el más capitalizado, el más institu-

cionalizado, el más controlado, el más regulado y el menos apreciado. Es una inmensa gama de facetas industriales y comerciales que actúan in-tegradas, separadas e independientes. Produce y maneja ingresos, dólares de los Estados Uni-dos de América, del orden de los trillones que se reinvierten, se redistribuyen, se capitalizan en centenares de conglomerados globales, conti-nentales, regionales y locales. Están con sus pro-ductos de consumo en todas partes del mundo, utilizados como combustibles en la generación de electricidad, en el transporte aéreo, maríti-mo y terrestre; y, como petroquímicos en más de

Precios del petróleo: no se puede vivir de

espaldas a la realidad

600 mil derivados insertados en la vida diaria y cotidiana de cada ser humano.

En este contexto, ahora sí, es pertinente se-ñalar, con propiedad, que la caída de los precios del petróleo no era una sorpresa.

Y también, es posible afirmar que “los pre-cios bajos llegaron para quedarse”, respaldados exclusivamente en fundamentos de mercado. Es el mercado!

Así es el mundo del petróleo. Las regiones más innovadoras del mundo se acaban de ganar un pa-quete de 900 billones de estímulo, está registrado en el reporte Bloomberg New Energy Finance.

Ese es el efecto de los precios bajos del pe-tróleo, y hay muchos más países ganadores en este mundo. A los perdedores -que son pocos- se los conoce bien, son pocos. Uno de los perde-dores es el Ecuador.

1 René G. Ortiz. Fue Secretario General

de la OPEP, Ministro de Energía y Minas de

Ecuador, Fundador y Presidente Ejecutivo de

la AIHE. Actualmente, es un Consultor

Internacional en Energía e Inversiones,

Presidente del Directorio de ANDE,

Miembro del Directorio de la Cámara de

Comercio de Quito y del Instituto

de las Américas, La Jolla, California.

GESTORES

Figura 1. Reporte Bloomberg New Energy Finance

Inmensas ganancias y pérdidas con precios bajos del barril de petróleo

Canada- $40 billion

Norway- $53 billion

Europe+ 300 billion

Russian & C. Asia- $218 billion

Asia+ 393 billion

USA+ 180 billion

Middle East- $357 billion

Sub-Sahara Africa- $89 billion

North Africa- $62 billion

Latin America- $60 billion


F

La intención de comenzar con un preámbulo tan potente es intentar respaldar el análisis de la caída de los precios del petróleo basado en tres grandes hechos:

Primero. La gran declaración del proyecto “Independencia Energética” de los EEUU, fue en la administración del Presidente Richard Nixon, con motivo del embargo petrolero sufrido por los EEUU entre 1973 y 1974. La guerra árabe-is-raelí, conocida también como la guerra del Yom Kippur, dejó abierto el camino para que las com-pañías y corporaciones petroleras emprendieran en una inversión a largo plazo en ciencia, tec-nología, producción y refinación. Ahora, es una realidad en los EEUU. “Energy Independence”, con una producción propia y creciente de petró-leo y gas natural. Esto es lo que hace la libertad en todas sus dimensiones.

Segundo. La gran transformación con la producción de petróleos no convencionales. El petróleo de esquistos provoca una reconfigura-ción del petróleo. Es ahora una realidad. Día a día, esta conquista científica, tecnológica y ope-rativa, era informada y se hacía pública a través de los medios de comunicación generales y téc-nicos, grandes, medianos y pequeños. Unos la leyeron y no le creyeron. Algunos simplemente no le dieron importancia y la ignoraron; y otros ni siquiera se enteraron.

GESTORES

Tercero. Se esfuma el “factor geopolítico”. Los mercados de consumo de petróleo parecen no sentir aquella presión de la “inseguridad del suministro de petróleo”, que acostumbraba po-ner muy nerviosos a los actores, incluidos los oil traders, en los mercados futuros de los pe-tróleos. El mundo del petróleo experimenta una relativa tranquilidad de abastecimientos de cru-do, puesto que por el estrecho de Ormuz cruza diariamente un estimado de 17 millones de ba-rriles por día hacia los mercados. Por el estrecho de Malaca, entre Indonesia y Malasia, navegan y pasan más de 15 millones de barriles diarios de petróleo hacia grandes consumidores asiáticos como China, Japón, Corea; y por el canal de Suez y el oleoducto paralelo al mismo -que une el mar Rojo con el mar Mediterráneo-, circulan alre-dedor de 3 millones de barriles de petróleo por día, incluidos un tercio del gas natural de la pro-ducción mundial y derivados de petróleo que se comercializan en embarcaciones pequeñas. Por tanto, más de un tercio de la producción mun-dial de crudo de los alrededores de esta singular geografía ha fluido sin interrupciones, a pesar de las tensiones internas en algunos países, las guerras civiles en unas naciones, las sangrien-tas revoluciones y apropiaciones territoriales. Se ha evaporado el fantasma de la “seguridad de suministro de petróleo”.

Fuente: Tomada de BP

Proyección del cambio del consumo de energía:Países OFCD “flat”, países no - OECD crecen

Population

OECD OECD OECDNon - OECD Non - OECD Non - OECD

Billion Trillion $2011 PPP Billion toe

Energy Outlook 2030 BP 2 013

Primary energyGDP

Population, income and energy growth

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4

2

01990 1990 19902010 2010 20102030 2030 2030

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50

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0

12

9

6

3

0


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GESTORES

En el marco de este panorama mundial de temas de energías -desde la primera crisis de la energía de 1973/1974-, en las grandes econo-mías mundiales se gestaba gradualmente una política de eficiencia energética de consumo, apoyada con avances científicos y tecnológi-cos aplicables al transporte en general y a la generación eléctrica. Paralelamente, se imple-mentaban políticas de sustitución energética del petróleo por las energías alternativas, in-cluidas energías renovables. La proyección del consumo a 2030 es una premisa clave para en-terarse que el mundo ha cambiado y que es un cambio para siempre. En un análisis de mayor detalle se observa que la potencia económica y militar más grande del mundo, los EEUU, con-sume menos petróleo, produce más petróleo, e importa menos petróleo del mercado interna-cional. Esta es una realidad incontrastable.

2014 - Producción de petróleo

Los 5 principales aportadores para el crecimiento de oferta: EEUU, Iraq, Canadá, Brasil e Iránthousand barrels per day

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1 000

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1 8001 590

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Estados Unidos Iraq Canadá Brasil Irán

Sin embargo, lo más destacable de esta com-binación de “más y menos” es que en el mercado de los EEUU se ha producido un desplazamien-to. La producción interna de los EEUU, además, ha estado desplazando a importaciones abun-dantes de Nigeria, Arabia Saudita, Venezuela y otros proveedores tradicionales, que se han visto forzados a colocar esos “barriles despla-zados” en otros mercados, incluidos los asiáti-cos que registran ventas hasta con descuentos.

La Administración de Información de Ener-gía de los EEUU (EIA, por sus siglas en inglés), asimismo, registra que solamente en el año 2014, además de los 1.59 millones de barriles de hidrocarburos de la producción de los Estados Unidos, hay también producciones extras que aportan al aumento de la oferta, provenientes de Iraq con 330k; Canadá con 260k, Brasil con 250k, e Irán con 180k barriles por día.

EEUU cambia la trayectoria del consumo de petróleo:desde 2005 disminuye, medido en BTU (US - EIA)

Recent US Oil Consumption

Qua

dril

lion

Btu

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38

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40

36

32

30

1990

1991

1992

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1997

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1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011


En la Unión Europea (UE), el prodigio de la eficiencia y sustitución han generado y segui-rán el mismo proceso con el aumento de los aportes del gas natural y energías renovables, como la eólica y solar fotovoltaica.

Igual fenómeno se repite en Japón. En la OPEP, las cosas cambiaron significativamente desde que los saudíes introdujeron la política del market share con la que también se han alineado las otras monarquías del Golfo Arábi-go-Persa, como lo denominan las naciones ribe-reñas árabes. Para los saudíes, parecería incon-cebible la repetición de la inútil pérdida de más de 7 millones de sus barriles de producción, en 1986, intentando detener el colapso de los pre-cios del petróleo; mientras otros productores aprovechaban para aumentar sus producciones de crudo. La OPEP, en mi opinión, con un peso de más de un tercio de la producción mundial de petróleo, también ha cambiado y, para siem-pre, al dejar “que sean las fuerzas del mercado las que definan el precio del petróleo”.

Pero, el detonante -que provoca el derrum-be de los precios del petróleo- se explica por un desbalance estructural de los fundamen-tos del mercado petróleo y esta vez al margen

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GESTORES

Germany Oil Consumption (1991-2013)

REFERENCIAS

• http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-04-15/cheap-oil-s-winners-and-losers-in-one-giant-map

• http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy-economics/energy-out-look/outlook-to-2035.html

• http://www.oecd.org/centrodemexico/laocde/

• http://www.exteriores.gob.es/PORTAL/ES/POLITICAEXTERIORCOOPERACION/PAISESBRICS/Paginas/InicioBrics.aspx

• http://www.iea.org/Textbase/npsum/EU2014SUM.pdf

de la inexistente influencia habitual del “fac-tor geopolítico”, como se ha descrito antes. El hecho real es que, en efecto, existe una oferta abundantísima (una sobre-oferta de crudo en el mercado); una débil demanda en el mercado de consumo, con una decreciente tendencia del consumo de petróleo como ya se ha indicado antes, que proviene de una prolongada rece-sión en la UE y otros países de la OECD; y a la que hay que sumarle la desinflada económica de los países BRICS, a saber, Brasil, Rusia, In-dia, China y Sudáfrica.

En este contexto, la geografía energéti-ca cambia. Existen más y nuevas fuentes de energía. El petróleo pierde peso en la mezcla de consumo, gracias a la tecnología para la efi-ciencia en el consumo.

El gas natural y las energías renovables ga-nan peso en la mezcla energética de consumo del mundo. Para el Ecuador, no hay otra fórmu-la que ver el problema con unos “ojos pragmá-ticos”. Una etapa de dos o tres años de precios bajos en sus presupuestos fiscales no puede ser considerado como “el fin del mundo”.

Tampoco hay que precipitarse con decisio-nes que afecten aún más las economías de los contratos petroleros. Hay que tener en mente que los recortes presupuestarios a nivel de las compañías matrices mundiales, una vez más, se están registrando a diario y no se puede ni se debe ignorar que son una realidad y que los fondos asignados para las operaciones de sus filiales en el Ecuador no pueden, ni deben con-siderarse que pueden ser tratadas como una ex-cepción. No. En mi opinión, esta también es la oportunidad de reafirmar una seguridad jurí-dica, respetando los contratos, como norma de relacionamiento que va más allá de la coyun-tura y demostrar que en materia de relaciones gobierno-compañías, el Régimen también ha cambiado y para siempre.

thousand barrels per day

1992 1994 1996

Oil Consumption

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 20122 300

2 700

2 500

2 900

2 400

2 800

2 600

3 000

Oil ConsumptionYear: 20032 662 3671 thousand barrels per day

PUBLIRREPORTAJE


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CAPACITACIÓN Y EVENTOS

Apertura del capítulo LADS Chile

Percepción del riesgo

Workshop SPE: Perforación de presión controlada y control de pozos

Workshop SPE Manejo del Agua para Petróleo y Gas: Mejores prácticas y nuevas tecnologías

4to Workshop Coca - Night Demo 3M

Conferencia y exposición Offshore Brasil

Workshop SPE Manejo de descarga de efluentes de petróleo y gas

Conferencia SPE Latinoamérica y el Caribe: Salud, seguridad, medio ambiente y sostenibilidad

Visita cruzada a taladros

Organiza: LADS GLOBALLugar: Punta Arenas - ChileFecha: 1.º de julio de 2015 Información: [email protected]

Organiza: LADS EcuadorLugar: Coca - EcuadorFecha: 21 de agosto de 2015 Información: [email protected]

Organiza: LADSLugar: Barranca, PerúFecha: 22 y 23 de junio de 2015 Información: [email protected]

Organiza: SPELugar: Río de Janeiro, BrasilFecha: 18 - 20 de agosto de 2015 Información: www.spe.org/training

Organiza: SPELugar: Lima, PerúFecha: 3 y 4 de septiembre de 2015 Información: www.spe.org/training

Organiza: SPELugar: Macaé - BrasilFecha: 23 - 26 de junio de 2015 Información: www.spe.org/training

Organiza: SPELugar: Puerto España - Trinidad y TobagoFecha: 30 de junio - 1 de julio de 2015 Información: www.spe.org/training

Organiza: SPELugar: Bogotá, ColombiaFecha: 7 y 8 de junio de 2015 Información: www.spe.org/training

Organiza: LADSLugar: ColombiaFecha: 25 de junio de 2015 Información: [email protected]


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CAPACITACIÓN Y EVENTOS

Curso de alturas 3M


Organiza: LADS EcuadorLugar: Coca - EcuadorFecha: 22 - 24 de septiembre de 2015 Información: [email protected]

Organiza: LADSLugar: Villao - ColombiaFecha: 23 y 24 de septiembre de 2015 Información: [email protected]

Workshop SPE Revitalización de campos maduros

Foros SPE IOR/EOR

OTC Brasil

LACPEC: Conferen-cia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe

Curso de validación de EPP 3M

Visita cruzada a taladros


Organiza: SPELugar: Puerto Madryn, ArgentinaFecha: 1 y 2 de octubre de 2015 Información: www.spe.org/training

Organiza: SPELugar: Cancún - MéxicoFecha: 20 - 24 de octubre de 2015 Información: www.spe.org/training

Organiza: SPELugar: Río de Janeiro - BrasilFecha: 27 - 29 de octubre de 2015 Información: www.spe.org/training

Organiza: SPE EcuadorLugar: Quito - EcuadorFecha: 18 - 20 de noviembre de 2015 Información: www.spe.org/training

Organiza: LADS EcuadorLugar: Quito - EcuadorFecha: 23 de octubre de 2015 Información:[email protected]

Organiza: LADSLugar: ColombiaFecha: 29 de octubre de 2015 Información: [email protected]

Organiza: LADSLugar: Yopal - ColombiaFecha: 19 y 20 de noviembre de 2015 Información: [email protected]


Viernes 20

Lunes 16

Miércoles 18

Jueves 19

Martes 17

08:00 – 17:00 Cursos de capacitación

08:00 – 17:00 Cursos de capacitación08:30 – 17:00 Concurso estudiantil de artículos técnicos

08:30 – 09:30 Sesión de apertura09:30 – 17:00 Exposición10:00 – 12:30 Sesión plenaria 114:00 – 17:30 Sesiones técnicas17:30 – 19:00 Recepción Networking

08:30 – 12:00 Mesa redonda08:30 – 12:00 Sesión técnica - Integration of Geoscience T.08:30 – 12:30 Taller jóvenes profesionales08:30 – 12:00 Sesión técnica - Heavy Oil - I10:00 – 18:00 Exposición13:30 – 17:00 Sesiones técnicas

08:30 – 12:00 Mesa redonda08:30 – 14:00 Taller Energy 4 Me08:30 – 12:00 Sesión técnica - Emerging and New Technologies10:00 – 16:00 Exposición13:30 – 17:00 Sesión técnica - Digital Oil Field13:30 – 17:00 Reunión Capítulos Estudiantiles13:30 – 17:00 Sesiones técnicas 13:30 – 17:00 Sesión ePosters17:00 – 18:00 Sesión de clausura

Cronograma de actividades

P


F

Autor: Paul Barragán Chang1

Por el Día de la Seguridad y Salud en el trabajo, el 29 de mayo se desarrolló el sexto workshop: “La seguridad y la sa-lud en tiempos de crisis”.

Martha Vides, economista (Coordinadora de Hidrocarburos de la Olade), expuso sobre los “retos frente a la caída de los precios del petró-leo”, poniendo en contexto la realidad actual de la industria hidrocarburífera. Para Vides, los principales factores que afectan el precio del petróleo son:1.- La evolución del petróleo no-convencional (shale-oil) en los Estados Unidos. 2.- Las decisiones de Arabia Saudita y Kuwait de mantener/incrementar su producción. 3.- La entrada de la producción de Libia e Irán al mercado es un factor que debe considerarse en el análisis. Pierce Riemer fue uno de los enuncia-dos citados al cierre de su disertación, quien se-ñaló: “El mundo no se está quedando sin petró-leo, pero se quedará sin capacidad de producción si no existe la inversión suficiente”.

Jorge Rosas, ingeniero, funcionario de Rep-sol, compartió la evolución de la actividad de taladros de perforación así como de reacondi-cionamiento en el Ecuador, la relación directa entre el precio del WTI y la fuerza laboral. De la muestra tomada de compañías de taladros se desprende que existe una disminución del 21,1% de la fuerza laboral (abril de 2014 vs. abril de 2015). Esto contrasta con respecto a la muestra de la variación de mano de obra del 75% de las empresas de servicios, que mostra-ron una disminución del 20,8% (abril de 2014 vs. abril de 2015).

Los nuevos enfoques en la gestión de seguri-dad y la percepción de riesgos, fueron demostra-do por David Naranjo, ingeniero (Helmerich & Payne), al resaltar los fundamentos del sistema de gestión que sirven para mantener alta efecti-vidad. Actualmente, se reducen recursos (por la coyuntura de precios de crudo) y se plantea la in-quietud: ¿es la dirección correcta a seguir? Toda la gestión de la prevención de riesgos nace de la gestión efectiva del talento humano.

El manejo de crisis, la relación entre los di-

Sexto Workshop de LADS en Quito

ferentes tipos de riesgos, el procedimiento de análisis y evaluación, así como experiencias logradas fueron el enfoque de la presentación “Perspectivas de EHS-CA en diferentes tipos de crisis”, mostrada por Mauricio Ávila, ingeniero (Andes Petroleum).

John Cabrera (PASON) habló sobre el con-trol avanzado de pozos, para identificar con suficiente antelación eventos graves durante la perforación, como son los pateos (kick-off) y las pérdidas de circulación. La solución implemen-tada fue la supervisión de los datos críticos en tiempo real, permitiendo una detección tempra-na de eventos costosos y peligrosos. La imple-mentación de estos sistemas da como resultado la construcción segura y eficiente de pozos com-plejos en aplicaciones difíciles.

Gina Valdivieso, experta en el área, realizó su intervención basada en los “factores inter-nos y externos que influyen en el individuo, generándole riesgo psicosocial y cambios en su conducta”. Para ella, los factores propios del in-dividuo como el autoestima, el manejo de las re-laciones interpersonales, el manejo del estrés y, fundamentalmente, los factores familiares son los que afectan la cotidianeidad del individuo. Además, traen como consecuencia enfermeda-des psicosociales como el mobbing, burn-out, workaholic, depresión, estrés, entre otras, por lo cual los cambios conductuales pueden ser cana-lizados por todos los involucrados en el sistema.

1 Paul Barragán. Ingeniero de Petróleos de la Escuela Superior Politécnica del Litoral,

Guayaquil, Ecuador. Inició su carrera en

Schlumberger en 1996 en los servicios

de cementación y estimulación matricial.

En 2003 trabajó en Baker Hughes

desempeñándose en el servicio de brocas de

perforación, Business Development Manager

y Account Manager. Actual Presidente

de LADS.

CAPACITACIÓN

Directiva de LADS. De izquierda a derecha: Paul Barragán Chang, Presidente; Santiago Aguirre, Vicepresidente; Myriam Quintana, Secretaria y Jorge Rosas, Administrador


i

REPORTES

Torres de perforación en el EcuadorJunio 1, 2015

OPERADOR POZO CONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

ANDES PETROLEUM TAPIR NORTE B19 CCDC CCDC37 ZJ70DB (2000 HP) DRILLING

ANDES PETROLEUM ALICE WEST 8 HILONG 7 ZJ70D 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLE

ENAP SIPEC PARAISO 25 HELMERICH & PAYNE 138 MID CONTINENT 1220 MOBILIZING RIG

PETROAMAZONAS EP PAKA NORTE A16H ST1 CCDC CCDC036 BAOJI 2000 HP DRILLING

PETROAMAZONAS EP TAPI B12 CCDC CCDC38 CHINA MODEL JC50-D (2000 HP) RUNNING 7" LINER

PETROAMAZONAS EP CUYABENO G054 CCDC CCDC39 1600 HP RIG MOVE

PETROAMAZONAS EP AUCA M143 CCDC CCDC066 2000 HP DRILLING

PETROAMAZONAS EP ACAL 137 CCDC CCDC68 2000 HP DRILLING

PETROAMAZONAS EP ACSD 001I CCDC CCDC69 2000 HP COMPLETION

PETROAMAZONAS EP PYMG-027 HILONG 17 2000 HP WAIT ON CEMENT 7" LINER

PETROAMAZONAS EP NENKE B002 PETREX 5824 NATIONAL 1320 (HELI RIG) MOBILIZING RIG

PETROAMAZONAS EP COCA K049 SINOPEC 119 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLE

PETROAMAZONAS EP OSO H126 SINOPEC 127 2000 HP TESTING

PETROAMAZONAS EP ACAF 163 SINOPEC 128 OILWELL 840 RUNNING 9 5/8" CASING

PETROAMAZONAS EP ACAC 162 SINOPEC 156 ZJ70/4500D 2000 HP SKIDDING

PETROAMAZONAS EP DRRCO49 SINOPEC 169 ZJ70DB (2000 HP) RIG DOWN

PETROAMAZONAS EP OSO I144 SINOPEC 191 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLE

PETROAMAZONAS EP OSO G102 SINOPEC 220 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLE

PETROAMAZONAS EP1 SSF-153D HILONG 15 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLE

PETROAMAZONAS EP1 SHUSHUFINDI 256D HELMERICH & PAYNE 176 2000 HP / LEE C. MOORE COMPLETION

PETROAMAZONAS EP2 PLAN 057 NABORS DRILLING SERVICES 794 PYRAMID 2000HP DRILLING

PETROAMAZONAS EP3 EDYT 184 SINOPEC 168 ZJ70DB (2000 HP) RIG MOVE

REPSOL ECUADOR WATI 5 PETREX 5899 2000 HP DEMOBILZING RIG TO PE-TREX BASE (EL PROYECTO)

RIO NAPO C.E.M. SACHA 487D CCDC CCDC028 2000 HP COMPLETION & TESTING

RIO NAPO C.E.M. SACHA 412H PDVSA PDV-79 ZJ70DB 2000 HP DRILLING

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

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


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REPORTES

Fuente:Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

Torres de reacondicionamiento en el EcuadorJunio 1, 2015

OPERADOR POZO CONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

AGIP OIL ECUADOR VILANO B10 AGIP OIL ECUADOR AOE 2 OIME 500 W.O.

ENAP SIPEC PARAISO 01 TUSCANY DRILLING 105 650 HP

PETROAMAZONAS EP AUCA 176 CCDC 52 650 HP W.O.

PETROAMAZONAS EP EDYA-106 HILONG HL-18 DFXK JC11/21 650HP W.O.

PETROAMAZONAS EP YNEA 30 HILONG HL-28 DFXK JC11/21 650HP W.O.

PETROAMAZONAS EP AUCA 123 NABORS DRILLING SERVICES 813 IRI 1287W / FRANKS 500 W.O.

PETROAMAZONAS EP OSO G 08652 NABORS DRILLING SERVICES 815 IRI 2042 / FRANKS 600 W.O.

PETROAMAZONAS EP INDILLANA A015 NABORS DRILLING SERVICES 819 CABOT 600 W.O.

PETROAMAZONAS EP PACAYACU 004 TRIBOILGAS 6 COOPER 550 W.O.

PETROAMAZONAS EP DRAGO NORTE D051 TRIBOILGAS 8 COOPER 550DD W.O.

PETROAMAZONAS EP VHRB 019 TRIBOILGAS 101 550 HP W.O.

PETROAMAZONAS EP PARAHUACU A024 TRIBOILGAS 102 550 HP W.O.

PETROAMAZONAS EP PARAHUACU 009 TRIBOILGAS 104 LOADCRAFT 550 W.O.

PETROAMAZONAS EP SHUSHUFINDI 97 TRIBOILGAS 105 550 DD W.O.

PETROAMAZONAS EP TIPISHCA A011 TRIBOILGAS 107 550 HP W.O.

PETROAMAZONAS EP1 SHUSHUFINDI 11 CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POr DYGOIL) SSFD01 KING SERVICES 750HP W.O.

PETROAMAZONAS EP1 SHUSHUFINDI 151D DYGOIL 30 CAMERON 600 W.O.

PETROAMAZONAS EP1 SHUSHUFINDI 212-D KEY ENERGY 80051 NOV 550 HP W.O.

PETROAMAZONAS EP1 SHUSHUFINDI 160-D KEY ENERGY 80057 LOADCRAFT 550 HP W.O.

PETROAMAZONAS EP1 SHUSHUFINDI 81 SAXON ENERGY SERVICES 56 WILSON MOGUL 42B-DD W.O.

PETROAMAZONAS EP2 SECOYA 32 SAXON ENERGY SERVICES 55 WILSON MOGUL 42B-DD W.O.

PETROAMAZONAS EP3 EY 135K SAXON ENERGY SERVICES 53 WILSON 4B W.O.

PETROAMAZONAS EP3 EDYK 126 SINOPEC 905 750 HP W.O.

PETROAMAZONAS EP4 LGAE 013 GEOPETSA 5 LTO-550-VIN-26606 W.O.

PETROAMAZONAS EP4 LGAE 024 GEOPETSA 6 ZPEC 650 W.O.

GENTE OIL SINGUE B3 TUSCANY DRILLING 104 CARE 550 HP W.O.

ORION OCANO 2 TUSCANY DRILLING 108 650 HP HELI PORTABLE RIG W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 263D DYGOIL 20 FRANKS 600 W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 127 TRIBOILGAS 106 SERVICES KING 550 HP W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 115 CCDC 51 650 HP W.O.

REPSOL CAPIRON A8 SINOPEC 908 650 HP W.O.

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


Torres de perforación disponiblesCONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO COMENTARIOS

CCDC CCDC025 2000 HP FANNY PAD (ANDES PETROLEUM AREA)

HELMERICH & PAYNE 117 MID CONTINENTAL U1220EB COCA BASE

HELMERICH & PAYNE 121 IDECO E1700 COCA BASE

HELMERICH & PAYNE 132 OILWELL 840 COCA BASE

HELMERICH & PAYNE 190 2000 HP COCA BASE

HILONG 16 ZJ70DB VFD 2000 HP COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES 609 2000 HP SHUSHUFINDI BASE

PDVSA CPV-16 CONTINENTAL EMSCO 2000 HP COCA BASE, PREPARRING TO MOBILIZE TO VENEZUELA

PDVSA CPV-23 CONTINENTAL EMSCO 1500 HP COCA BASE, PREPARRING TO MOBILIZE TO VENEZUELA

PETREX 20 HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP AGIP CPF STDBY

PETREX 3 2000 HP SECOYA OESTE

SINOPEC 129 70B OSO A PAD

SINOPEC 183 2000 HP LIMONCOCHA PAD

SINOPEC 185 2000 HP CEIBO 1 PAD

SINOPEC 188 3H-1500 COCA BASE

SINOPEC 219 ZJ70DB (2000 HP) COCA BASE

SINOPEC 248 2000 HP COCA BASE

TRIBOILGAS 202 SERVICE KING 1000 HP COCA BASE

TUSCANY DRILLING 102 LOADCRAFT 1000 HP COCA BASE

TUSCANY DRILLING 117 HELI RIG 200O HP COCA BASE

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REPORTES

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

Torres de reacondicionamiento disponiblesCONTRATISTA TALADRO TIPO DE EQUIPO STACKED

AGIP OIL ECUADOR AOE 1 OIME 750SL STBY. VILLANO "A"CCDC 40 CHINA MODEL XJ550, 650 HP LAGO AGRIO IN MAINTENANCECCDC 41 CHINA MODEL XJ550, 650 HP LAGO AGRIO IN MAINTENANCECCDC 42 CHINA MODEL XJ550, 650 HP LAGO AGRIO IN MAINTENANCEKEY ENERGY 89001 MUSTANG, 250 HP VARILLERO COCA BASEKEY ENERGY 80055 LOADCRAFT 550 HP COCA BASEESPINEL & ASOCIADOS EA 12 XJ 650 COCA BASEFAST DRILLING FD 11 XJ 650 (700 HP) COCA BASEGEOPETSA 1 COOPER LTO 550 COCA BASEGEOPETSA 2 WILSON 42B 500 COCA BASEGEOPETSA 3 WILSON 42B 500 COCA BASEGEOPETSA 4 UPET 550 HP COCA BASEHILONG HL-3 XJ 650 DORINE 1 PAD (ANDES PETROLEUM FIELD)NABORS 814 IRI 1287W / FRANKS 500 SHUSHUFINDI BASEPETROTECH 4 550 HP COCA BASESAXON ENERGY SERVICES 7 COOPER 550 SHUSHUFINDI BASESAXON ENERGY SERVICES 32 WILSON 42B SHUSHUFINDI BASESAXON ENERGY SERVICES 34 WILSON 42B SHUSHUFINDI BASESAXON ENERGY SERVICES 47 WILSON 42B SHUSHUFINDI BASESINOPEC 903 CHINA MODEL XJ650 HP LAGO AGRIOSINOPEC 904 750 HP LAGO AGRIO SINOPEC 907 XJ 550 COCA BASESINOPEC 932 XJ 650 LIMONCOCHATRIBOILGAS 5 LTO-550-VIN-26606 COCA BASE (MAINTENANCE)TRIBOILGAS 7 WILSON 42 B COCA BASE CAMPTRIBOILGAS 103 550 HP COCA BASE CAMPTRIBOILGAS 201 DRILLING SERVICE KING 1000HP COCA BASE CAMPTRIBOILGAS 203 SERVICE KING 1000 HP TAMBILLO (QUITO)TRIBOILGAS 204 SERVICE KING 1000 HP TAMBILLO (QUITO)TRIBOILGAS 205 SERVICE KING 1000 HP TAMBILLO (QUITO)PETROAMAZONAS EP (BLOQUE 1) 1 WILSON 42 B DD PENINSULA STA. ELENA


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REPORTES

Torres de perforación en el mundo2015 AMÉRICA

LATINA EUROPA ÁFRICA ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL CANADÁ ESTADOS

UNIDOSTOTAL

MUNDIAL

Enero 351 128 132 415 232 1258 368 1683 3309

Febrero 355 133 132 415 240 1275 363 1348 2986

Marzo 351 135 125 407 233 1251 196 1110 2557

Abril 325 119 120 410 228 1202 90 976 2268

Mayo 327 116 100 398 217 1158 80 889 2127

Avg. 342 126 122 409 230 1229 219 1201 2649

2014 AMÉRICA LATINA EUROPA ÁFRICA ORIENTE

MEDIOASIA

PACÍFICOTOTAL

INTERNACIONAL CANADÁ ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Enero 401 126 139 403 256 1325 504 1769 3598

Febrero 400 132 154 396 259 1341 626 1769 3736

Marzo 406 148 132 401 258 1345 449 1803 3597

Abril 403 151 136 407 252 1349 204 1835 3388

Mayo 404 149 140 414 243 1350 162 1859 3371

Junio 398 147 123 425 251 1344 240 1861 3445

Julio 407 153 137 432 253 1382 350 1876 3608

Agosto 410 143 125 406 255 1339 399 1904 3642

Septiembre 402 148 117 396 260 1323 406 1930 3659

Octubre 393 148 125 390 252 1308 424 1925 3657

Noviembre 375 149 142 403 255 1324 421 1925 3670

Diciembre 369 148 138 403 255 1313 375 1882 3570

Avg. 397 145 134 406 254 1337 380 1862 3578


MEDIOASIA

PACÍFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL

Enero 414 134 115 379 237 1279 503 1757 3539

Febrero 427 135 113 350 250 1275 642 1762 3679

Marzo 437 133 115 336 247 1268 464 1756 3488

Abril 429 136 125 354 257 1301 153 1755 3209

Mayo 424 124 124 362 249 1283 128 1767 3178

Junio 423 138 133 389 250 1333 183 1761 3277

Julio 418 139 128 379 241 1305 291 1766 3362

Agosto 399 143 125 362 238 1267 368 1781 3416

Septiembre 404 139 119 379 243 1284 387 1760 3431

Octubre 420 136 131 383 245 1315 378 1744 3437

Noviembre 411 137 135 388 240 1311 385 1756 3452

Diciembre 417 126 138 405 249 1335 372 1771 3478

Avg. 419 135 125 372 246 1296 355 1761 3412


MEDIOASIA

PACÍFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL

Enero 420 108 78 311 254 1171 577 2003 3751

Febrero 439 120 81 311 253 1204 706 1990 3900

Marzo 438 109 89 312 244 1192 492 1979 3663

Abril 423 118 80 312 245 1178 158 1962 3298

Mayo 457 118 83 318 249 1225 133 1977 3335

Junio 435 115 106 400 229 1285 227 1972 3484

Julio 415 110 105 401 233 1264 307 1945 3516

Agosto 417 118 111 388 227 1261 316 1913 3490

Septiembre 411 124 108 381 230 1254 355 1859 3468

Octubre 412 124 104 377 242 1259 365 1834 3458

Noviembre 398 127 102 394 246 1267 385 1809 3461

Diciembre 414 136 102 363 238 1253 353 1784 3390

Avg. 423 119 96 356 241 1234 365 1919 3518

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count May 2015


i

REPORTES

Torres de perforación en el mundo


MEDIOASIA

PACÍFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL

Enero 374 86 74 260 253 1047 459 1267 2773Febrero 382 85 84 258 259 1068 564 1350 2982Marzo 378 94 82 261 259 1074 386 1419 2879Abril 370 103 85 254 262 1074 123 1479 2676Mayo 395 88 85 254 268 1090 147 1513 2750Junio 388 97 84 259 271 1099 229 1531 2859Julio 387 98 79 273 272 1109 350 1573 3032

Agosto 388 84 84 271 275 1102 387 1638 3127Septiembre 381 94 88 276 281 1120 347 1655 3122

Octubre 377 95 83 270 274 1099 398 1668 3165Noviembre 393 100 87 274 276 1130 420 1683 3233Diciembre 385 105 79 267 282 1118 398 1711 3227

Avg. 383 94 83 265 269 1094 351 1541 2985


MEDIOASIA

PACÍFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL

Enero 403 117 86 269 286 1161 564 1711 3436Febrero 412 118 94 292 273 1189 629 1718 3536Marzo 415 118 65 288 261 1147 567 1720 3434Abril 402 112 72 289 254 1129 184 1790 3103Mayo 410 110 82 294 255 1151 143 1836 3130Junio 438 113 73 290 244 1158 236 1863 3257

Julio 438 120 61 287 244 1150 347 1900 3397



Avg. 424 118 78 291 256 1167 423 1875 3465


MEDIOASIA

PACÍFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL




Avg. 356 84 62 252 243 997 221 1086 2304


MEDIOASIA

PACÍFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL




Avg. 384 98 65 280 252 1079 379 1878 3336

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count May 2015


Ii

ESTADÍSTICAS

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO (1972-2015)

(MILLONES DE BARRILES DE PETRÓLEO - ANUAL)

PRODUCCIÓN EMPRESAS PÚBLICAS PRODUC. CÍAS. PRIVADAS

TOTAL PRODUC. NACIONAL

AÑOS EP PETROECUADOR PETROAMAZONAS EP OPERADORA RÍO NAPO

TOTALMBPA

COMPAÑÍAS PRI-VADAS TOTAL

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

1973 76,2 - - 76,2 - 76,2

1974 64,6 - - 64,6 - 64,6

1975 58,8 - - 58,8 - 58,8

1976 68,4 - - 68,4 - 68,4

1977 67,0 - - 67,0 - 67,0

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

1979 78,1 - - 78,1 1,2 79,3

1980 73,3 - - 73,3 1,5 74,8

1981 75,4 - - 75,4 1,4 76,8

1982 76,4 - - 76,4 1,2 77,7

1983 85,0 - - 85,0 1,4 86,3

1984 93,4 - - 93,4 1,5 94,9

1985 100,8 - - 100,8 1,6 102,4

1986 103,7 - - 103,7 1,8 105,6

1987 62,5 - - 62,5 1,3 63,8

1988 108,1 - - 108,1 2,4 110,5

1989 99,6 - - 99,6 2,2 101,8

1990 102,6 - - 102,6 1,9 104,4

1991 106,6 - - 106,6 2,2 108,7

1992 114,6 - - 114,6 2,6 117,2

1993 117,6 - - 117,6 7,8 125,4

1994 119,7 - - 119,7 18,4 138,1

1995 113,6 - - 113,6 27,5 141,2

1996 112,2 - - 112,2 28,3 140,5

1997 106,7 - - 106,7 35,0 141,7

1998 101,4 - - 101,4 35,7 137,1

1999 87,7 - - 87,7 46,8 134,5

2000 85,9 - - 85,9 60,3 146,2

2001 84,9 - - 84,9 62,6 147,5

2002 82,6 - - 82,6 60,3 143,0

2003 76,0 - - 76,0 77,6 153,5

2004 73,3 - - 73,3 119,2 192,5

2005 72,1 - - 72,1 122,0 194,2

2006 68,6 22,3 - 90,9 105,0 195,9

2007 62,2 32,2 - 94,3 92,3 186,7

2008 62,4 34,7 - 97,1 87,6 184,8

2009 63,6 36,2 3,0 102,8 74,9 177,6

2010 49,6 42,2 18,5 110,3 67,1 177,4

2011 55,3 57,2 18,1 130,6 52,0 182,6

2012 58,3 54,3 21,1 133,7 50,7 184,3

2013 - 119,2 25,7 144,9 47,2 192,1

2014 - 131,8 26,2 158,0 45,1 203,1

2015 - 42,2 8,9 51,3 15,1 66,3

Fuente: Banco Central del Ecuador. *Las cifras del 2015

corresponden al período Enero - Abril


CRUDO ORIENTE CRUDO NAPO

AÑOS VALOR UNITARIO DÓLARES/BARRIL API PROMEDIO VALOR UNITARIO

DÓLARES/BARRIL API PROMEDIO

1972 2,50 29,10 - -

1973 4,20 29,90 - -

1974 13,70 30,10 - -

1975 11,50 30,40 - -

1976 11,50 30,30 - -

1977 13,00 29,10 - -

1978 12,50 30,00 - -

1979 23,50 29,80 - -

1980 35,26 29,80 - -

1981 34,48 29,40 - -

1982 32,84 29,40 - -

1983 28,08 29,40 - -

1984 27,46 29,20 - -

1985 25,90 29,60 - -

1986 12,70 29,80 - -

1987 16,35 29,50 - -

1988 12,50 29,10 - -

1989 16,22 28,90 - -

1990 20,32 28,80 - -

1991 16,16 28,70 - -

1992 16,89 28,70 - -

1993 14,42 28,40 - -

1994 13,68 27,80 - -

1995 14,83 27,00 - -

1996 18,04 26,10 - -

1997 15,51 25,20 - -

1998 9,15 25,20 - -

1999 15,12 24,60 - -

2000 24,92 24,20 - -

2001 18,99 23,90 - -

2002 22,06 23,90 - -

2003 26,26 24,20 - -

2004 32,17 24,10 - -

2005 42,84 23,80 - -

2006 51,84 23,50 48,56 -

2007 62,27 24,30 56,34 19,00

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

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

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

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

2012 99,49 24,00 96,44 19,50

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

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

2015 47,02 25,30 41,67 20,55

PRECIOS DE PETRÓLEO

ECUATORIANOS (1972-2015)

Fuente: EP Petroecuador. *Las cifras del 2015 corresponden al promedio Enero - Abril

i

ESTADÍSTICAS


Ii

ESTADÍSTICAS

PRECIOS DE PETRÓLEO WTI Y BRENT (1976-2015)

BRENT WEST TEXAS INTERMEDIATE

US DÓLARES POR BARRIL $/BBL $/BBL

1976 12,80 12,23

1977 13,92 14,22

1978 14,02 14,55

1979 31,61 25,08

1980 36,83 37,96

1981 35,93 36,08

1982 32,97 33,65

1983 29,55 30,30

1984 28,78 29,39

1985 27,56 27,98

1986 14,43 15,10

1987 18,44 19,18

1988 14,92 15,97

1989 18,23 19,68

1990 23,73 24,50

1991 20,00 21,54

1992 19,32 20,57

1993 16,97 18,45

1994 15,82 17,21

1995 17,02 18,42

1996 20,67 22,16

1997 19,09 20,61

1998 12,72 14,39

1999 17,97 19,31

2000 28,50 30,37

2001 24,44 25,93

2002 25,02 26,16

2003 28,83 31,07

2004 38,27 41,49

2005 54.52 56,59

2006 65.14 66,02

2007 72,39 72,20

2008 97,26 100,06

2009 61,67 61,92

2010 79,50 79,45

2011 111,26 95,04

2012 111,67 94,13

2013 108,66 97,99

2014 99,02 93,26

2015 55,32 50,02

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014 y EIA Energy

Information Administration. *Las cifras del 2015 correspon-

den al período Enero - Abril

ÁREA TÉCNICA


Autor: Ing. Ángel Da Silva1

En reservorios poco desarrollados, o con insuficiente información dis-ponible para su caracterización, es-timar las reservas usando métodos determinísticos puede generar erro-

res. En este tipo de reservorios existen muchos parámetros que afectan el comportamiento de la producción y se encuentran asociados con un alto grado de incertidumbre. Para disminuir los errores en la estimación de las reservas de ellos, es necesario usar métodos estocásticos, que nos permitan incorporar en nuestras esti-maciones la incertidumbre asociada a los pará-metros que definen al reservorio. La utilización de métodos estocásticos de predicción basados en la simulación de reservorios requiere reali-zar una gran cantidad de corridas, que muchas veces no son posibles de realizar en la prácti-ca, debido a que implican la utilización de gran cantidad de tiempo y recursos.

El objetivo del presente estudio es presentar una metodología que permita estimar de forma estocástica las reservas de un reservorio con poca información, utilizando simulación de reservo-rios, análisis de incertidumbre y diseño de experi-mentos. Al incluir el diseño de experimentos en la metodología buscamos minimizar el número de casos que necesitan ser simulados, para hacer de esta una metodología viable en la práctica.

Palabras clave: incertidumbre, simulación de reservorios, diseño de experimentos, estima-ción de reservas.

INTRODUCCIÓNEl modelaje estático y dinámico de un reservorio es un proceso complejo, en el cual es necesario invertir una gran cantidad de tiempo y recur-sos. Por esta razón, muchas veces el proceso de cuantificación de reservas de un reservorio es realizado utilizando otros métodos de estima-ción, como por ejemplo las curvas de declinación

Estimación estocástica de reservas, usando simulación

de reservorios: un caso de estudio en el Ecuador

F

de producción. Aunque el uso de curvas de de-clinación es una forma rápida para estimar las reservas de un reservorio, estas presentan gran-des deficiencias debido a la dificultad que tienen para modelar los diversos mecanismos de pro-ducción que originan la producción de fluidos del reservorio.

En la última década, los modelos de simula-ción de reservorios se han convertido en herra-mientas estándar en la industria petrolera para la estimación de reservas y el diseño de planes de explotación. A medida que aumenta el nivel de complejidad del reservorio o de los procesos de re-cuperación a los que este se encuentra sometido, se vuelve más útil la simulación de reservorios.

En reservorios muy desarrollados, que cuen-tan con largos períodos de historia de produc-ción y gran cantidad de información (núcleos, registros, PVT, análisis especiales, entre otros), el nivel de incertidumbre que se tiene para la estimación de reservas y el diseño de planes de explotación es bajo. Esto debido a que una ma-yor cantidad de información permite una mejor estimación de las propiedades estáticas y diná-micas del reservorio. Sin embargo, en reservo-rios pequeños o poco desarrollados, que tiene una cantidad de información bastante limitada, resulta muy difícil, y muchas veces aventurado, realizar la estimación de las reservas de una for-ma determinística, debido a que la producción está afectada por una gran cantidad de paráme-tros, muchos de los cuales tienen altos niveles de incertidumbre asociados.

El objetivo principal de este estudio es es-timar las reservas probadas en producción, o reservas desarrolladas, de un reservorio locali-zado en la Cuenca Oriente del Ecuador, el cual presenta una gran cantidad de incertidumbre en los parámetros que definen sus propiedades estáticas y dinámicas. Para cumplir con este objetivo, es necesario cuantificar el efecto de di-

1 Ángel Da Silva. Ingeniero de Petróleo

de la Universidad Central de Venezuela,

Máster en Dirección y Administración de

Empresas por el ITEAP y Máster en Banca,

Mercados Financieros y Gestión de Patrimonios

por la Universidad de Barcelona – OBS. Consultor de Halliburton, especialista en

Simulación Numérica de Reservorios.

YA

CIM

IEN

TO

S


F

YA

CIM

IEN

TO

S

versos parámetros de incertidumbre en el com-portamiento de la presión y producción histórica del reservorio, generar múltiples modelos diná-micos ajustados y estimar un perfil probabilís-tico de producción que cuantifique las reservas mediante un rango de valores, y no a través de un valor determinístico.

Una forma de cuantificar el efecto sobre la producción de diversos parámetros es construir múltiples modelos dinámicos variando las pro-piedades estáticas y/o dinámicas, simularlos y estimar si estas variaciones tienen efectos en el comportamiento histórico de la presión y la pro-ducción del reservorio. El principal problema de esta metodología radica en el hecho de que para evaluar el efecto de muchas variables sería nece-sario realizar una cantidad muy grande de simu-laciones, lo que se traduce en un alto consumo de tiempo y recursos.

Una forma de realizar tantas simulaciones es desarrollar el análisis de sensibilidad utilizando una metodología de diseño experimental. Este permite observar el efecto que diversas variables de incertidumbre tienen sobre el ajuste histórico del reservorio, utilizando el mínimo número po-sible de corridas de simulación.

El diseño de experimentos como metodolo-gía para análisis de incertidumbre en simula-ción de reservorios ha sido aplicado en diversas ocasiones en la industria petrolera. Algunos de los principales trabajos que podemos citar sobre análisis de sensibilidad, diseño de experimentos y simulación de reservorios, que sirvieron como referencia para la realización de este trabajo son los de F. Moeinikia, N. Alizadeh (2012), C.S. Kabir, A. Chawathé, S.D. Jenkins, A.J. Olayomi, C. Aigbe, D.B. Faparusi (2004), G. Zhang (2003), B.K. Wi-lliams, R.A. Archer (2010), M.A. Baslaib, A. Ben-Sadok, H. Arii, M. Espinassous, G. Bourdarot, M. Attia (2014), R. Rodriguez, D. Echeverria, U. Mello, S. Embid (2013), D. Fenter, R. Stanley (2014) y S. Jawwad, R. Recham, A, Nozari, S. Bughio, R. Schul-ze-Riegert, R. Ben Salem (2013).

METODOLOGÍAA continuación se describen los cinco pasos que conforman la metodología propuesta para la es-timación estocástica de reservas, utilizando si-mulación de reservorios, análisis de incertidum-bre y diseño de experimentos.

CONSTRUCCIÓN DEL MODELO DE SIMULACIÓNEl primer paso de la metodología es la construc-ción del modelo de simulación. En general, está

desarrollada para ser aplicada en reservorios con poca información, donde la incorporación de la incertidumbre de las variables en la estimación de las reservas es indispensable.

Cuando hablamos de incertidumbre y poca información hacemos referencia tanto a la infor-mación estática del reservorio (porosidad, per-meabilidad, espesor, etc.) como a la información dinámica (producciones, eventos, PVT, SCAL, etc.). Para cuantificarla, es necesario generar múl-tiples modelos estáticos, utilizando un análisis geoestadístico. Existen diversas metodologías para la generación de múltiples modelos estáti-cos, la utilizada para este trabajo es la siguiente:• Construir el modelo estructural (horizontes y

fallas), utilizando la información sísmica y de pozo disponible.

• Construir un modelo petrofísico-sedimento-lógico con la información de registros y nú-cleos disponibles.

• Realizar el poblamiento de propiedades en 3D o construcción del modelo geocelular. Debido a que estamos aplicando la metodología en reservorios con poca información, es posible que no tengamos suficientes puntos de control para realizar el modelaje de los variogramas en dirección areal. Por esta razón, es funda-mental basar el análisis variográfico en direc-ción vertical y utilizar una interpretación de los ambientes de depósito para la estimación de las direcciones máximas y mínimas de los variogramas areales.

• Elaborar un modelo de incertidumbre, con 100 realizaciones, para estimar la distribu-ción de propiedades petrofísicas. Es impor-tante validar la distribución de las propieda-des pobladas, utilizando la información de producción disponible para cada pozo en el reservorio. Esta validación permitirá realizar el proceso de ajuste de historia de una forma más rápida y eficiente.

• Del modelo de incertidumbre escoger las 12 realizaciones que se encuentren en el entorno del P50 del valor del petróleo original en sitio.

Una vez construidos los 12 modelos estáticos es necesario construir el modelo dinámico. Para ello se deberá hacer lo siguiente:• Generar el modelo de fluidos, utilizando

pruebas PVT disponibles para el reservorio o reservorios vecinos. Si no se dispone de esta información, generar el modelo de fluidos uti-lizando correlaciones.

• Estimar las curvas de permeabilidad relativa y presiones capilares con las que se iniciará el ajuste de historia del reservorio.


F

De la matriz mostrada en la tabla 1 se nota que será necesario simular 2N casos, donde N es el número de variables con incertidumbre identifi-cadas. Para construir los casos de análisis de sen-sibilidad se empleará el modelo estático que mejor ajuste histórico preliminar presente y todas las variables identificadas en nuestra matriz de casos.

• Realizar el modelo de producciones y eventos de pozos.

• Estimar la presión inicial del reservorio, profun-didad de contactos y compartamentalización.

AJUSTE HISTÓRICO PRELIMINAR DE CASOSPara iniciar el proceso de ajuste histórico tene-mos 12 modelos de simulación, que se constru-yeron utilizando los 12 modelos estáticos y las propiedades dinámicas enumeradas anterior-mente. Se deben inicializar estos modelos y rea-lizar un ajuste preliminar a nivel de reservorio (tasa de líquido y presión estática).

El ajuste histórico consiste en reproducir el comportamiento de producciones y presiones reales del reservorio. Aunque un ajuste histórico no es garantía de una predicción precisa del fu-turo, es necesario tener el modelo cotejado para pasar a una etapa de predicción. Si el modelo no reproduce la historia de producción, implica que no representa la realidad del reservorio.

La forma más adecuada para jerarquizar cuál modelo se ajusta mejor al histórico de produc-ciones y presiones del reservorio es definiendo una función objetivo. Por ejemplo, que el cotejo histórico es perfecto si la producción de petró-leo del pozo X es igual a Y barriles de petróleo al día Z. La función objetivo será la producción de petróleo del pozo X durante el día Z. Este valor se compara entre todos los casos simulados, y el que esté más cerca del valor real será el modelo que mejor ajuste tenga.

En general, se define la función objetivo uti-lizando todos los valores de producción de flui-dos y presiones a lo largo de toda la historia de producción. Sin embargo, nuestra recomenda-ción es definir una función objetivo consideran-do únicamente valores específicos de la historia de reservorio, como presiones o producciones de pozos medidas, en días específicos de la historia.

DISEÑO DE EXPERIMENTOS PARA EVALUACIÓN DE VARIABLES DE INCERTIDUMBREDel paso anterior se obtuvieron 12 modelos de simulación con un cotejo histórico prelimi-nar. Sin embargo, es necesario definir con qué modelos se realizará la estimación de reservas, además de incorporar en las estimaciones, la incertidumbre asociada a los parámetros que definen al reservorio.

El primer parámetro de incertidumbre que se considera es el modelo geológico en conjunto, para lo cual se definieron 12 escenarios posibles

Adicionalmente se debe considerar, en fun-ción a las características propias del reservorio y de la cantidad y calidad de la información dispo-nible para su construcción, cuáles variables pre-sentan una mayor incertidumbre y cuáles son los posibles rangos de valores para estas variables.

El proceso de selección de las variables con incertidumbre y sus rangos es particular para cada reservorio y estará sujeto al criterio del in-geniero de simulación. Algunos de los paráme-tros con incertidumbre asociada y que pueden ser utilizados para el análisis de incertidumbre son: profundidad de contactos, compresibilidad de la roca, valores extremos y curvatura de cur-vas de permeabilidad relativa y presión capilar, propiedades que definen la potencia y conectivi-dad de acuíferos, entre otros.

Una vez seleccionadas cuáles son todas las variables que tienen algún tipo de incertidum-bre y sus rangos (valores máximos y mínimos), se deben definir los casos de simulación que serán construidos para ser simulados. En esta etapa se desea cuantificar de forma individual el efecto de cada una de las variables de incerti-dumbre sobre los resultados del ajuste histórico.

Para el diseño de experimentos se utilizarán únicamente los valores extremos de las varia-bles. Supongamos que en nuestro análisis he-mos identificado 3 variables con incertidumbre, estas variables serían A, B y C. Cada una de ellas puede tener 3 valores, el valor promedio o uti-lizado para el ajuste histórico preliminar (0), el valor máximo (1) y el valor mínimo (-1). La ma-triz de casos a ser simulados será similar a la que se presenta en la tabla 1.

CASO A B C

1 +1 0 0

2 -1 0 0

3 0 +1 0

4 0 -1 0

5 0 0 +1

6 0 0 -1

Tabla 1. Matriz de casos a simular para cuantificación de variables de incertidumbre

YA

CIM

IEN

TO

S


F

Figura 1. Efecto de parámetros de incertidumbre sobre la función objetivo de ajuste histórico

Luego de realizar la simulación de los casos es-timaremos el valor de la función objetivo de ajuste histórico para determinar cuál es el grado de influencia de cada una de las variables sobre los resultados del ajuste. Lo que se busca es to-mar como variables de ajuste solo aquellas que representen una influencia importante sobre los resultados del ajuste.

AJUSTE HISTÓRICO DE MÚLTIPLES CA-SOS CON ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE Con los resultados de las simulaciones del paso anterior se estimó el peso específico de cada va-riable sobre la función objetivo de ajuste de his-toria y se construyó un gráfico de Pareto, como el mostrado en la figura 1.

Del gráfico de Pareto (figura 1) se determinan cuáles son las variables que tienen mayor impacto en los resultados del ajuste histórico, las cuales de-berán ser utilizadas para el ajuste histórico.

Esta metodología propone utilizar 50 casos de simulación para la realización del ajuste histórico. En cada uno de estos casos se evaluarán las varia-bles que mayor impacto tienen en el ajuste utili-zando una metodología de diseño experimental.

ESTIMACIÓN PROBABILÍSTICA DE LAS RESERVASDe los 50 casos simulados en el paso anterior se escogerán los 20 que mejor ajuste de historia pre-senten, es decir, los que se encuentren más cerca de la función objetivo previamente definida.

Con estos 20 casos se realizarán 20 prediccio-nes para estimar el comportamiento de la produc-ción de los pozos abiertos a producción al final del período de ajuste. El petróleo acumulado de esta predicción representa las reservas probadas en producción o reservas desarrolladas.

APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍADescripción del caso de estudioLa metodología fue aplicada en un campo ubi-cado en el centro oeste de la Cuenca Oriente del Ecuador. Es un anticlinal asimétrico cuyo eje principal presenta un rumbo generalizado NNE-SSO. Se encuentra cortado por un siste-ma de fallas inversas de alto ángulo. El campo presenta cuatro reservorios dife-rentes, de los cuales el reservorio T es el objeto del presente estudio.

El reservorio T es una arenisca con entrampa-miento de tipo estratigráfico y su principal meca-nismo de producción es la compresibilidad de la roca y de los fluidos, debido a que el reservorio es subsaturado y no se evidencia la presencia de un acuífero activo.

El reservorio empezó su producción a princi-pio de los 90, y actualmente presenta una produc-ción acumulada de más de 10 millones de barriles de petróleo y 100 mil barriles de agua.

Paso 1: Construcción del modelo de simulaciónAplicando la metodología descrita previamen-te, se elaboraron los modelos estáticos y diná-micos que servirán para realizar el ajuste de historia. El proceso de construcción del modelo estático incluyó las siguientes actividades:• Análisis y definición de topes formacionales.• Actualización del modelo estructural.• Revisión y actualización del modelo de facies.• Elaboración de un modelo de petrofacies en

Figura 2. Definición de topes formacionales

T SUPERIOR

S N

T INFERIORBASE CONSECUENCIA T

TOPE T INFERIOR

TOPE SECUENCIA T

YA

CIM

IEN

TO

S

DEFINICIÓN DE TOPES FORMACIONALES

0%

A

C

B 71,50%

17,20%

11,30%

10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%


F

Figura 3. Modelo de petrofacies

Figura 4. Análisis variográfico

función a la porosidad efectiva y al volumen de arcilla observados en los pozos (figura 3).

• Análisis variográfico de proporción vertical y horizontal (figura 5).

• Generación de un modelo de poblamiento 3D

de porosidad y permeabilidad, respetando la distribución de facies (figura 5).

• Construcción de un mapa de saturación de agua inicial en función a la relación entre saturación de agua y porosidad en los pozos.

• Elaboración de un modelo de incertidumbre con 100 realizaciones (figura 6), de las cuales se es-cogieron las 12 que presentaban valores de pe-tróleo original en sitio alrededor del P50.

El proceso de construcción del modelo diná-mico incluyó las siguientes actividades:

• Construcción del modelo de fluidos, para lo cual se utilizó un PVT disponible en el reservorio.

• Construcción del modelo SCAL (curvas de per-meabilidad relativa y presión capilar), utilizan-do la información de núcleos disponibles. Las curvas generadas fueron ajustadas mediante la correlación de Corey, y fueron determinados los exponentes de curvatura y valores extremos.

• Revisión de la historia de producción y eventos de pozos.

• Estimación de la compresibilidad de la roca me-diante correlaciones.

• Estimación de la presión inicial y profundidad del contacto agua - petróleo. Ninguno de los po-zos presenta un contacto agua – petróleo. Por esta razón, se utilizó como punto de partida para el ajuste el valor más profundo del límite probado de petróleo.

• No fue necesario realizar el modelaje de acuífe-ros, debido a que no existe evidencia de la pre-sencia de los mismos.

YA

CIM

IEN

TO

S


F

Figura 5. Poblamiento de porosidad, permeabilidad y SWI

Figura 6. Modelo de incertidumbre con 100 realizaciones

DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA - POES - ARENISCA Ts

Paso 2: Ajuste histórico preliminar de casosPara construir nuestra función objetivo de ajus-te histórico fueron consideradas las variables mostradas en la tabla 2, las cuales se presentan con sus respectivos valores reales y porcentaje de influencia sobre el ajuste.

En función a los resultados mostrados en la tabla 3 y en la figura 7 se determinó que el

caso 8 es el que mejor ajuste preliminar tiene, por lo tanto, este será utilizado para el análisis de sensibilidad. Adicionalmente, los casos 0, 3 y 7 presentan un buen ajuste histórico pre-liminar y serán utilizados más adelante para la generación de casos de ajuste histórico final del reservorio.

YA

CIM

IEN

TO

S


F

Paso 3: Diseño de experimentos para evaluación de variables de incertidumbreEn la tabla 4 se presentan las variables de in-certidumbre determinadas para el reservorio, así como sus valores máximos y mínimos.

La tabla 5 muestra la matriz de diseño de experimentos para la construcción de los casos de simulación. En esta matriz, los valores 0, 1 y -1 representan los valores promedio, máximo y mínimo de la variable, respectivamente.

Paso 4: Ajuste histórico de múltiples casos con análisis de incertidumbre Luego de simular los 20 casos definidos en el paso anterior, se estimaron los valores de la fun-ción objetivo de ajuste histórico para determinar el efecto que cada variable tiene sobre el ajuste. Los resultados fueron graficados y se presentan en la figura 8.

De la figura 8 se puede apreciar cómo las variables COMP (compresibilidad de la roca) y WOC (profundidad del contacto agua - petróleo) son las que más influencia tienen sobre los valo-res de producciones y presiones del reservorio.

VARIABLE MIN MAX

WOC 8640 8700

COMP 4.00E-06 4.00E-05

VISCO -15% 15%

KZ 0.05 0.25

SW -20% 20%

SO -20% 20%

KRO 0.8000 1.0000

KRW 0.2303 0.3455

EXPO 1 3

EXPW 1 4

Tabla 4. Variables de incertidumbre y valores extremosFigura 7. Resultados del ajuste histórico preliminar

0.4

0.6

0.2

0.7

0.3

0.5

0.1

0

Caso 0

Caso 1

Caso 4

Caso 7

Caso 2

Caso 5

Caso 8

Caso 1

0Cas

o 3

Caso 6

Caso 9

Caso 1

1

Var. Descripción Peso (%)

C1 Producción acumulada total de líquido del reservorio 30.0

C2 Producción acumulada total de petróleo del pozo con mayor producción (W1) 40.0

C3 Punto de presión estática 1 medida en el pozo W1 10.0



Var. C1 C2 C3 C4 C5 Función objetivo Ranking

Peso 30% 40% 10% 10% 10%

CAS0 0.00 0.02 0.78 0.43 0.68 0.20 4

CAS1 0.00 0.01 0.75 0.77 0.81 0.24 5

CAS2 0.00 0.48 0.30 0.05 1.00 0.33 9

CAS3 0.00 0.10 0.39 0.29 0.86 0.19 3

CAS4 0.00 1.00 0.75 0.82 0.83 0.64 12

CAS5 0.00 0.27 0.55 0.22 0.76 0.26 7

CAS6 0.00 0.32 0.83 1.00 0.60 0.37 11

CAS7 0.00 0.02 0.55 0.32 0.81 0.18 2

CAS8 0.00 0.03 0.44 0.17 0.86 0.16 1

CAS9 0.00 0.03 1.00 0.72 0.55 0.24 6

CAS10 0.00 0.37 0.44 0.61 0.87 0.34 10

CAS11 0.00 0.21 0.80 0.68 0.57 0.29 8

Tabla 2. Variables que conforman la función objetivo. Se realizó la simulación y ajuste preliminar de los 12 casos y sus resultados se presentan en la tabla 3 y figura 8

Tabla 3. Resultados del ajuste histórico preliminar

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IEN

TO

S


F

Como resultado se determina que el modelo de incertidumbre a generar debe incorporar a las variables COMP y WOC, debido a que estas son las que mayor efecto tienen sobre los resultados.

Para el ajuste histórico final se construyeron 50 casos, utilizando únicamente 3 variables de incertidumbre: • Modelo estático (los 4 casos seleccionados).• Profundidad del contacto agua.• Compresibilidad de la roca.Para la construcción de los casos se utilizaron dos criterios:

• Los primeros 16 casos fueron generados, utilizando los valores máximos y mínimos de las variables.

• Los 34 casos restantes fueron generados, usan-do valores aleatorios de las variables. Para la estimación de las variables aleatorias COMP y WOC se utilizó una función de distribución continua uniforme entre los valores mínimos y máximos.

Luego de simular los 50 casos, se evaluaron los valores de la función objetivo de ajuste histórico y se determinaron los 20 casos que mejor ajusta-

CAS WOC COMP VISCO KZ SW SO KRO KRW EXPO EXPW

1 -1 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0

3 0 -1 0 0 0 0 0 0 0 0

4 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0

5 0 0 -1 0 0 0 0 0 0 0

6 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0

7 0 0 0 -1 0 0 0 0 0 0

8 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0

9 0 0 0 0 -1 0 0 0 0 0

10 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0

11 0 0 0 0 0 -1 0 0 0 0

12 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0

13 0 0 0 0 0 0 -1 0 0 0

14 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0

15 0 0 0 0 0 0 0 -1 0 0

16 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0

17 0 0 0 0 0 0 0 0 -1 0

18 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0

19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1

20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1

Tabla 5. Matriz de casos para evaluación de sensibilidad

Figura. 8. Efecto de las variables con incertidumbre sobre el ajuste histórico

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45%

COMP

EXPW

VISCO

KRO

SW

SO

KZ

KRW

EXPO

WOC

41,15%

36,84%

5,34%

4,12%

4,06%

3,44%

1,63%

0,26%

0,15%

3,00%

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F

ban el comportamiento de producción y presión del reservorio. Los resultados de este proceso se resumen en la figura 9.

Paso 5: Estimación probabilística de las reservasEl último paso de esta metodología consiste en realizar la estimación de las reservas probadas en producción o reservas desarrolladas, utili-

Figura 9. Casos que mejor se ajustan a la historia de producción del reservorio

0.8000

0.4000

0.6000

0.2000

0.0000

0.7000

0.3000

0.1000

C1 C9C5 C13

C21

C26

C34

C40C3 C11

C19

C15

C23

C31

C38

C28

C36

C42

C45C2 C17

C14

C22

C30

C27

C35

C41

C44C4 C12

C20C8 C16

C25

C32

C39

C29

C37

C43

C46

C49

C47

C50

0.5000

zando los 20 casos de ajuste seleccionados del paso anterior. La figura 11 muestra el perfil de producción de los 20 casos de predicción. De la figura 10 se obtiene las reservas proba-das totales en producción o reservas desarro-lladas del reservorio. En función a los resulta-dos anteriores se pueden seleccionar los casos que representan los valores P10, P50 y P90 de las reservas.

TASA

DE

PETR

ÓLEO

(TSB

/d)

PRONÓSTICO DE TASA DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

Figura 10. Perfil de producción de los 20 casos de predicción

1,000

900

500

700

300

100

14 1816 20 24 3122 2926 3321 2825 3223 3027 3415 1917

800

400

600

200

0

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F

CONCLUSIONES• La metodología desarrollada permite esti-

mar las reservas probadas en producción en reservorios con alta incertidumbre asociada a la información disponible, utilizando aná-lisis de incertidumbre, diseño de experimen-tos y simulación de reservorios.

• La incertidumbre asociada a las propiedades estáticas del reservorio se incluye en el análi-sis mediante la generación de múltiples mo-delos estáticos.

• La metodología no contempla validar los valo-res de reservas obtenidos utilizando otros mé-

todos de predicción. Sin embargo, como para el caso del reservorio en estudio se tenía dis-ponible este valor, se realizó la comparación.

• La definición de la función objetivo para el ajuste histórico va a depender, en su totali-dad, de las características del reservorio.

• La selección del diseño de experimentos, a utilizar depende del número de variables a sensibilizar. El principal objetivo de utilizar una metodología de diseño de experimentos es minimizar el número de casos a simular y, con ello, disminuir tiempo y recursos.

PVT = Presión, Volumen y Temperatura. SCAL = Análisis especiales de núcleos.

WOC = Profundidad del con-tacto agua-petróleo, pies.

COMP = Compresibilidad de la roca.

VISCO = Viscosidad del petróleo.

KZ = Permeabilidad vertical.

SW = Saturación de agua inicial.

SO = Saturación de petróleo irreducible.

KRO = Permeabilidad relativa máxima del petróleo.

KRW = Permeabilidad relati-va máxima del agua.

EXPO = Exponente de curva-tura del petróleo.

EXPW = Exponente de curva-tura del agua.

Referencias1. F. Moeinikia, N. Alizadeh (2012), “Experimental De-sign in Reservoir Simulation: An Integrated Solution for Uncertainty Analysis, a case study”, J Petrol. Explor. Prod. Technol 2012. 2. C.S. Kabir, A. Chawathé, S.D. Jenkins, A.J. Olayomi, C. Aigbe, D.B. Faparusi (2004), “Developing New Fields Using Probabilistic Reservoir Fore-casting“. 2004. Paper SPE 87643.3. G. Zhang (2003), “Estima-ting uncertainties in integra-ted reservoir studies”.4. B.K. Williams, R.A. Archer (2010), “Management of Un-certainty in Reservoir Simu-lation Models: Software Tools and Engineering Workflow”.5. M.A. Baslaib, A. BenSa-dok, H. Arii, M. Espinas-sous, G. Bourdarot, M. Attia (2014), “Dynamic Resevoir Uncertainty Evaluation for Production Delivery Assu-rance”, Paper IPTC 17377 presented at International Petroleum Technology Con-ference held in Doha, Qatar, 20-22 January 2014.6. R. Rodríguez, D. Echeverría,

U. Mello, S. Embid (2013), “Fast Reservoir Performance Evaluation Under Uncertainty: Opening New Opportunities”, Paper SPE 166392 MS pre-sented at SPE Annual Techni-cal Conference and Exhibition in New Orleans, LA, USA, 30 September – 2 October 2013.7. D. Fenter, R. Stanley (2014), “Coupled Static and Dyna-mic Modeling of a Jurassic Arab Formation Reservoir: Parameter Sensitivities and Impact on the Quality of His-tory-Matched Simulation Ou-tpust, Dukhan Field, State of Qatar”, Paper IPTC 17526 presented at International Petroleum Technology Confe-rence held in Doha, Qatar, 20-22 January 2014.8. S. Jawwad, R. Recham, A, Nozari, S. Bughio, R. Schul-ze-Riegert, R. Ben Salem (2013), “Uncertainty Quantifi-cation Workflow for Mature Oil Fields: Combining Experimen-tal Design Techniques and Different Response Surface Models”, Paper SPE 164142 presented at SPE Middle East Oil and Gas Show and Confe-rence held in Manama, Baha-rain, 10 – 13 March 2013.

NOMENCLATURA

YA

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TO

S


Autores: José Leal, Halliburton Consulting1

Óscar Morales, Petroamazonas EP2

Se entiende por unidad de flujo aque-llas zonas del reservorio de caracte-rísticas petrofísicas distintivas en re-lación a las otras zonas adyacentes, de manera que se pueden clasificar esas

rocas con diferentes propiedades de porosidad y permeabilidad. Se han propuesto varios méto-dos para tratar de clasificar las unidades de roca con diferentes capacidades de flujo tales como: Lorenz Modificado, Métodos Winland-Pittman, Rock Fabric, Carman-Kozeny, Bryant-Finney, Análisis Cluster y FZI/RQI. La caracterización de un reservorio en tipos de rocas para determi-nar unidades de flujo integra datos geológicos, petrofísicos y de producción, y es fundamental para el desarrollo de reservorios y procesos de recobro mejorado de hidrocarburos.

Tomando como base las interpretaciones de registros realizadas en un reservorio, se plantea mostrar una herramienta integrada para reali-zar el análisis de las unidades de flujo (integran-do análisis convencionales, especiales y regis-tros de pozos), a fin de estimar los tipos de roca para una arenisca dada que presente alta varia-ción en cambios de facies, y, por tanto, amplia variación en tipos de roca.

La metodología consiste en utilizar la in-formación de núcleos disponible (porosidad, permeabilidad, presiones capilares, petrografía, entre otros datos), para encontrar el criterio más adecuado y jerarquizar las rocas con caracterís-ticas similares de unidades de flujo. En este caso se muestra el criterio basado en el análisis del Índice de Calidad del Reservorio (RQI) y el Iden-tificador de Zonas de Flujo (FZI, según Amae-fule, 1988), integrado con las curvas de presión capilar. Realizada la clasificación de las unidades de flujo se realiza la integración y extrapolación a los datos de registros de pozos.

ANÁLISIS DE LA SITUACIÓNEl problema se inicia cuando se tiene una arenis-ca cuyas variaciones de facies, o cambios en ca-

Método para definir unidades de flujo en

formaciones heterogéneas

F

Figura 1. Fotografía de núcleos de una arenisca, con mediciones de K y Phi de núcleos

lidad de la roca, están en una escala de milíme-tros-centímetros, mientras que en los registros de pozos, generalmente, la resolución es menor. Un ejemplo de las heterogeneidades que está en una arenisca se ilustra en la figura 1.

Permeabilidad Klinkenberg, md

Porosidad, fracción

580 0.281

1262 0.285

1987 0.228

31.6 0.255

4118 0.276

4323 0.279

2068 0.272

1 José Leal. Tiene 16 años de experiencia en la industria de petróleo y gas. Ha trabajado en:

Venezuela, Trinidad, Argentina, México, Colombia, Brasil y

Ecuador. Tiene un título en Ingeniería Geológica

de la Universidad de Oriente (Venezuela), con

una especialización en Integración Petrofísica.

2 Óscar Morales. Geólogo con 15 años de experiencia en la industria petrolera.

Tiene conocimientos de Geología, Petrofísica y Monitoreo Operacional

de perforación de pozos vertical, direccionales

y horizontales. Experto en computación para la delineación, desarrollo

y descripción de yacimientos.

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Figura 2. Gráfico de K vs. Phi, con su correlación de ajuste de los datos

Figura 3. Muestras de presión capilar, condiciones de reservorio

Tabla 1. Propiedades de roca de las muestras de Pc

En la figura 1 (ver página anterior) se ob-servan variaciones en tamaño de grano, escogi-miento, orientación de las laminaciones, zonas cementadas, etc., que dan idea de las heteroge-neidades que este tipo de reservorio puede tener. Sin embargo, en la tabla adjunta, se observan mediciones de la porosidad y la permeabilidad a partir de tapones de núcleos, en el mismo reser-vorio. La propiedad que más cambia es la permea-bilidad, la porosidad medida en el núcleo presenta valores bastante similares. De lo anterior se dedu-ce que cualquier correlación que se trate de hacer solo con la porosidad,no servirá para discretizar las heterogeneidades que se presentan en el reser-vorio. Cualquier forma de clasificar las unidades de flujo debe tener en cuenta la permeabilidad.

Generalmente, se relaciona las propieda-des de porosidad y permeabilidad a partir de un gráfico en donde se toma una correlación en-tre ambas variables y se expresa mediante una ecuación de correlación. El gráfico K vs. Phi de los datos convencionales del reservorio en dis-cusión se muestra en la figura 2.

El gráfico K vs. Phi de la figura 2 muestra una aparente buena correlación entre las variables (R2=0.83), lo que podría llevar a utilizar esta co-rrelación para estimar la permeabilidad a partir de la porosidad, por ejemplo.

Sin embargo, al tomar las muestras de pre-sión capilar (centrífuga) y graficarlas para la misma arenisca se ve un singular comporta-miento en la figura 3.

Este corresponde a las mismas muestras de K y Phi de la tabla de la figura 1. Se nota que las muestras de Pc reflejan variaciones de la satura-

ción irreducible de agua o, lo que es lo mismo, variaciones de la calidad de la roca. En la tabla 1 se indican los valores tabulados de la Swirr a partir de las curvas de Pc:

La muestra N.º 39 presenta la mejor per-meabilidad (4 Darcys), mientras que la muestra N.º 30 no posee tan buenas características (25 mD). Aunque ambas muestras tienen buenas porosidades, las diferencias en permeabilidad y Swirr es significativa, de tal forma que la mues-tra N.º 39 es un tipo de roca mucho mejor a la 30 desde el punto de vista de la capacidad de flujo.

De lo anterior, se desprende que una rela-ción directa de los datos de K vs. Phi no sería la mejor opción para definir la permeabilidad de la formación, puesto que en las mejores zonas de reservorio hay poca variación de la porosidad. De allí viene la necesidad de discretizar las uni-dades de flujo que definan estas heterogeneida-des a nivel de la arenisca de estudio, porque las diferencias en las curvas de Pc se deberían a di-ferentes tipos de roca en función de los cambios en Swirr. La mejor relación encontrada entre las variables, K y Swirr, según los datos de la tabla 1, se muestra en la figura 4:

N.º muestra Perm Klin md Porosidad fracción

Swirr fracción

4 516.69 0.276 0.422

11 1091.68 0.279 0.356

18 1927.08 0.225 0.241

30 25.21 0.249 0.481

32 4117.89 0.276 0.227

39 4322.87 0.279 0.225

43 1517.73 0.267 0.279

Porosidad vs. permeabilidad

10000.00

y = 0.0041e0.4229x

R2 = 0.8308

1000.00

100.00

10.00

1.00

0.10

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00

Porosidad (%)

Per

mea

bilid

ad (m

D)

Presión capilar centrífuga (Cond. Yac.)

Saturación de agua (dec)

Pre

sión

(lp

c)

0.000.000 0.100 0.200 0.400 0.600 0.8000.300 0.500 0.700 0.900 1.000

6.00

2.00

8.00

12.00

4.00

10.00

14.00

Muestra 4

Muestra 30

Muestra 11

Muestra 32

Muestra 18

Muestra 36Muestra 43

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Figura 4. Relación K vs. Swirr

Tabla 2. Cálculo del RQI y FZI de los

datos de Pc

Figura 5. Método de la relación RQI vs. PHIz para identificar unidades de flujo

La figura 4 muestra que existe relación direc-ta entre la permeabilidad y la saturación irredu-cible de agua. Si se estima la variable Swirr, es posible llegar a una aproximación de K.

DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES DE FLUJOPara continuar el análisis, se genera un modelo de tipos de roca en función de unidades de flujo según los datos de porosidad y permeabilidad de núcleos. Para esto, se aplicó la metodología del Reservoir Quality Index (RQI-FZI) propuesto por Amaefule, a modo de obtener un estimado de tipos de roca.

Las relaciones planteadas por el modelo son las siguientes:Índice de calidad del reservorio (RQI)

Factor de la porosidad normalizada

La ecuación indica que, para una dada uni-dad hidráulica, un gráfico log-log de RQI en fun-ción de PHIz debe resultar en una línea recta con pendiente igual a la unidad. El punto de inter-sección de esta recta con PHIz = 1 es designado como el Indicador de Zona de Flujo (FZI), un parámetro único para cada unidad hidráulica. Todas las muestras con similar FZI caen en una línea recta de pendiente igual a 1. Estas tienen similares atributos de gargantas de poros y, por consiguiente, constituyen una unidad hidráu-lica. La figura 5 ilustra el procedimiento según esta metodología:

Aplicando las relaciones planteadas por el método de Amaefule (1988), se calculan los va-lores correspondientes de RQI. PHIz y FZI a par-tir de los datos K, Phi de la tabla 1:

Indicador de zonas de flujo

Tomando logaritmos de ambos lados de la igual-dad, en la primera relación, se obtiene:

Relación K vs. Swirr

Swirr (dec)

Per

mea

bilid

ad (m

D)

5000.00

0.000 0.200 0.400 0.600 0.800 1 000

4000.00

3000.00

2000.00

1000.00

0.00

FZI =RQIPHIz

RQI = 0.0314 umKO

PHIz =(1 - )O

O

N.º Muestra Perm Klin md Porosidad fracción Swirr fracción RQI PHIZ FZI

4 516.69 0.276 0.422 1.35983 0.3803 3.6

11 1 091.68 0.279 0.356 1.96275 0.3877 5.1

18 1 927.08 0.225 0.241 2.90531 0.2905 10.0

30 25.21 0.249 0.481 0.31601 0.3314 1.0

32 4 117.89 0.276 0.227 3.83403 0.3816 10.0

39 4 322.87 0.279 0.225 3.90573 0.3877 10.1

43 1 517.73 0.267 0.279 2.36873 0.3637 6.5

RQI

FZI1 = UF1

FZI2 = UF2

FZI3 = UF3

45 grados

PHIz

y = 145436e-15.77x

R2 = 0.8386

log RQI = log z + log FZI O

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Las unidades de flujo se definen mediante la construcción del gráfico RQI vs. PHIz. A través del gráfico log-log de RQI vs. PHIz se pretende aproximar las posibles unidades de flujo que existan y aproximar los rangos de FZI para cada tipo de roca y encontrar una jerarquización, si-guiendo las reglas mencionadas anteriormente, tal como se muestra en la figura 6.

El gráfico de la figura 6 muestra una posible clasificación de 6 unidades de flujo, según la in-formación disponible de K/Phi. Allí se nota las relaciones entre RQI vs. PHIz para cada posible unidad de flujo (FZI), las cuales muestran bue-nos coeficientes de correlación. La orientación de las unidades en función de su valor de FZI viene dado de mayor a menor: UF1, UF2, UF3, UF5 y UF6, o lo que es lo mismo, de unidades de mayor a las de menor permeabilidad. Para con-firmar estas unidades de flujo, es preciso com-

probar con las pruebas de presión capilar, según el comportamiento observado de las relaciones RQI-FZI y la saturación de agua irreducible.

Otra vez, graficando las muestras de cen-trífuga y plato poroso llevadas a condiciones de reservorio, se ven agrupaciones en función de la calidad de roca en la figura 7.

Tipos de roca son aquellos intervalos litológi-cos con propiedades petrofísicas similares y una relación consistente entre porosidad, permea-bilidad y saturación irreducible de agua (Swirr). Según la figura 7, las muestras de Pc permiten identificar 5 tipos de roca: TR1, TR2, TR3, TR4 y TR6 (como se indica en la figura 7), que al com-pararlas con las 6 unidades de flujo definidas por el método RQI se nota que no hay muestras de Pc para el TR5 (equivalente a la UF5). El gráfico de la derecha muestra las unidades de flujo defi-nidas en la figura 6 y graficadas en un gráfico K

Figura 6. Identificación de posibles unidades de flujo, según datos de K vs. Phi

Identificación de unidades de flujo (FZI)

TIPOROCA RANGOS

RQI

PHIz

10.00000

1.00000

0.10000

0.1000 1.0000 10.0000

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vs. Phi, en donde se aprecian, en marcadores ne-gros, las muestras de presión capilar de la tabla inferior. Una imagen que integra las caracterís-ticas petrofísicas de la roca en estudio con la Pc y

láminas delgadas se ilustra en la figura 8, allí se nota el efecto del contenido de arcillas en la per-meabilidad de la roca, mientras que la porosidad casi no se ve afectada:

Muestras tipo de Pc con láminas delgadas

Figura 8. Características

petrofísicas de los tipos de roca

No Muestra Perm Klin md Porosidad Swirr fracción RQI PHIZ FZI Tipo roca4 516.69 0.276 0.422 1.35983 0.3803 3.6 4

11 1 091.68 0.279 0.356 1.96275 0.3877 5.1 318 1 927.08 0.225 0.241 2.90531 0.2905 10.0 130 25.21 0.249 0.481 0.31601 0.3314 1.0 632 4 117.89 0.276 0.227 3.83403 0.3816 10.0 139 4 322.87 0.279 0.225 3.90573 0.3877 10.1 143 1 517.73 0.267 0.279 2.36873 0.3637 6.5 2

•Las curvas de Pc ayudaron a definir las TR en el gráfico RQI vs. PHIz.•Se tienen muestras de Pc para 5 de las unidades de flujo.•El gráfico de K vs. Phi muestra la distribución de tipos de roca.

Figura 7. Clasificación de las curvas de Pc

en tipos de roca

• Todas las muestras contienen arcillas (caolinita).

• La proporción de caolinita afecta la calidad de la roca.

• Esto afecta la permeabilidad.• Las porosidades casi no varían.

Presión capilar centrífuga (Cond. Yac.) Gráfico porosidad vs. permabilidad

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Para tener una visión integrada de los tipos de roca identificados por los datos de núcleos, se observa un gráfico resumen de permeabili-dad vs. porosidad, en el que se muestra la cla-sificación de las unidades de flujo (según los datos K-Phi) y la comparación con sus propie-dades petrofísicas.

La figura 9 indica el resumen de la clasifica-ción de tipos de roca, según relaciones K, Phi y Pc. Se nota que se pueden obtener relaciones de K vs. Phi para cada unidad de flujo de tal forma que se estime la permeabilidad, para cada una de las unidades de flujo identificadas. Este procedi-miento es mucho más exacto que simplemente graficar K vs. Phi y obtener una correlación de las variables como se mostró en la figura 2.

En la figura 9 se resume la metodología para definir las unidades de flujo, que calibradas con las curvas de Pc han permitido identificar agru-paciones de datos con características distintivas que las hacen tipos de roca diferenciadas. Para el reservorio de estudio se demuestra que la in-

F

Figura 9. Caracterización integrada de los tipos de roca

cidencia de laminaciones caolinita en las mues-tras de arenisca es el factor que incide en la dife-renciación de la permeabilidad, lo cual permite hacer una distribución estadística de los datos, según el método RQI/FZI, en el que las relacio-nes más importantes tienen que ver con las va-riables K, Swirr, RQI y FZI.

La porosidad no da buenos valores de coefi-ciente de correlación al asociarla con alguna de las variables anteriores, lo cual es lógico ya que esta propiedad prácticamente no cambia en re-lación a la permeabilidad. Sin embargo, en la mayoría de las areniscas se encuentran buenas relaciones entre Phi, Swirr y RQI. De lo anterior, se concluye que en este reservorio la variable que más condiciona las heterogeneidades observa-das en la arenisca es la permeabilidad, lo cual es una respuesta a las condiciones petrográficas y diagenéticas de las muestras analizadas.

En la figura 10 (siguiente página) se mues-tran las relaciones obtenidas entre las variables Swirr, RQI, FZI y permeabilidad:

Muestras de presión capilar en gráfico K vs. PHI

Per

mea

bilid

ad

Porosidad

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Figura 10. Relaciones entre

variables Swirr, RQI, FZI y K

Funciones de correlación CORE - LOG

• RQI relacionado con Swirr.• K relacionado con RQI.• Swirr variable de registros.• Swirr obtenida por método empírico.

RQI vs. Swirr

FZI vs. Swirr

Relación K vs. RQI

RQI

FZI

K_K

LIN

Swirr

Swirr

RQI

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Gráfico Buckles

De las relaciones de la figura 10, se observa que la variable Swirr (como una función) debe ser definida para estimar las variables RQI, FZI y K, y dadas las circunstancias esto solo sería po-sible si utilizamos un método empírico basado en registros de pozos.

MODELADO DE LA SATURACIÓN IRREDUCIBLE DE AGUAEl modelado de la Swirr parte de la metodología de Buckles para estimar la relación entre la satu-ración irreducible y la porosidad descrita por una curva (o isolínea característica de cada reservo-rio) obtenida a partir del producto Phi*Swirr = C, cada isolinea representa una constante que defi-ne la calidad del reservorio como consecuencia de las variaciones de K, Phi. De esta manera, se establece una función continua de la Swirr con la porosidad con la forma: Swirr = C/Phi.

Haciendo un gráfico de Sw vs. Phi de los da-tos de registros de esta arenisca, se conoce la constante de Buckles para establecer una fun-ción continua de Swirr tal como se ilustra en la figura 11.

Se utilizó el método de Buckles para generar una curva de Swirr más acorde con los pocos da-tos disponibles de Pc en la arenisca de estudio. La expresión utilizada para obtener la Swirr es la siguiente: Swirr = 0.06/Phi.

Cada medición de Swirr es una consecuencia de la calidad de la roca, por esto es natural rela-cionar Swirr con RQI, Phi y permeabilidad. Las relaciones obtenidas son (de la figura 10):

Figura 11. Gráfico Phi vs. Sw, según datos de registros

RQI = -4.046*ln(Swirr) - 2.324 K = 270.54*RQI2.0451FZI = -34.645*Swirr+ 17.637

RESULTADOS DEL MODELOEl modelo de unidades de flujo ha permitido de-finir 6 tipos de roca fluyentes: TR1, TR2, TR3, TR4, TR5 y TR6 (más una tipo sello, TR7), para aproximarse a la descripción de facies de nú-cleos, pero a menor resolución por causa de la escala. La variable RQI resulta ser una función de la Swirr, la cual a su vez está relacionada con la permeabilidad.

El Tipo de Roca 1 se caracteriza por tener una Swirr menor a 0.25 (según datos de Pc) y las permeabilidades absolutas oscilan de 1 a 3 Darcys (según los datos de núcleos), este tipo roca casi no posee laminaciones de arcillas en la matriz. El TR2 cuenta con una variación en Swirr de 0.25 hasta 0.3 (según datos Pc) y la per-meabilidad varía entre 1 y 2 Darcys, y presenta laminaciones de arcillas en la matriz de roca. El TR3 tiene Swirr entre 0.3-0.35, con permeabili-dad variable entre 500 mD y más de 1000 mD,

en presencia de laminaciones más continuas de arcillas. El TR4 muestra mayor arcillosidad en la matriz, con presencia de otros elementos como materia orgánica, y la Swirr varía entre 0.35 y 0.45, la permeabilidad está entre 400 y 1000 mD. El TR5 no tiene datos petrográficos pero se supone mayor arcillosidad, la Swirr está entre 0.45 y 0.5, la permeabilidad entre 200 y 600 mD. El TR6 sería una roca casi sello con permeabi-

YA

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TO

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Swirr = 0.06/Phi

PA_SW / PA_PHI

0.06

00 0.1 0.3 0.5 0.70.2 0.4 0.6 0.8 0.9 1

0.12

0.18

0.24

0.3

0.36

0.42

0.48

0.54

0.6

(PHIE)

(SW

)


BIBLIOGRAFÍA

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GlosarioFZI: Identificador de zonas de flujo (Fluid Zone Identificator)K: Permeabilidad (núcleo)Pc: Curvas de Presión CapilarPhi: Porosidad (núcleo)PHIz: Porosidad normalizadaRQI: Índice de calidad del reservorio (Reservoir Quality Index)SW: Saturación de aguaSwirr: Saturacion de agua irreducibleTR: Tipo de RocaTR1: Tipo de Roca 1TR2: Tipo de Roca 2TR3: Tipo de Roca 3TR4: Tipo de Roca 4TR5: Tipo de Roca 5VSHL: arcillosidad

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lidades inferiores a 100 mD, menor porosidad, granos embebidos en una matriz muy fina de limo y arcillas y Swirr mayores a 0.5. El TR7 ya es considerado un sello, tales como las lutitas o limolitas, sin permeabilidad y muy baja porosi-

dad, de este tipo no se tienen mediciones de Pc. Una vez clasificados los datos de núcleos

como tipos de roca se extrapola el modelo a los registros de pozo, obteniendo un perfil integra-do, tal como se muestra en la figura 12.

Figura 12. Integración

petrofísica del modelo de tipos

de roca

Bassiouni Z., Theory, Measurement, and Inter-pretation of well logs, SPE Textbook Series Vol. 4, pag. 1-363.

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Autores: Ney Mendoza / Cynthia Veloz (Petroamazonas EP)Henry Caridad / Miguel Sánchez (Baker Hughes Incorporated)

Sidetracks con AutoTrak G3 en el Campo Amistad, Costa Fuera Ecuador

Amistad es un proyecto muy im-portante y el único costa afue-ra en el Ecuador en los últimos años. Por ello, el desempeño en la perforación, optimizando los tiempos operativos, reduciendo

los costos y maximizando la eficiencia eran de trascendental importancia. La explotación de este campo tuvo como objetivo principal incre-mentar la producción de gas natural en el país.

Por ello la correcta aplicación de herramien-tas de alta tecnología permitiría cumplir con los objetivos planteados. En el desarrollo de las operaciones de perforación Baker Hughes reco-mendó el uso de su sistema de rotación continua AutoTrak G3 que integra las últimas actualiza-ciones desarrolladas de MWD/LWD en un resis-tente diseño modular.

Este sistema de tercera generación abre nuevas oportunidades en todos los aspectos de perforación direccional, incluyendo apli-caciones tanto de perfiles 3D como de alcance extendido. La herramienta puede dirigirse au-tomáticamente durante rotación continua de la sarta con cambios en la trayectoria del pozo, comunicadas desde la superficie sin interrum-pir el proceso de perforación.

Entre los principales beneficios de esta tec-nología están: direccionamiento preciso de for-ma continua, control direccional automatizado, mejor posicionamiento del pozo, evaluación de formaciones y presiones, limpieza mejorada del hoyo, mejor calidad del hoyo, altas tasas de penetración (ROP), mediciones más cercanas a la broca (fondo del hoyo), mediciones en tiem-po real. Estos permitieron cumplir con el valor agregado de la optimización de tiempos operati-vos y la reducción de costos para el cliente.

Figura 1. Vista 3D del pozo Amistad 17 (rojo) y su sidetrack (verde)

AMISTAD 17 ST1Para la realización del sidetrack en el pozo Amis-tad 17, primero realizado por Baker Hughes, en la última campaña de perforación en ese campo, se propuso eliminar el típico ensamblaje con motor de fondo utilizado ampliamente para


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este tipo de operaciones tanto On-Shore como Off-Shore. En su lugar se propuso utilizar un en-samblaje de rotación continua Rotary Steerable System (RSS: AutoTrak G3) de 6 ¾” para perforar la sección de 8 ½”.

Esta configuración permitió orientar el pozo en la dirección del objetivo y alcanzar una ROP efectiva que llegó a los 45 ft/hr en toda la corri-da. El ensamblaje con RSS alcanzó un excelente posicionamiento del pozo desde el inicio de la sección, separándose del hoyo original, tal como estaba planeado y mucho más rápido que con los métodos convencionales.

ASPECTOS RELEVANTESEste fue el primer sidetrack desarrollado con tecnología de rotación continua en este campo. Baker Hughes utilizó su sistema RSS para el de-sarrollo de esta operación.

El sidetrack fue realizado en aproximada-mente 200 ft y con una duración aproximada de 7 horas, lo cual reduce ampliamente el tiem-po requerido para realizar sidetracks con moto-res de fondo.

La ROP osciló durante la realización del mis-mo entre 30-50 ft/hr, con valores instantáneos de hasta 120 ft/hr. Se obtuvo una excelente cali-dad del hoyo y se redujo un BHA planeado, habi-tualmente usado para estas operaciones.

ANTECEDENTES Y DESAFÍOSEn este campo, todas las operaciones de side-tracks habían sido realizadas con motores de fondo (deslizamientos principalmente).

El sidetrack fue realizado en 8 ½” debajo de la zapata de 9 5/8” del hoyo anterior. Adicional-mente, se menciona qué fluido sintético estaba siendo usado por primera vez en ese proyecto.

SOLUCIONES Y RESULTADOSDurante la corrida se perforó un total de 1 292 ft en 28,9 horas. El ensamblaje de fondo confor-mado de RSS de 6 ¾” permitió desviar el pozo, usando dirección 0° y 80% de fuerza de la herra-mienta. Se tuvo muy buen control direccional y se perforó con bajos niveles de vibración que ayudaron a optimizar la ROP.

AMISTAD 15 ST1Durante la perforación del pozo Amistad 15 sur-ge la necesidad de realizar un sidetrack. Por los excelentes resultados conseguidos en la realiza-ción del primer sidetrack con sistema de rota-ción continúa en el pozo Amistad 17 ST1 razón

por la que Baker Hughes decide proponer la rea-lización del sidetrack con el sistema de rotación continua RSS.

Este sería el segundo sidetrack desarrollado por Baker Hughes en el Campo Amistad, pero el primero en hoyo de 12 ¼”, ya que el trabajo rea-lizado anteriormente en el pozo Amistad 17 fue en hoyo de 8 ½”.

ASPECTOS RELEVANTESEste fue el segundo sidetrack desarrollado con tecnología de rotación continua en este campo. El mismo fue realizado en 307 ft y 10,6 horas efectivas de perforación, obteniendo una ROP efectiva de 29 ft/hr durante esta corrida. Se tuvo ROP instantáneas de hasta 90 ft/hr duran-te esta operación.

Se logró una excelente calidad de hoyo perfo-rado debido a que la tortuosidad fue mínima. Se logró reducir nuevamente el uso de un BHA, ya que estas operaciones son realizadas mayorita-riamente con motor de fondo.

ANTECEDENTES Y DESAFÍOSAmistad 17 ST1 se desarrolló exitosamente con RSS en condiciones similares y fue el mejor pre-cedente para la realización de este trabajo.

El resto de las operaciones de sidetrack realizadas en este campo había sido realiza-da con motores de fondo. Por lo tanto, este se convertiría en el primer sidetrack con RSS perforado en hoyo de 12 ¼” en Amistad.

SOLUCIONES Y RESULTADOSEl ensamblaje de fondo usado para este trabajo estaba conformado de RSS de 9 ½”. El pozo fue desviado usando dirección 0° y 60% de fuerza de la herramienta.

Hubo un buen control direccional durante toda la corrida, perforando con bajos niveles de vibración que ayudaron a optimizar la ROP.

AHORROS ESTIMADOS En cada operación se obtuvo un ahorro de 36 horas relacionadas a las operaciones que se rea-lizarían con un BHA convencional (utilizando Motor de Fondo).

Tomando como promedio los costos diarios de los pozos Amistad 15 y Amistad 17 se tiene un costo aproximado de $402,171.24, por lo que el ahorro en costos fue de $603,256.86 por cada operación. El beneficio real obtenido por la em-presa operadora es de 72 horas equivalentes a $1.2 MM en ahorros.

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Autor: Diego Sandoval1

Acorde a las necesidades del país, en donde el acceso a las reservas de hi-drocarburos son muy limitadas por la presencia cercana de áreas pro-tegidas, Andes Petroleum Ecuador

Ltd. culminó con éxito uno de sus mayores retos

Pozo de largo alcance en el Ecuador

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dentro de su campaña de perforación. Lo hizo con el menor impacto ambiental a estas zonas ecológicas. Bajo ese lineamiento, Andes decide perforar el pozo Mariann Sur 2 (Mariann 48) desde la plataforma Mariann 30 Pad, para ac-ceder a las reservas de Mariann Sur.

Figura 1. Diagrama de Colisión del Pozo

1 Diego Sandoval. Ingeniero Mecánico

por la Universidad Politécnica del

Ejército. Ingeniero de Perforación y Workover

en Andes Petroleum Ecuador Ltd.

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Para ello, fue necesario realizar un pozo de alto ángulo 62°, con una profundidad de 12 672 ft MD y con un desplazamiento total de 8 729 ft. El pozo Mariann Sur 2 (Mariann

48) fue perforado en un período de 40 días, cumpliendo los tiempos y presupuestos plani-ficados, convirtiéndose en el pozo con el mayor desplazamiento perforado en el país, por Andes Petroleum Ecuador Ltd.

Durante la perforación se afrontó algunos acontecimientos del reservorio característicos de la zona de Mariann Sur, como pérdidas de fluido a los 300 ft, embolamiento de broca por

la presencia de gumbo y de carbón. Dentro de la planificación del pozo, se aplicaron experien-cias de otros pozos, tecnologías apropiadas y prácticas correctas de perforación (ERW).

En la etapa de planificación, los retos para la perforación fueron grandes, como la trans-misión de peso hacia la broca y la limpieza del hoyo. Previo a este proceso se realizó un man-tenimiento minucioso y un chequeo óptimo de los equipos de superficie del taladro de 2 000 HP (bombas, líneas y módulos), así como de las uni-dades de potencia (top drive, SCR y generadores).

Durante la perforación del pozo Mariann

Figura 2. Perfil Direccional del Pozo

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48, se usaron herramientas como Omni Reamer (remover camas), Well Commander (válvula con puertos para aumentar el caudal de limpieza), RSS geoplilot, que brindó una rotación continua y altas RPM. Sus resultados fueron mejor limpie-za del hoyo y el mejor ROP.

Otras fueron herramientas electrónicas como PWD (Pressure While Drilling) para mo-nitorear la carga en el anular (psi) y la densidad equivalente de circulación; DP pipe combinado de 5-1/2” y 5”, para obtener mejores hidráulicas, simulaciones de torque y arrastre, con el propó-sito de conocer en qué etapa se van a tener los

mayores esfuerzos y el número óptimo de reduc-tores de torque que se utilizarían.

Esta información que se extrajo del pozo du-rante la fase de perforación sirvió para comparar con las simulaciones hechas en la fase de planifi-cación y tomar las decisiones JIT durante todas las secciones 17-1/2”, 12-1/4” y 8-1/2”.

Cumplido este objetivo y con el uso de tecno-logías para perforar pozos de alto desplazamien-to, Andes Petroleum determinará los límites téc-nicos que le permitirán planear a futuro, pozos de mayor complejidad y así sentar las bases para la perforación de pozos de alcance extendido.

Válvula multietapas PER

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Plot 5: Torque Distribution at section TD - 10,350 ft MD (COF C/H 0.38, O/H 0.42)

Plot 4: Sideloading at Section TD 10,350 ft MD (normalised to one stand length - 93Ft)

WITHOUT SPIRO-TORQS

Dis

tanc

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Strin

g (ft

) 25,808 ft - lbfRot. ON Bot.

Side Force/normalization length (lbf/length)

Dis

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Es común identificar un cabezal de pozo como un elemento que cumple funciones simples, pero no menos importantes como ser la plataforma en la cual se ancla toda la estructu-

ra para la perforación del pozo y su respectivo control. Por tal motivo, el desarrollo y mejora de su interior no ha mantenido la relevancia como los sistemas bajo superficie: bombas, packers, brocas, etc. Sin embargo, es importante compar-tir qué ventajas y desarrollo le permite ahora al usuario tener una mayor versatilidad, seguridad y optimización (ahorros) en tiempos de insta-lación, así como en operaciones de reacondicio-miento de pozos.

SUJECIÓN MEDIANTE SLIP-LOCKEl cabezal Multibowl, a diferencia de los cabezales tradicionales, utiliza las ventajas del sistema Slip-

Figura 1. Cabezal de Pozo Multibowl Válvulas del Pacífico S.A.

Lock, que consiste en adherir el cabezal al casing de superficie sin necesidad de utilizar soldadura, sino mediante un sistema de apriete de mordazas que se ajustan hacia el casing conductor.

El sistema Slip-Lock presenta varias venta-jas, se destacan las siguientes:• Reducción del riesgo en la operación de ins-

talación por no utilizar pre-calentamiento y post-calentamiento requerido en la soldadura.

• Utilización de sellos para asegurar que exista hermeticidad en el anular del casing conductor.

• Posibilidad de desmontar el sistema en caso de requerirse operacionalmente, a diferencia de un cabezal soldable.

MENOS MOVIMIENTOS DE BOPEl sistema Multibowl presenta una ventaja su-perior a los sistemas estándar de instalación de cabezales, porque no requiere movimientos de BOP adicionales para instalar las tuberías de re-vestimiento intermedias. Anteriormente, cuan-do se iniciaba una nueva sección de perforación era necesario desconectar el BOP para realizar el corte del casing y asentar una nueva sección del cabezal de pozo. Esto incluía desconectar todas las líneas y movimiento de BOP y hacer oxicor-tes en el casing, en posiciones peligrosas para los operadores (figura 2) y una vez instalada la siguiente sección de pozo proceder con un nuevo ciclo de pruebas para BOP.

El sistema Multibowl como primera fase es instalado como se muestra en la figura 3, es apreciable que ambas secciones son instaladas simultáneamente y tienen un orificio uniforme para la circulación de herramientas por su inte-rior y así realizar nada más que una sola cone-xión de BOP al cabezal durante las siguientes secciones a perforarse hasta la completación. La ventaja en tiempo y ahorro económico para un taladro de perforación en aplicar esta tec-nología Multibowl representa 18 horas en sus operaciones. Esta experiencia ha logrado un ahorro de aproximadamente $9 millones du-

1 Esteban Mora. Ingeniero Mecánico Industrial graduado en la ESPE. Tiene 5 años de experiencia en el diseño y producción de cabezales de pozo. A su nombre se encuentran registradas tres solicitudes de patentes en el IEPI. Actualmente, es jefe de Ingeniería en Válvulas del Pacífico S.A.

Autor: Esteban Mora1

Sistema Multibowl para cabezal de pozo y su versatilidad


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Figura 2. Instalación de Cabezal de Pozo EstándarLower y Upper Casing Spool de Cabezal de Pozo

Figura 3. Multibowl

rante la campaña de perforación en Río Napo CEM durante el período 2012 y 2013, solo con-siderando el costo por hora de un taladro de perforación. A partir de esta experiencia, clien-tes como Andes Petroleum Ecuador Ltda., Enap Sipec, Gente Oil, Consorcio Orion y Petroama-zonas EP continuaron el ejemplo de Río Napo CEM a gran escala.

VERSATILIDAD PARA CAMBIOS DE COMPLETACIÓNComprendiendo la necesidad de los clientes, Válvulas del Pacífico S.A. ha desarrollado la capacidad en el cabezal Multibowl de receptar cualquier tipo de completación como: dual con-céntrica, dual paralela, inyección, bombeo me-cánico, PCP o bombeo hidráulico. Este tipo de adaptaciones ha permitido que el usuario final

EFICIENTE SISTEMA DE HERRAMIENTAS PARA OPERACIÓNLa optimización de recursos es un factor im-portante en el ahorro de tiempos de instala-ción. El sistema Multibowl cuenta con equipos y herramientas capaces de ejecutar varias fun-ciones para evitar intercambios innecesarios de herramientas o desperdicio de componen-tes en la operación.

Un ejemplo es cuando existe un caso de ins-talación donde el casing conductor de 9-5/8” no quedó suspendido y llegó a fondo, entonces se debe utilizar un sistema de emergencia. El pack-off utilizado en este caso es el mismo que se utilizaría en un sistema normal.

También las herramientas de lavado y ce-

mentación son utilizadas como running and retrieving tools (herramientas para corrida y recuperación) para el pack-off y casing hanger, que son componentes del sistema Multibowl.

Figura 6. Washing/Running Tool

Figura 4. Pack Off de Cabezal Multibowl

Figura 5. Cementing/Running Tool y Mandrel Casing Hanger


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durante las fases de evaluación o perforación no tenga contratiempos en la adquisición de un nuevo cabezal o peor aún cambiarlo durante la operación, lo que representa un alto costo. Así también, los clientes no incurren en gastos de inventario inmovilizado por la necesidad de adquirir equipos para stock que puedan no ser utilizados; en cambio, Válvulas del Pacífico S.A. mantiene un stock para la entrega inmediata de las diferentes adaptaciones como se muestra en el siguiente esquema:

Productor Inyección Re - inyección Dual concéntrico

Base del sistema Multibowl (Secciones A & B)

Los ejemplos expuestos han permitido brin-dar soluciones versátiles que permitan un flujo normal de sus operaciones e inclusive permitan reducir sus tiempos muertos.

Las ventajas analizadas en cada uno de los puntos críticos del sistema Multibowl han hecho de este equipo un baluarte en la indus-tria petrolera ecuatoriana. Un tema que cuatro años atrás no era ni mencionado en el mercado, hoy en día es la referencia técnica para toda li-citación de cabezales de pozo.


Autora: Paola Delgado1.

Gas y recortes de perforación son transportados a la superficie du-rante la perforación de un pozo, en virtud de maximizar la infor-mación extraída durante la perfo-

ración Geoservices ha desplegado una combina-ción de servicios que utiliza mediciones del gas extraído en superficie para la evaluación de la composición del fluido de formación y caracteri-zación de los recortes de perforación en el pozo, en tiempo real.

En este artículo se describe cómo a partir del análisis continuo en superficie del gas transpor-tado por el lodo se puede identificar las princi-pales zonas de interés del yacimiento, posibles rocas madre y conectividad entre diferentes are-nas, a través de la caracterización de la composi-ción de los fluidos que contienen hidrocarburos y la identificación de facies de fluidos del reser-vorio, esto es facilitado por el servicio de FLAIR.

Evaluación de la composición del fluido de

las formaciones, mediante FLAIR en tiempo real

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FLAIR: Proviene de las siglas en inglés “Fluid Logging and Analysis in Real Time”.

El registro y análisis de fluidos son propor-cionados en tiempo real a través de FLAIR, el cual da la composición del fluido: C1-C6 cuanti-tativo del yacimiento y supervisa otros marca-dores de caracterización de fluido (por ejemplo, aromáticos livianos: C6H6 Benceno, C7H8: to-lueno). Esto permite la evaluación temprana del potencial de la zona productiva y adquisición de la información de formaciones, antes de correr registros en el pozo y de realizar las pruebas de producción de pozos. Con esta información, es posible que los intervalos de muestreo de fluidos sean optimizados, incluso se identifiquen capas productoras muy delgadas que no logran leer-se con los registros eléctricos convencionales. La detección temprana de las variaciones de la composición de los fluidos indica potencial com-partimentación del yacimiento o conectividad.

1 Paola Delgado. Geóloga de

la Universidad Nacional de Salta,

Argentina. Ingresó a Geoservices en 2007

y desde la fecha se ha desempeñado en

diferentes posiciones técnicas en Argentina y Brasil. Especialista

en Evaluación de Formaciones con

datos en superficies de Geoservices-

Schlumberger.

•El servicio de FLAIR ha sido utilizado en ambos pozos piloto y side track. El análisis FLAIR indica que el fluido del side track tiene la misma composición que el fluido el pozo piloto. Los datos de FLAIR son comparados con el análisis composicional del PVT del pozo piloto.

• Pilot hole: OBM

• Sidetrack hole: WBM

Figura 1.

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Figura 1. Comparación del análisis de FLAIR para los fluidos del pozo vertical y el pozo sidetrack Figura 1.1. Tabla de composiciones Figura 1.2. Diagrama radial: Cada brazo representa una relación cromatográfica en el rango de C1-C5. Ayuda a visualizar las similitudes o diferencias entre los fluidos

BENEFICIOS APLICACIONES CARACTERÍSTICAS

• Registro de fluidos durante la perforación.• Comparación cuantitativa del PVT comparable con la caracterización de los hidro-carburos.• Calibración patentada de la eficiencia del extractor y corrección de reciclaje y con-taminación.

• Mapeo de fluidos de facies inter e intra pozo.• Soporte para geo-navega-ción y terminación de pozos.• Identificación de formacio-nes, aseguramiento de datos en condiciones hostiles.

• Proporciona una pequeña visión de la estructura del ya-cimiento y distribución de los fluidos.• Permite la optimización de las pruebas de la formación, muestreo y análisis del fluido del fondo del pozo.• Permite la identificación de hidrocarburos en yacimien-tos no convencionales.

Cn Mole% Flair en el pozo piloto PVT del pozo piloto Flair en el pozo sidetrack

C1F 89.2 89.2 89.2

C2F 6.1 6.1 6.1

C3F 2.4 2.4 2.4

C4F 0.5 0.5 0.5

nC44F 0.9 0.9 0.9

iC5F 0.5 0.5 0.5

nC5F 0.4 0.4 0.4

•La composición del fluido cuantitativo proporcionada por el registro y análisis de fluidos: FLAIR. Esta composición es comparable con los fluidos del yacimiento. Figura 1.1

Figura 1.2

C1f/C2f (0 - 15)

C2f/C4sf (0 - 3)

C3f/C4sf (0 - 2)

C3f/C5sf (0 - 2)

iC4f/nC4f (0 - 1)

C1f/C4sf (0 - 30)

C1f/C3f (0 - 30)

C2f/C3f (0 - 3)

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ADQUISICIÓN DE LOS DATOS Los extractores de gas en el lodo (FLEX) mues-trean continuamente lodo en: (1) la línea de flujo, es decir, el lodo que sale del pozo (FLEX OUT), y en (2) la línea de succión de la bomba, es decir, el lodo que entra al pozo (FLEX IN). El ex-tractor localizado en el tanque de succión es para eliminar la lectura de gas reciclado o re-circula-do, y descartar lecturas de gas debido a posible contaminación por aditivos del lodo (figura 2).

La extracción se produce en condiciones con-troladas, termodinámicamente constantes y se calibra para cada sistema de lodo. El extractor FLEX calienta el lodo y lo mantiene a una tem-peratura constante de 90 °C en lodos base aceite, y a 70 °C en lodos base agua, con el fin de extraer los componentes más pesados de nC6 a nC8, así como algunos otros componentes particulares (C6H6, C7H8 y C7H14). La temperatura tam-bién ayuda a mejorar la eficiencia de la extrac-ción de todos los componentes monitoreados. Las condiciones de extracción de gas del lodo se mejoran aún más, ya que se mantiene un vo-lumen constante y se presuriza la línea de gas desde el extractor hasta el analizador. Los hidro-carburos extraídos se transportan a un detector compuesto por un cromatógrafo de gas que se-para los gases, y un espectrómetro de masas que

Figura 2. Adquisición de la data. Localización de los extractores. Flex Out en la línea de flujo y Flex In en los tanques de succión. En la parte derecha se observa la unidad de Flair, donde se encuentra el analizador compuesto por un cromatógrafo de gas y un espectrómetro de masa

va a realizar el análisis, diseñado específicamen-te, que proporciona un análisis cromatográfico completo desde C1 (metano) hasta C8 (normal octano), incluyendo la diferenciación de varios isómeros (iso y normales parafinas) y medicio-nes de H, He y CO2.

PROCESAMIENTO DE DATOS Las condiciones de extracción constante, inclu-yendo la calibración para el sistema de lodo en uso, permiten que la eliminación del efecto del reciclaje sea cuantitativa.

El procesamiento de los datos adquiridos incluye la sincronización a profundidad de la broca de los datos medidos en el tanque de succión, y el filtrado de la data en las zonas con problemas de adquisición o que son afectadas por efectos de la generación de derivados de aromáticos de la perforación.

Estos últimos hacen referencia al metamor-fismo de la broca (“Drilling Bit Metamorphism”), durante la perforación a menudo se genera calor adicional que puede fusionar detritos de la roca y térmicamente craquear los fluidos de perfora-ción base aceite y producir hidrocarburos y no hidrocarburos. Al realizar un análisis minucioso de los gases extraídos, muestra que ciertos gases no pertenecen a los yacimientos y que se gene-

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ran durante el metamorfismo de la broca (DBM), estos gases incluyen: CO, eteno, propeno.

Las evidencias de hidrocarburos relaciona-dos con los procesos metamorfismo de la broca pueden ser percibidas con FLAIR mediante la comparación entre la masa 26 (etano + eteno) y la masa 30 (etano solamente).

La masa 26 detecta tanto etano y eteno (como la separación entre etano y eteno no es posible con esta masa, el parámetro medido se llama C2s). La masa 30 detecta solamente etano (como el eteno no contribuye a esta masa, el pa-rámetro medido se denomina C2). La presencia de eteno (si es generada por metamorfismo de la broca) se evalúa a continuación, por la diferencia entre estas dos mediciones.

INTERPRETACIÓN DE LOS DATOSUtilizando el software Techlog (plataforma de interpretación desarrollada para la aplicación de geo-científicos: geólogos, petrofísico, geofísicos, ingenieros de reservorio e ingenieros de perfora-ción), los expertos generan un registro y análisis de la composición los fluidos; separando facies de fluidos, entendiéndose como facies de fluidos a intervalos geológicos con la misma composi-ción C1-C5. Estos intervalos serán agrupados a un mismo color y comparados con los que se observan durante la perforación, eso permitirá identificar cambios verticales, lo cual ayuda a conocer la conectividad de estas facies de flui-dos, contactos y gradaciones composicionales. En el caso de observar variaciones de las facies de fluidos, también se puede observar disconti-nuidades de fluido, barreras, es decir distinguir compartimentos (figura 3).

Esta información puede integrarse con otros datos petrofísicos (por ejemplo, resistividad, po-rosidad y pruebas modulares de la dinámica de formación MDT) para permitir mejorar la carac-terización de yacimientos durante la perforación.

Respecto a los entregables, estos consisten desde quick looks diarios (incluyendo facies y diagramas de estrella) hasta análisis en profun-didad como estudios de múltiples pozos.

La experiencia contribuye a la mayor com-prensión del yacimiento.

ESTUDIO DE CASOSEl servicio FLAIR ha sido utilizado con éxito en todo el mundo en más de 1 000 pozos de ex-ploración, evaluación y desarrollo en todos los contextos geológicos y con diferentes comple-

jidades, en todas las condiciones de operación (aguas profundas y poco profundas en alta mar, HPHT onshore y formaciones con baja permea-bilidad), y con diferentes fluidos del yacimiento. A continuación, se describen algunos de ellos.

Caracterización de fluidos en tiempo real en reservorios depletadosEstos datos muestran los resultados de un pozo en Brunei, en el que varios pozos fueron perfora-dos en este campo maduro de desarrollo. Los da-tos de FLAIR permitieron diferenciar los fluidos, donde las mediciones de densidad y neutrón no eran concluyentes; el cruce entre esta curva era ambiguo (lo que es común en campos maduros).

Los datos de FLAIR registraron un fluido liviano, gas en las areniscas de las formaciones A50 y A52, facies de fluido marcado en celeste (figura 3) pasaba a un fluido más pesado, petró-leo en las formaciones A55, A56 y A57.

Esta información es proporcionada por los datos FLAIR, en tiempo real y confirmada du-rante las pruebas de producción.

Evaluación de los fluidos durante la geo-navegaciónHess Corporation y sus socios habían planeado un pozo de evaluación en offshore, en el Reino Unido, para confirmar el volumen de hidrocar-buros dentro de su yacimiento principal y para investigar las formaciones vecinas. Después de que el pozo piloto fue perforado, se realizó el pozo horizontal en el reservorio principal, deno-minado S3. Durante la perforación, el registro LWD mostró una disminución de la resistividad (figura 4), aumentando la preocupación acerca de un techo o la base de la inminente salida de la zona de interés. El análisis de facies del fluido mediante FLAIR no mostró ningún cambio en el fluido de formación, a pesar de la disminución de la resistividad, lo que confirma que el pozo no había salido de la zona de petróleo. El cambio en la resistividad se atribuyó al aumento de la sa-turación de agua irreducible. Mediciones FLAIR ayudaron a dirigir el pozo y también permitie-ron al cliente optimizar los programas de regis-tro y terminación posteriores.

El análisis de los fluidos durante la perfora-ción ayuda a complementar la respuesta de los registros durante la perforación, reduciendo las incertidumbres durante la geo-navegación, ayu-dando a tomar decisiones críticas (perforación suspendida y cambio de la trayectoria).

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Figura 4. FLAIR en geo-navegación. En la sección superior se observa un registro de facies de fluidos durante la perforación. Las secciones de abajo muestran la trayectoria del pozo piloto y del pozo horizontal

FLAIR EN EL ECUADOREl servicio de FLAIR se introdujo en el Ecuador a finales del 2014.

Este servicio ha permitido identificar los hi-drocarburos y su distribución en el yacimiento, caracterizando zonas productivas, ayudando

a la caracterización petrofísica, independien-temente de su baja resistividad, determinando contactos (petróleo-agua) durante la perfora-ción y estos han sido validados con los análisis de PVT pre-existentes.

Figura 3. Registro de facies de fluidos versus profundidad. Picos de gas analizados, facies de fluidos, las dos últimas columnas representan relaciones cromográficas. Derecha: variaciones de las facies de fluido

2425

Gamma Ray Shalow ResDeep Res

Lith

o

Inte

rval

s

Faci

es

FTI WhsBhs

HWC

Chs0 100

Tops

2450

2475

2500

2525

2550

MD

1:1

20

0

A50

A51

A52

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A55

A56

A57

C1f/C2f (0 - 20)

iC4f/nC4f (0 - 1)

C3f/C5sf (0 - 3)

C3f/C4sf (0 - 2)

C2f/C4sf (0 - 3)

C2f/C3f (0 - 2)

C1f/C4sf (0 - 50)

C1f/C3f (0 - 25)

C2f/C5sf (0 - 3)

C1/C220

iC4/nC42

C1/C340

C2/C34

C1/C4S70

C3/C4S3

C2/C4S

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Autores: Mauricio Herrera1 / Ricardo Jorquera2

Multifracturamiento con jet hidráulico: fracturar con precisión, optimizando recursos de completación

El fracturamiento hidráulico es uno de los métodos de estimulación más efectivos y versátiles para el mejora-miento de la producción. Tal es así que es aplicado en una variedad de

formaciones, rango de permeabilidades y arqui-tectura de pozos.Se fractura en:• Formaciones de areniscas, calizas, shale y

carbón. • Desde formaciones con permeabilidad extre-

madamente baja, baja, permeabilidad media y formaciones de alta permeabilidad.

• Se fractura para producir petróleo y gas. En algunos casos para producir agua y en otros para inyectar agua.

• Se descarta los recortes de los pozos que es-tán siendo perforados injectándolos por frac-turamiento hidráulico, en formaciones que no tienen atractivo para producir hidrocar-buro y/o que contienen aguas salobres no ap-tas para el consumo. Esta tecnología se llama CRI (cutting re-injection).

• Se fracturan formaciones en pozos vertica-les, desviados y horizontales.

• Se fractura hidráulicamente formaciones que están a hueco abierto, completadas en hueco re-vestido, completadas con liner ranurado o con mallas para contener la producción de arena.

• El bombeo de fluidos especiales y agente apuntalante de la fractura creada se hace a alta tasa y presión a través de tuberías de tra-bajo tipo casing, tubing. También con tubería flexible (coiled tubing).

• Se fractura para controlar la producción de arena y el movimiento de finos. También se puede fracturar cerca de formaciones con alta saturación de agua y minimizar su pro-ducción excesiva, aplicando tecnologías de Modificadores de Permeabilidad Relativa.

• La explotación de HC de los shales, a través de fracturamiento hidráulico, cambió la matriz energética en los Estados Unidos y tiene enor-me potencial en otras regiones del mundo.

Las ventajas y aplicaciones del fracturamiento hidráulico son extensas, pero se hará referencia específicamente a una técnica diferente para ini-ciar y propagar una fractura hidráulica. La téc-nica utiliza un BHA con orificios para combinar las técnicas de jet hidráulico y fracturamiento hidráulico. Esta tecnología se aplica en el Ecua-dor y su nombre comercial es SurgiFrac.

La técnica consiste en ubicar el BHA en el punto en el que se desea iniciar la fractura hi-dráulica. La operación comienza con el bombeo de fluido gelificado con arena a baja concentra-ción por un corto lapso de tiempo (5 a 10 mi-nutos). Esta corriente, que alcanza enormes

1 Mauricio Herrera. Ingeniero Químico por la Universidad Nacional Autónoma de México. Es líder de tecnología de la División de Estimulaciones de Halliburton Ecuador.

2 Ricardo Jorquera. Ingeniero en Petróleos egresado de la UNC Mendoza Argentina. Es Gerente Técnico de Halliburton Ecuador.

Start

Annulus pressure is - 200 psi below FIP

Sandpill hits and create cavity

Fase 1 Fase 2

64

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

velocidades, erosiona la tubería, el cemento y la formación para comunicar al pozo con el ya-cimiento. Cumplida esta etapa, posteriormen-te, se bombea la corriente de fractura a través de la tubería, pasando por los jets y entrando en formación. Durante la etapa de fractura se bombea también por espacio anular casing-tu-bing para ayudar a su crecimiento y propaga-ción, según el diseño. Terminada esta etapa, se desfoga la presión y se desconectan los tubos para ubicar la herramienta de jet hidráulico en la siguiente zona objetiva. Lo que aquí se resu-mió brevemente está mostrado en detalle en seis fases en la figura 1.

En todo el proceso, por efecto Bernoulli, el punto de entrada en la fractura es el punto de menor presión en el pozo, como se observa en cada una de las fases (color verde-baja presión). Esto implica que se pueden realizar varias eta-pas de fractura en un pozo sin aislar una de otra. Donde está ubicado el jet, siempre será el punto de menor presión en el pozo y todos los fluidos bombeados convergen hacia la fractura que está siendo ejecutada. Por este hecho, el SurgiFrac es aplicado para fracturar en hueco abierto o crear fracturas en completaciones con liner ranurado y/o múltiples fracturas en un pozo horizontal, como se muestra en la figura 2.

Figura 1. Etapas de SurgiFrac combinando Hydrajet y fracturamiento hidráulico

Initially, jetting fluid back flushes into annulus

Fase 3

Fase 5

Fase 4

Fase 6

Fluid becomes trapped causing pressure to exceed FIP

Annular fluid continues to be “pulled“ into cavity by jet

Annular fluid is “pulled” into cavity by jet

Fracture starts to iniciate; fluid can

enter formationFracture

continues to extend

Highest pressure location

Pressure on botton of cavity

increases

Pressure on botton of cavity increases even

more

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

La figura 3 muestra el caso de un pozo en el que se realizaron cuatro fracturas con la técni-ca SurgiFrac, sin aislar una de otra con el mis-mo BHA. Entre etapa y etapa, el tiempo trans-currido es el necesario para desfogar la presión de la etapa realizada y posicionar el BHA en la nueva posición.

La técnica es muy versátil y permite cambios de programa durante la ejecución del trabajo. Es posible suspender una etapa y/o cambiar de posi-

ción el punto de iniciación de cualquiera de ellas desde que el pozo no se encuentra cañoneado.

Respecto a los túneles creados, debido al ma-yor diámetro promedio de los cortes y a que la configuración de la herramienta permite colocar múltiples jets en fase, los efectos de tortuosidad disminuyen al ser más sencillo para la corriente de fractura dirigirse hacia el plano preferencial de fractura. La figura 4 muestra los túneles crea-dos por la herramienta Hydrajet.

Figura 3. Caso de Fracturamiento SurgiFrac. Cuatro etapas sin aislación

PR

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Figura 5. SurgiFrac - Tres etapas en Lago Agrio

Agente de sosténFluido

BT (cementada)

Us 9618’ - 9633’ (15’)

Us 9638’ - 9645’ (7’)

Ui 9662’ - 9673’ (11’)

Ti 9892’ - 9898’ (6’)

Figura 4. Túneles creados por el Hydrajet

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Se generan fracturas altamente conductivas, ya que el área de flujo promedio obtenida de los cortes es entre 5 y 14 veces mayor por cada jet, que la que se genera por un pie cañoneado en for-ma convencional.

Debido a lo anterior pueden bombearse altas concentraciones de arena, y, adicionalmente, la caída de presión al realizar un bombeo es des-preciable. El siguiente caso corresponde a un trabajo de fracturamiento hidráulico Surgi-Frac realizado en Lago Agrio en las arenas Ti, Ui y Us (figura 5).• Para la formación Ti se realizó una fractura

corta y altamente conductiva que elimine el daño; condición que se buscaba por el alto va-

lor de permeabilidad que presenta.• Se logró conseguir fracturas con extensión

en longitud en las formaciones U que son de baja permeabilidad.

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

• Todas las etapas de fractura se realizaron al 100%.

• El tiempo requerido consecutivo asociado a la realización de las 3 fracturas y tiempos de HWO fue de 17 horas.

Sin duda, la incorporación de tecnología como esta permite a las operadoras realizar interven-ciones que maximizan sus reservas, optimizan-do drásticamente sus recursos.

revista pge petróleo & gas junio 2015

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