GestoresCuatro décadas deenergía productiva

Cifras y datosEstadísticas y números

del sector petrolero

ambienteMicoremediación,

bioremediaciónusando hongos

Antecedentes, historia, geología y resultados de la perforación exploratoria del ITT

ISHPINGO,TAMBOCOCHAY TIPUTINI

PetróLeo Gas&No. 001- MAYO 20142 000 ejeMplAres Is

sN

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- 8

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editoriaL

PGe,herramienta

y servicio

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PGE PETRÓLEO&GAS nace para ser un producto edito-rial de diversa y actualizada difusión de los temas que atañen al sector hidrocarburífero.

Dentro de su contenido ofrece un enfoque de corte técnico-científico, con temas que apuntan a analizar e informar sobre los diferentes tópicos de la realidad en la actividad del sector, tanto en el ámbito nacional como en el internacional.

En estas primeras 68 páginas, PGE PETRÓLEO&GAS pretende constituirse en una fuente de información y de consulta para el sector petrolero, a la vez de esta-blecer un espacio para la divulgación de los estudios, estadísticas y trabajos de especialistas vinculados, quienes están dispuestos a compartirlos -desde sus conocimientos- con la comunidad.

En este estreno editorial, PGE presenta un recorrido por varias de las fases de producción de crudo, gas y combustibles; y, desde luego, se involucra con las ins-tancias de comercialización, prevención y mitigación en torno a temas ambientales.

PGE PETRÓLEO&GAS representa desde ya una herra-mienta de soporte para el sector hidrocarburífero.

Contenido

5p G e p e T r ó l e O & G A s - M AY O 2 0 1 4

6 Precio del petróleo: una cifra con muchas variables

10 Carlos Pérez: cuatro décadas de energía productiva

12 Equilibrio entre la necesidad de explotar y el medio ambiente

14 Conozca los próximos seminarios

15 Reportes: taladros de perforación y mantenimiento

18 Producción petrolera: números y estadísticas

24 Gas no convencional: tecnologías e impacto en el mercado

30 Ishpingo Tambococha Tiputini

38 Levantamiento artificial en campos maduros del Ecuador

46 Completación de pozos horizontales con dispositivos controladores de flujo

52 Control de contrabando y mal uso de combustibles

58 Micoremediación: bioremediación usando hongos

64 Baterías de litio EOL: ambiente y seguridad

6 30 38 58

REviSTA PGE PETRÓLEO & GAS Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, Presidente de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) Capítulo Ecuador;Ing. Ernesto Grijalva Haro, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE); e, Ing. Juan Vera Alarcón, Presidente de Latin American Drilling Safety (LADS), Capítulo Ecuador.Coordinación General y Supervisión: Editorial Taquina - Saraswati RivadeneiraCoordinación: Pamela Quilca - Mayra Revelo Corrección: Paulina Trujillo - Hugo Moreno. Diseño: Natalia Tafur - Jiddu Rivadeneira Fotografía: Fernando Arroba - Shutterstock Images.Edición y Redacción: Diego Sánchez León Colaboradores de esta edición: Rubén Caligari, Franklin Paredes, José Ernesto Jaua, Ricardo Jorquera,Ernesto Grijalva H., Clifford Bradley, Fernando L. Benalcázar y Santiago Aguirre.Nota editorial: Los contenidos téoricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio.Imprenta: Don Bosco Tiraje: 2000 Número: 001 - mayo 2014 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812

OPiNiÓNO PUBLiCiTARiOP iNFORMATivOi ENTRETENiMiENTOE FORMATivO/EDUCATivO/CULTURALF DEPORTivOD

CLASiFiCACiÓN DE CONTENiDOS

Precio del petróleo: una cifra con muchas variables

erNesTO GrIjAlVA HArO

Ingeniero de Petróleos por la Universidad Autónoma de México (UNAM)

Director Ejecutivo de la Asociación de la industria Hidrocarburífera del Ecuador (AiHE)

“El petróleo es un ‘commodity’ negociable inter-nacionalmente, un producto estratégico y sus precios se comportan de acuerdo a variaciones -unas previsibles y otras no manejables como las especulaciones-”, expresó Ernesto Grijalva, especialista petrolero con treinta y ocho años de actividad en el sector y actualmente Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hi-drocarburífera del Ecuador (AIHE).

De esta manera inició un análisis en torno a los factores que inciden en la determinación del precio del petróleo, el cual sustentó con una detallada explicación de varios de los fac-tores que –considera- inciden y que se podrían simplificar en varios de especial atención.

El primer factor que incide en los precios es un desajuste entre la oferta y la demanda.

Luego, se refirió al desajuste en la capa-cidad de refinación y la falta de capacidad de proceso que ocasionó la subida del precio del petróleo y sus derivados.

También se refirió a “la especulación finan-ciera”, cuando se dan ciertas inversiones de

Cifras

El desajuste entre oferta y demanda así como en la capacidad de refinación; la especulación financiera y las condiciones

geopolíticas, entre otros, inciden en la fijación del valor del crudo

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Cifras

REFERENCiA DE EE.UU.Sin duda un país que marca el valor de los derivados es Estados Unidos; tiene una particular forma de fijación.

Los precios del petróleo se definen a partir de varios indicadores, con un aporte porcentual aproximadamente de la siguiente forma: 11% de impuestos, 7% distribución y marketing, 10% re-finado y tratamientos y 72% precio del barril de crudo.

compra de petróleo, ocasionando demandas artificiales, control y una consecuente subida de los precios.

Por último, sin ser menos importante, men-cionó a las inevitables “condiciones geopolíticas”, como causas para que los precios del petróleo pue-dan subir o bajar, por la influencia de situaciones de carácter político, conflictos armados y condi-ciones climáticas que involucran, especialmente, a países productores.

La tendencia en el precio del petróleo está signada en atención al sinnúmero de factores o variables al que está expuesto el crudo, afirmó el Ingeniero Grijalva.

En raras ocasiones ha ocurrido que puede dar un giro inesperado; de esta manera se re-gistra que si la tendencia es a la baja, lo más probable es que continúe de la misma forma durante un período corto; lo mismo ocurre, si lo es al alza.

Como proyección, dadas las condiciones actuales, auguró que durante este año se avi-sora que “seguirá con su tendencia actual, la de

mantenerse alrededor de los 100 dólares para los crudos marcadores como Brent y WTI”.

Sin embargo, -advirtió- “esto siempre y cuando no ocurran situaciones inmaneja-bles, tales como una guerra entre produc-tores o situaciones climáticas que afecten la producción”.

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Cifras

A continuación, un detalle de los precios del petróleo ecuatoriano con las variaciones que ha te-nido el crudo marcador WTI, con valores transformados a valor actual (2013) desde 1972 hasta el 31 de diciembre del 2013.Para realizar este registro se tomaron en consideración:• LosdatosdelprecioWTIprovienendeBloomberg.• LosvaloresparaelCrudoWTIUS$sonalcierredelañoencuestión(diciembre31).• LosdatosdeinflaciónprovienendelíndiceUSCPIUrbanConsumerYoYNSA,quesoncalcu-

lados por el Bureau de Estadísticas Laborales.

Comportamiento de los precios del petróleo en el ecuador

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CRUDO ORIENTE CRUDO NAPO CRUDO WTI

Precios del petróleo (constante 2013)

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Gestores

Es un profesional que ha sabido transmitir el éxito personal a las actividades empresariales y al desempeño de directivo en el sector pro-ductivo, por ello considera que la mejor mane-ra de hacerlo, “al igual que en una familia, es mostrar a través del ejemplo”.

Plantea como claves del éxito empresarial, el manejar la empresa en una forma ética y transparente, buscando siempre el beneficio de las partes y contar con una fuerza laboral competente que comparta principios básicos además de la capacidad técnica para buscar so-luciones a los retos que se dan día a día.

Carlos Pérez expresa que un profesional debe ser alguien que siempre esté actualizado en el área de su especialización.

Sin embargo, el Director de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) Capítulo Ecua-dor advierte que al igual que en otras profesio-nes, el área de los hidrocarburos tiene muchos puntos de interés; y, si bien hay un conoci-miento general, cada profesional conoce más de un ámbito que de otro.

“Un profesional exitoso debe conocer ínti-mamente su especialización y mantenerse al día en dicha área del conocimiento”, subraya Pérez, un ingeniero eléctrico que aporta deci-didamente a la industria nacional desde 1976.

Un vínculo entrañable con el sector energético, desde la formación académica y un destacado ejercicio profesional, permiten a

nuestro invitado hablar con autoridad del ámbito hidrocarburífero

Cuatro décadas de energía productiva

CArlOs pÉreZ

Ingeniero Eléctrico por la Universidad de Texas, Estados Unidos

Presidente de la Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) Capítulo Ecuador

Gerente General de Halliburton Ecuador

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Gestores

IndUSTRIA, dESARROLLO SUSTEnTAbLERespecto al sector petrolero nacional, consi-dera que durante los últimos años refleja una relativa actividad, la cual se evidencia en la industria, con un importante parámetro de medición: el número de torres de perforación activas, que en la actualidad llega a 37, el más alto de la historia reciente.

Pérez ratifica que Ecuador requiere de la producción petrolera, el principal ingreso para el presupuesto del Estado, para poder ejecutar proyectos de infraestructura y sociales, que el país necesita.

Si bien, el directivo comenta que el precio del crudo está relativamente estable, advierte que si fueran necesarios ingresos adicionales, estos se obtendrán por medio del incremen-to de la producción, que redundará en mayor actividad en la industria y para ello considera importante que se realice un desarrollo sus-tentable, cuidando los impactos sociales y am-bientales negativos.

Manifesta que es fundamental la produc-ción sin poner en riesgo estos aspectos, para lo cual sugiere que se debe ejercer control por parte de las autoridades correspondientes en la implementación de procesos de extracción adecuados y el uso de tecnologías amigables.

iNvOLUCRAR AL PROFESiONAL y A LA EMPRESA

¿Qué lo motivó a asumir una represen-tatividad gremial, dentro de un impor-tante sector energético del país?

Al ser una persona que ha entregado gran parte de su vida a esta industria creí mi deber aceptar este nuevo reto.

El enfoque de nuestra organización es el desarrollo de competencias técnicas, de profesionales relacionados con la industria hidrocarburífera y diseminación de infor-mación aplicable en nuestra geografía.

¿Cuáles son sus principales retos para desarrollar en su gestión?

Conseguir el involucramiento de los profesionales y empresas a nivel local e in-ternacional. Por supuesto, tener el apoyo económico de las empresas para realizar los eventos en beneficio de la industria.

Al ser una entidad sin fines de lucro toda la gestión se hace con la contribución de los profesionales asociados y de las empresas del sector petrolero.

¿Qué espera de los profesionales de su sector y de las empresas vinculadas. Cómo pueden apoyar su gestión?

Muy simple, con su participación. Profe-sionales que vengan a los eventos técnicos programados, participando con sus conoci-mientos y empresas que divulguen sus tec-nologías y mejores prácticas en beneficio de los profesionales y la industria.

¿De qué manera se ha afectado su coti-dianidad, en el ejercicio y atención de su representatividad en el sector?

La atención que demanda la responsabi-lidad de dirección de la SPE Capítulo Ecua-dor requiere de tiempo y esfuerzo si se desea continuidad a la gestión que presidentes anteriores, como mi antecesor, el ingeniero Ítalo Cedeño llevaron a cabo.

Como gerente de una empresa del sector, es mi responsabilidad también hacer ges-tión por la industria. Lo cual es bien visto por la corporación a la que me pertenezco.

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mantener equilibrio entre la necesidad de explotar y

el medio ambiente

Para un especialista con tres décadas de tra-bajo de campo, la perforación de pozos consti-tuye la culminación de un proceso que implica varios estudios geológicos, geográficos, topo-gráficos, logísticos, de yacimientos, de merca-do, económicos, sociales, que se involucran en esta tarea.

Cada perforación implica un verdadero de-safío y cosecha de experiencias, “de las buenas y de las otras; en Bolivia, mientras perforaba un pozo de gas, tuvimos una arremetida del pozo que exigió controlar al extremo. Esto me dejó una inolvidable experiencia y lección aprendida que me ha servido mucho”, compar-te este aprendizaje de vida.

Respecto a las condiciones de nuestros ya-cimientos, dice que entre las técnicas de perfo-ración con mejores desempeños están los po-zos direccionales y horizontales, que permiten una mayor exposición de las arenas producti-vas; también la navegación horizontal eficien-te en el yacimiento, así como el uso de mallas con igualadores de presión que permiten el re-traso en la producción de agua.

El avance tecnológico resulta de gran ayu-da. Como toda la industria, la perforación se ha desarrollado en forma muy dinámica en el último tiempo y cita al perforador automático, la cabina del perforador computarizada, el top drive y sistema de apriete hidráulico.

El ingeniero Juan Vera considera determi-nante para el éxito de la perforación a la buena planificación, incluida la contingencia, el no dejar nada al azar, el contar con un equipo de profesionales, capaz y comprometido con los objetivos de la empresa, y contar siempre con el apoyo de los niveles superiores para llevar adelante el proyecto.

El aumento de la actividad perforadora nos permite acceder a nuevas tecnologías, así como

El desarrollo tecnológico repotenció la industria petrolera y también las exigencias por el cuidado ambiental; el tema de la perforación considera ambos aspectos como imprescindibles

jUAN VerA

Ingeniero en Petróleos por la Universidad de bucarest, Rumania. Presidente de Latin American drilling Safety (LADS) Capítulo Ecuador.

Gerente de Perforación de Andes Petroleum Ecuador Ltd.

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tendenCias F

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el alto precio del petróleo permite incursionar en nuevos proyectos que en otras circunstan-cias estarían archivados.

Considera que se puede mantener el equi-librio entre la necesidad de explotar un campo tan importante como el ITT y el medio am-biente. Tenemos varios ejemplos como el Blo-que 16 y el mismo Ishpingo 1.

Ahora, inclusive existen nuevas tecnolo-gías en perforación como los taladros semiau-tomatizados que reducen el riesgo de acciden-tes e impacto ambiental.

Manifiesta que se ha logrado avanzar mu-cho en los aspectos de eficiencia en la perfo-

La experticia y profesionalismo de Juan Vera destacan que la preservación del medio ambiente y minimizar el impacto, siempre se-rán un reto adicional a la perforación de po-zos y a la industria en general.

Un taladro tiene un tiempo de vida útil de aproximadamente 20 años, dependiendo de su trabajo y mantenimiento. Sin embargo, las exigencias actuales requieren que se rempla-cen partes y equipos que sean de última gene-ración, pero advierte que sean “más automa-tizados y amigables con el medio ambiente”.

¿Ante las exigencias ambientales, el tema de perforación cuánto cuidado le dedica en este sentido y cuál técnica con-sidera de menor impacto al entorno?

En Andes Petroleum es una preocupación permanente el minimizar el impacto ambien-tal en la perforación, con pozos direccionales y horizontales en racimo, fluidos amigables con el ambiente, equipos de última genera-ción con bajas emisiones de gas y sobre todo el monitoreo estricto de todas las operacio-nes que realizamos.

¿Qué sucedería en el caso de lograr ma-yor productividad, nuevos yacimientos, nuevas opciones?

La mayor productividad no solo es desea-ble es indispensable. Algunos expertos consi-

ración así como en los aspectos de seguridad industrial, responsabilidad social y ambien-tal y destaca que “los nuevos profesionales que trabajan en petróleo tienen un alto cono-cimiento académico y con eso pueden suplir su falta de experiencia”.

Comenta que las universidades ecuatoria-nas están graduando buenos profesionales en la industria, por lo cual cree que ya no es re-quisito indispensable el haberse graduado en el extranjero para ejercer un cargo importante y de responsabilidad. Sin embargo, advierte que “la experiencia siempre será deseable y ne-cesaria para muchas posiciones”.

deran que al ritmo actual pasaríamos de ex-portadores a importadores en 20 años. Por lo tanto el ITT y cualquier campo dentro de áreas protegidas deben ser puestos en pro-ducción responsablemente, considerando y minimizando todas las afectaciones que se podrían dar de su explotación.

¿En la dinámica petrolera local, cómo evalúa el tema del control y el soporte normativo para enfrentarlo?

Creo que las entidades de control tam-bién han evolucionado favorablemente en este último tiempo y se pueden ver las di-ferencias con el pasado y los resultados en seguridad y medio ambiente, pero todo es mejorable. En este aspecto LADS está ofre-ciendo su aval y su contingente para ayudar a estandarizar las medidas e implementos de seguridad en los equipos de perforación y reacondicionamiento.

¿Con el paso de los años, se ha hecho más fácil perforar o al contrario?

Los requerimientos de productividad y medio ambiente hacen definitivamente más complejo perforar. Los pozos son más profundos, extensos, expuestos a yacimien-tos depletados, etc. Sin embargo, la tecno-logía y la experiencia nos dan una gran ayu-da para vencer estas dificultades.

EL TEmA AmbIEnTAL, máS qUE Un RETO

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tendenCiasF

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reunión no. 4 Lads Capítulo Coca

informe deresponsabilidad Corporativa 7 reglas para salvar tu Vida, reunión no. 88

Workshop sPe: aplicando las mejores tecnologías en ambientes extremada-mente sensibles

torres dePerforación

bombeo Hidráulico

Conferenciade Gas natural

Organiza: Simulacro MEDEVAC, USFQ - LADSFecha: 15 de mayo de 2014Lugar: Coca, Ecuador Expositor: SCHLUMBERGERInformación: administrador@ladsecuador.org

Organiza: LADS Capítulo EcuadorFecha: 22 de mayo 2014Lugar: Quito – Ecuador Expositor: REPSOLInformación: administrador@ladsecuador.org

Organiza: Círculo de Expertos AIHE Fecha: 23 de mayo de 2014Lugar: Quito – Ecuador Expositor: Carlos ReyesAuspicia: ADRIALPETRO PETROLEUM SERVICES S.A.Información e inscripciones: aihe@aihe.org.ec

Organiza: SPEFecha: 27 al 29 de mayo de 2014Lugar: Quito – EcuadorExpositor: VariosInformación e inscripciones: lac@spe.org

Organiza: Círculo de Expertos AIHEFecha: 4 julio de 2014Lugar: Quito – Ecuador Expositor:HELMERICH&PAYNEInformación e Inscripciones: aihe@aihe.org.ec

Organiza: Círculo de Expertos AIHEFecha: 6 de junio de 2014Lugar: Quito – Ecuador Expositor: SERTECPET Información e inscripciones: aihe@aihe.org.ec

seminarios I

14 p G e p e T r ó l e O & G A s - M AY O 2 0 1 4

ANDES PETROLEUM

ANDES PETROLEUM

ANDES PETROLEUMANDES PETROLEUMCONSORCiO iNTERPEC MARAÑONEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONAS

EP PETROAMAZONAS

EP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONAS

EP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONAS(Offshore Operation)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Shushufindi)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Shushufindi)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Shushufindi)RiO NAPO C.E.M.RiO NAPO C.E.M.RiO NAPO C.E.M.RiO NAPO C.E.M.

oPeradorCCDC (former CPEB)

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HELMERiCH & PAyNEHiLONGPETREXCCDC (former CPEB)CCDC (former CPEB)CCDC (former CPEB)

CCDC (former CPEB)

CCDC (former CPEB)

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PETREX

PETREX

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2000 HP

1500HP / LEE C. MOORE

2000 HP

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2000 HP

CONTiNENTAL EMSCO 2000 HPCONTiNENTAL EMSCO 1500 HPZJ70DB 2000 HP

tiPo de equiPoDRiLLiNG 16” @4000 FT.

DRiLLiNG 8 1/2” HOLE @ 10420 FT

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Comentarios

JOHANNA 1

TAPiR NORTE 6

COLiBRi 7HMARiANN 41OCAnO 2 (bLOqUE 52) LiMONCOCHA H042AUCA A001iAUCA C171H

yUCA G027TAPi B009

CUyABENO K061EDEN yUTURi D177PALO AZUL N052PAÑACOCHA A038YAnAqUInCHA nORTE A005PATA C009DRAGO NORTE D059DURENO A002APAiKA A008HCOCA K029OSO A095HOSO G065yURALPA NORESTE E101AUCA q115DRAGO NORTE E007OSO H116yUCA F026AUCA P056

AMiSTAD 017

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rePortes

taladros en ecuador taladros de perforación

Abril 2, 2014

I

Fuente: Ing. Jorge Rosas

p G e p e T r ó l e O & G A s - M AY O 2 0 1 4

ANDES PETROLEUMANDES PETROLEUMANDES PETROLEUMANDES PETROLEUMCONSORCiO PETROSUDENAP SiPECENAP SiPECEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONASEP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Pardalis Campo Maduro Libertador)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Shushufindi)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Shushufindi)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Shushufindi)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Shushufindi)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Shushufindi)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Shushufindi)EP PETROAMAZONAS(W/ Consorcio Shushufindi)REPSOLRiO NAPO C.E.M.RiO NAPO C.E.M.RiO NAPO C.E.M.RiO NAPO C.E.M.RiO NAPO C.E.M.

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WiLSON 42B

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WiLSON MOGUL 42B-DD

650 HPFRANKS 600XJ 650 (700 HP)LTO-550-viN-26606550 HPSERviCES KiNG 550 HP

tiPo de equiPoW.O.W.O.W.O.W.O.W.O.EvALUATiONEvALUATiONW.O.

W.O.WO (ABANDONO)W.O.W.O.w.o.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.

W.O.

W.O.

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W.O.

W.O.

W.O.

W.O.

W.O.

W.O.

W.O.

W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.W.O.

Comentarios

HORMiGUERO SUR 5MARiANN SUR 3DORiNE 16HWANKE ESTE 1PiNDO 6PARAiSO 10COPAL 1SHUSHUFiNDi 101FRONTERA 01AUCA 121PiTALALA 001PARAHUACU 011PAÑACOCHA C022LMNL-29EDEN yUTURi B161PATA A001PALO AZUL B025YAnAqUInCHA OESTE b020AUCA 021CHONTA ESTE A001FRONTERA 005PARAHUACU A0024DRAGO ESTE A001CUyABENO J041AUCA 036AUCA J153vHR E031PACAyACU A006

SECOyA 18

SECOyA 027

SECOyA 028

ATACAPi 028

SHUSHUFiNDi 136D

SHUSSHUFiNDi v102H

SHUSHUFiNDi A002

SHUSHUFiNDi X211

SHUSHUFiNDi 077

AGUARiCO 26D

SHUSHUFiNDi 17

AMO B19SACHA 207SACHA 274SACHA 234SACHA 245SACHA 2228

Pozo

16

rePortes

taladros de mantenimientoAbril 2, 2014

I

Fuente: Ing. Jorge Rosas

p G e p e T r ó l e O & G A s - M AY O 2 0 1 4

HELMERiCH & PAyNEHiLONGHiLONGPETREXSiNOPECSiNOPECSiNOPECSiNOPECTUSCANy DRiLLiNGTRiBOiLGAS

Contratista

AGiP OiL ECUADORAGiP OiL ECUADORFAST DRiLLiNGGEOPETSAGEOPETSAGEOPETSAKEy ENERGyPETROTECHSAXON ENERGy SERviCES

SiNOPECSiNOPECTRiBOiLGASTRiBOiLGASTRiBOiLGASTRiBOiLGASEP PETROAmAZOnAS (bLOqUE 1)

Contratista

2000 HP2000 HPZJ70DB vFD 2000 HPHELi NATiONAL 1320 UE 2000 HP2000 HP3H-1500ZJ70DB (2000 HP)2000 HPLOADCRAFT 1000 HPDRiLLiNG SERviCE KiNG 1000HP

tiPo de equiPo

OiME 750SLOiME 500XJ 650WiLSON 42B 500UPET 550 HPUPET 550mUSTAnG, 250 HP VARILLERO550 HPCOOPER 550

XJ 550XJ 650SERviCE KiNG 1000 HPSERviCE KiNG 1000 HPSERviCE KiNG 1000 HPSERviCE KiNG 1000 HPWiLSON 42 B DD

tiPo de equiPo

COCA BASESHUSHUFiNDiSACHA LOCATiONMOBiLiZiNG FROM PERU TO OGLAN FiELD (AGiP)COCA BASECOCA BASECOCA BASESHUSHUFiNDiMAiNTENANCE iN COCA BASECOCA BASE

Comentarios

STBy. viLLANO “A”STBy. viLLANO “B”COCA BASECOCA BASECOCA BASECOCA BASE (iN ASSEMBL)COCACOCA BASEPREPARiNG TO MOBiLiZE TO BN3(TECPECUADOR)COCA BASECOCA BASETAmbILLO (qUITO)TAmbILLO (qUITO)TAmbILLO (qUITO)TAmbILLO (qUITO)PENiNSULA STA. ELENA

staCKed

190171620

185188219220102201

taLadro

AOE 1*AOE 2FD 12

245

8900147

907932202203204205

1

taLadro

taladros de perforación disponibles

taladros de mantenimiento disponibles

rePortes

17

TOTA

L

53

13 3 3 4

6

45

3

10

4

13

1 1 1 24

2 1

16

En Operación Stacked

0

10

20

30

40

50

CCD

C

DYG

OIL

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G

GEO

PETS

A

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GY

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TRIB

OIL

GAS

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ANY

AGIP

PETR

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0

5

10

15

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35

40

HIL

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PDVS

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OIL

GAS

TOTA

L

CCD

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En Operación Stacked

HEL

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AYN

E

9

5

22

5 4

9

1

37

10

12

1

4

1 1

I

TALADROS DE PERFORACIÓN TALADROS DE MANTENIMIENTO

Fuente: Ing. Jorge Rosasp G e p e T r ó l e O & G A s - M AY O 2 0 1 4

estadistiCas

18

Producción nacional de petróleo1972 - 2013

50,000

0

100,000

150,000

200,000

250,000

1972

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1974

1975

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1980

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1997

1998

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2001

2002

2003

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2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Públicas Privadas Total Producción Nacional

40

La producción petrolera estatal del año 2013 alcanzó más de 144,9 millones de barriles, registrando un incremento de 8,41%

con respecto al año 2012. Si la empresa estatal petrolera mantiene su producción actual, el año 2014 superará los 156 millones de

barriles, alcanzando un incremento igual a 8,31% en comparación con lo producido en el año 2013. Estos aumentos de producción se

notan a partir del mes de julio del 2013.A continuación más estadísticas.

Fuente: Subgerencia de Planificación - EP Petroecuador

I

(miles de barriles)

p G e p e T r ó l e O & G A s - M AY O 2 0 1 4

estadistiCas

19

Consumo nacional de derivados1972 -2013(miles de barriles)

exportaciones de petróleo1972 - 2013 (miles de barriles)

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

Empresas Públicas Empresas Privadas Secretaría de Hidrocarburos

1972

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1991

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2000

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2002

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0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

GASOLINAS DIESEL 2 FUEL OIL GLP

1972

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1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

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1985

1986

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1991

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1997

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1999

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2001

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2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: EP Petroecuador / Banco Central del Ecuador

Fuente: EP Petroecuador

I

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Producción nacional de gasolina y diésel1972 -2013 (miles de barriles)

importación de gasolina y diésel 1972 -2013(miles de barriles)

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

DIÉSEL GASOLINA

1972

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1981

1982

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0

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25,000

GASOLINA DIÉSEL

1972

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1991

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estadistiCas

20

Fuente: EP Petroecuador y Banco Central del Ecuador (Dirección de Estadísticas Económicas)

Fuente: Agencia Nacional de Tránsito / INEC

Fuente: EP Petroecuador y Banco Central del Ecuador (Dirección de Estadísticas Económicas)

I

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estadistiCas

21

Consumo nacional de gasolina y diésel 1972 -2013 (miles de barriles)

Consumo de energíapor sectores

sector transporte (49,9%):consumo por tipo de transporte

0

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10,000

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25,000

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35,000

TOTAL GASOLINAS

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2008

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2010

2011

2012

2013

TOTAL DIÉSEL 2

Transporte49,90%

Industria9,40%

Residencial13,88%

Construcción10,37%

91 MILLONES DE BEP

Comercial3,35%

Agro, Pesca, Minería1,90%

Consumo Propio6,25%

No Energético4,94%

Carga Pesada37%

Carga Liviana32%

Aéreo6%

Naviero13%

Otros1%

Buses2%

Taxis2%

Autos y Jeeps7%

15 MILLONES DE BEP

Camiones hasta 3 TonFurgonetas hasta 3,5 Ton Camiones > 3

Ton, Volquetas > 3Ton, Tanqueros y Tráilers

Fuente: EP Petroecuador

Fuente: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero - ARCHConsejo Nacional de Electricidad -CONELEC

Fuente: Agencia Nacional de Tránsito / INEC

I

BEP: Barril Equivalente de PetróleoBEP: Barril Equivalente de Petróleo

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Área téCniCa

iNTRODUCCiÓNPetróleo y gas natural participan en forma rele-vante en la oferta regional y global de energía, con más del 50% del total, según datos del año 2012, y con una tendencia en firme para las próximas décadas.

En efecto, a pesar de la necesidad de incor-porar a la matriz energética otras formas menos contaminantes y de los esfuerzos que se hacen en este sentido tanto por parte de los gobiernos como de la industria y los consumidores, los cos-tos muy competitivos, la adaptación tecnológica y los tiempos necesarios para introducir cambios en escala agudizan la actual dependencia de las sociedades respecto de un suministro sustenta-ble y competitivo de hidrocarburos.

Por otro lado, hay consenso entre los diferen-tes actores sobre el agotamiento de las reservas conocidas de petróleo y gas natural; la dificultad para acceder a nuevas acumulaciones, tanto por las complejas tecnologías necesarias como por los altos costos de desarrollo y producción; así como las restricciones sociales y ambientales en algunas regiones.

Por eso es que la industria, con la dinámica innovadora que la ha caracterizado, está respon-diendo al desafío con herramientas que han po-sibilitado descubrimientos en zonas de frontera, mejoras de recuperación en campos maduros y recientemente con desarrollos significativos de los llamados recursos no convencionales.

RECURSOS CONvENCiONALES y NO CONvENCiONALESConviene comenzar por definir: convencio-nal, para comprender mejor las característi-cas diferenciales de los nuevos desarrollos y las dificultades asociadas a su explotación.

Consideramos petróleo y gas convencio-nales a las mezclas más o menos complejas de hidrocarburos líquidos y gaseosos produ-

cidos a través de pozos desde acumulaciones en el subsuelo. Estos productos naturales varían en su presentación desde gases prác-ticamente secos hasta líquidos oscuros y vis-cosos de color negro y con poco gas asociado.

Su origen se relaciona con procesos geo-lógicos que han ocurrido en el seno de las llamadas cuencas sedimentarias, zonas de-primidas de la corteza donde se depositan sedimentos, se forman y modifican las rocas sedimentarias.

Se conoce como sistema petrolero a la asociación, en tiempo y espacio, de los ele-mentos y procesos esenciales para que se acumulen comercialmente petróleo y gas. Estos elementos son: 1. Roca generadora, una roca sedimentaria de grano muy fino y con abundante contenido de materia orgáni-ca; 2. Roca reservorio, un tipo de rocas cuya característica saliente es que poseen porosi-dad y permeabilidad, o sea la capacidad de almacenar f luidos en su seno y permitir su desplazamiento por efectos de los gradientes de presión; 3. Migración y acumulación, que en una secuencia adecuada permitan que los hidrocarburos generados escapen de la roca madre para alojarse en los espacios disponi-bles en la roca reservorio; 4. Sello y trampa, una conformación del subsuelo que detenga el movimiento del petróleo y gas generados y migrados permitiendo su acumulación.

Desde el punto de vista de la explotación de yacimientos algunas características des-tacadas de los sistemas convencionales in-cluyen (Figura 1):• La productividad, o sea la mayor o me-

nor capacidad de producir petróleo y gas, viene dada por la naturaleza ya que es función de la presión (profundidad) de la acumulación, la permeabilidad de la roca y el tipo de f luido (principalmente

Gas no convencional: tecnologías e impacto

en el mercadoIng. Rubén Caligari1

Pr

od

uCCió

n

24

se considera petróleo y gas

convencionales a las mezclas más o menos complejas de hidrocarburos

líquidos y gaseosos,

producidos a través de

pozos desde acumulaciones en el subsuelo

F

1rUBÉN CAlIGArI, ingeniero de petróleos cum laude de la UNC, Argentina. Ha trabajado 30 años en la industria en Argentina y varios países de latinoamérica. Docente de la especialización de petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires. ex Director regional para latinoamérica y Caribe (2008-2011) de la

sociedad de Ingenieros petroleros (spe). Director de specialization Oil & Gas de ADeN Business school.

p G e p e T r ó l e O & G A s - M AY O 2 0 1 4

Pr

od

uCCió

n

25

su viscosidad). Si bien es cierto que hay tecnologías aplicables para mejorar la productividad, estas actúan dentro de lí-mites naturales muy estrictos.

• La distribución de los f luidos en el re-servorio está gobernada por las fuerzas gravitatorias y capilares, es decir encon-tramos agua, petróleo y gas en equilibrio según su densidad y con contactos defini-dos entre ellos.

• Lapresióndelosf luidosenelyacimien-to es proporcional a la profundidad; y, salvo excepciones, corresponde a un gra-diente normal de una columna de agua (0,433 psi/ft).

• Lasreservas,osealosvolúmenesarecu-perar de una cierta acumulación, tienen un fuerte análogo volumétrico. Podemos imaginar siempre una “caja” en el sub-suelo con determinadas dimensiones que contiene el hidrocarburo a extraer.

• Elfactorderecuperacióny,porello,lare-cuperación final estimada desde una acu-mulación, están definidos de antemano dentro de límites estrechos que depen-den de la roca y el mecanismo de empuje, aunque son susceptibles de ser mejorados durante la explotación.

• Paraunascondicioneseconómicasytec-nológicas dadas, hay un número de pozos óptimo, por encima del cual se pierde ren-tabilidad por interferencia entre pozos y por debajo se dejan recursos sin producir.

• Elfactordeéxitoasociadoaundescubri-miento en una cierta cuenca sedimenta-ria depende de las probabilidades asocia-das a los factores críticos del sistema, es decir: Fe = Frm * Fres * Ft * Ftr

Si bien podemos definir con precisión los elementos de un sistema petrolero conven-

cional no ocurre lo mismo con los no con-vencionales, ya que se conocen y explotan diferentes sistemas, algunos con cierta simi-litud con los convencionales mientras que en otros no hay prácticamente elementos comu-nes. Una primera aproximación nos permite clasificarlos según se exploten desde labores superficiales o a través de pozos. Entre los primeros se tienen las pelitas y esquistos bi-tuminosos y las arenas bituminosas (conoci-das como tar sands), estas últimas con gran desarrollo en Canadá.

Las explotaciones a través de pozos permi-ten hoy producir económicamente petróleos extra pesados, como los de la Faja del Orinoco en Venezuela, gas de formaciones de muy baja permeabilidad (tight gas), gas de carbón (coal bed methane) y los que más atención demandan actualmente, como son los shale oil y shale gas.Los recursos asociados a cada una de estas ca-tegorías son más o menos abundantes en la na-turaleza y conllevan mayor o menor dificultad para producirlos, habiendo algunos como los hidratos de metano de los que se conocen gran-des acumulaciones en los lechos marinos aun-que no se dispone de tecnologías para su explo-tación. Esto se resume en el conocido triángulo de los recursos naturales, donde se ve que a los recursos convencionales ocupan una fracción menor, mientras que hacia abajo aumentan las cantidades disponibles como recursos aunque también las dificultades tecnológicas y los cos-tos de explotación (Figura 2).

Figura 2: Triángulo de los recursos naturalesFuente: Adaptado de Masters JA: “Deep Basin Gas Trap, Western Canada” AAPG Bulletin (1979) 63, No. 2:152 y Perry K. Lee J.: Topic Paper #29 “Unconventional Gas”.

NPC Global Oil and Gas Study (2007) 7.

Son acumulaciones de gas y petróleo en la roca madre, remanentes del proceso de migra-ción debido a que el volumen de gas y petróleo generados excede a lo que fue expulsado a lo largo del proceso. Las rocas madre son rocas

recursos no convencionales son acumulaciones de gas y petróleo en la roca madre, remanentes del proceso de migración debido a que el volumen de gas y petróleo generados excede a lo que fue expulsado a lo largo del proceso

F

CAP ROCK

GAS

PETRÓLEO

AGUA

Calidadalta y media

Petróleosen rocas de bajapermeabilidad

Gas enroca madres(Shalegas)

Hidratos(gas)

Reservoriosconvencionales

Mayores costos

Tecnologías más sofisticadas

(volúmenes pequeñosde fácil desrrollo)

Reservorios noconvencionales(volúmenes grandes dedesarrollodifícil)

Petróleo en roca madre(shale oil)

Petróleonegro

pesado

Mantosde carbón(coal bed methane)

Arenasde Tight

gas

Figura 1: El sistema petrolero convencional

p G e p e T r ó l e O & G A s - M AY O 2 0 1 4

sedimentarias de grano muy fino, de origen predominantemente marino, con carbonatos y materia orgánica diseminada y mucha variación vertical y areal. Se incluye aquí a la roca madre, el reservorio y la trampa y como son una condición necesaria a todos los sistemas petroleros existen en todas las cuencas productivas, aunque con di-ferente potencial de explotación. La calidad del petróleo y gas a ser producidos es equivalente a los del sistema convencional, aunque se encon-trarán variaciones según la posición en la cuenca como se verá más adelante.

La porosidad primaria de estas rocas no es elevada, siempre menor a 10%, y se deben con-siderar otros tipos de porosidad que suman a la capacidad de acumulación: Las microfisuras pro-ducidas por efecto de la presión ocasionada por la generación y que permitió que parte del mate-rial se escapara durante la migración y las fisu-ras dentro de la materia orgánica parcialmente transformada y donde se acumula gas adsorbido sobre ésta (Figura 3). Una cuarta forma de po-rosidad lo constituyen las fracturas generadas artificialmente durante la estimulación.

Figura 3: Tipos de porosidad en shales(SPE 124253)

Si bien hay sistemas convencionales con po-rosidades tan bajas como las de los shales, es en la permeabilidad donde se ve la gran diferencia entre ellos. Las permeabilidades en sistemas convencionales pueden ir de 1 a 1000 md (mili-darcys) y llegan a ser tan bajas como 0,01 md en sistemas tight, pero en shales son del orden de las millonésimas de md. Por supuesto, con tales permeabilidades es imposible que haya flujo me-dible, y por eso habrá que generar vías de flujo artificialmente. Como en los sistemas conven-cionales se mantiene una proporcionalidad entre porosidad y permeabilidad, aunque los valores de ésta son varios órdenes de magnitud menores.

CALiDAD EN SiSTEMAS SHALEEl potencial productivo, el tipo de fluido y los diseños de pozo dependen en sistemas shale de parámetros diferentes a los de los sistemas con-vencionales, los que se determinan a través de técnicas especiales:• Extensión areal, espesor y profundidad: La

extensión es proporcional al potencial, así como el espesor, aunque en este caso debe te-nerse en cuenta que espesores muy grandes pueden sugerir la conveniencia de no hacer pozos horizontales, o al menos evaluarlos frente a pozos verticales con múltiples frac-turas. Las profundidades altas encarecen la perforación, pero al mismo tiempo son una garantía adicional de integridad frente al potencial daño a los acuíferos superficiales. Los desarrollos comerciales están en profun-didades del orden de 2.000 a 3.000 m (6.500 a 10.000 ft).

• Cantidaddemateriaorgánica:Amayorcon-tenido orgánico total (TOC) medido en labo-ratorio mayor potencial productivo, aceptán-dose como límites valores de TOC > 2%.

• Grado de transformación (madurez) de lamateria orgánica: La vitrinita es un mate-rial constitutivo del kerógeno, un estado de la transformación de la materia orgánica. El grado de madurez térmica de la roca madre se mide en laboratorio a través del índice de reflectancia a la vitrinita (Ro), y se aceptan que valores de Ro > 0,7 son indicadores de petróleo mientras que si Ro > 1,2 se tendrá potencial de producir gas.

• Propiedades mecánicas de la roca: Depen-den de la composición mineralógica de la roca y tienen importancia para definir el comportamiento de la roca ante esfuer-zos mecánicos, principalmente durante el proceso de fracturamiento hidráulico. Se miden los módulos elásticos, el módulo deYoungyelmódulodePoisson,yaseaenellaboratorio sobre muestras o en el pozo con los respectovos registros eléctricos (módulos estáticos y dinámicos).

• Presión de formación: En general se tratade formaciones sobre presurizadas, con gra-dientes que pueden hasta duplicar el gra-diente normal de 0,433 psi/ft. Mayor presión significa mayor productividad y recupera-ción potencial, aunque complica el diseño del pozo y las fracturas hidráulicas.

Una comparación de parámetros correspon-dientes a diferentes shale plays con desarro-llos comerciales se da en la tabla adjunta:

F

26

1pm EHT=5.00 KV Signal A= SE2 date: 5 Oct 2007 Wd: 5mm mag = 10.05KX

GRANOS

MATERIA ORGÁNICA

Pr

od

uCCió

n

p G e p e T r ó l e O & G A s - M AY O 2 0 1 4

El análisis petrofísico en este tipo de desarro-llo se orienta a identificar los “sweet spots”, áreas donde se superponen buenas propiedades geo-químicas (alto contenido y madurez adecuada de la materia orgánica) con buenas propiedades mecánicas (roca frágil, apta para fracturar) que serán las áreas elegidas para desarrollar con po-zos. Se dispone de tecnologías que, con algunas limitaciones, permiten calcular la cromatografía aproximada de los niveles que se van atravesan-do con la perforación en tiempo real, optimizan-do de este modo la definición de los sweet spots.

TECNOLOGíA EN PLAySNO CONvENCiONALESLa construcción de pozos sigue los lineamientos de los desarrollos convencionales, aunque debe enfatizarse lo relacionado con la integridad de los mismos, especialmente el control de las so-bre presiones y la protección de los acuíferos con cañerías múltiples. Como se perforan cen-tenares de pozos se usan plataformas de pozos múltiples con equipos especiales que permiten mover la torre entre diferentes bocas de pozo sin desmontarla (Figura 4).

Figura5: Sistemas complejos de fracturas hidráulicas y análogo “vidrio roto”

Figura 4: Equipo para perforación de pozos múltiples Flex Rig

Otro aspecto esencial es la fracturación hi-dráulica, indispensable en todos los pozos. En los desarrollos shale no se usan tecnologías cualitativamente diferentes de las usadas en convencionales. Fluidos, agentes de sostén (pro-ppants) y aditivos son semejantes, pero los volú-menes y las potencias involucradas son decenas de veces mayores.

Como las rocas no presentan la anisotropía propia de las rocas reservorio convencionales, en lugar de fracturas que se desarrollan según un plano se tiene aquí un sistema reticulado de fracturas muy complejo, asimétrico y poco pre-decible, como en un vidrio roto (Figura 5).

la extensión areal, espesor y profundidad; la cantidad de materia orgánica; el grado de transformación de la materia orgánica; las propiedades mecánicas de la roca; y, la presión de formación son técnicas especiales de los sistemas shale

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27

TOC (%)

Thickness (mts)

Depth (mts)

Area (Km2)

Reservoir pressure (psi)

Pressure gradient (psi/ft)

STOOiP (Mbbl)

STOOiP/Km2 (Mbbl/km2)

OGiP (Bcf).

OGiP/Km2 (Bcf/km2).

VACA MUerTA BArNeTT

6

200

3.000

30.000

8.000

0,65 - 1,0

?

33 - 58

-

-

5

91

2.286

16.726

3.525

0,47

-

-

422.337

25,3

HAYNesVIlle MArCellUs eAGle FOrD (*) BAkkeN

2

76

3.658

23.310

10.800

0,90

-

-

717.016

30,8

12

61

2.057

245.773

3.375

0,50

-

.

1.499,215

6,1

4

61

2.287

5.180

4.502

0.60

114.000

22,0

-

-

12

30

1.829

51.800

4.200

0,70

200.000

3,9

-

-

Futuros pozosdesde la mismalocación

Pr

od

uCCió

n

Frac en reservorio convencional

Fracturas de bajacomplejidad

Fracturascomplejas en red

Fracturascomplejascon fisuras

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RESERvAS y RiESGO ENDESARROLLOS SHALE

A diferencia de los sistemas convencionales, las reservas no pueden asociarse directamente con un cierto volumen en subsuelo, sino con el volumen de roca madre contactado con la frac-tura hidráulica, conocido como stimulated re-servoir volume (SRV). Por eso, el caudal inicial del pozo determina la producción potencial del mismo. Esta relación se ha comprobado en los diferentes desarrollos con centenares de pozos, y los cálculos de reservas se hacen con métodos estadísticos de extrapolación. Las declinaciones iniciales de los pozos son muy altas, del orden de 70% o mayores, como corresponde a pozos frac-turados en rocas de permeabilidades desprecia-bles. La optimización de los desarrollos depende en gran medida del SRV que pueda crearse, por lo que todo el esfuerzo se orienta al diseño óptimo de las fracturas.

No hay simuladores de flujo para estos sis-temas, aunque es promisorio el avance con mo-delos dinámicos que admiten un refinamiento muy detallado en la zona del pozo acoplados con modelos de subsuelo, que incorporan una red discreta de fracturas naturales.

El concepto de riesgo adopta en shales también un significado especial, ya que su sola existencia demuestra que no existe riesgo de encontrar o no hidrocarburos, sino que éste se asocia con aspectos geológicos (definición de los sweet spots), la prueba de productividad (SRV y su relación con el diseño de fractura) y la posibilidad de desarrollo en escala (logísti-ca, modelo de negocio, suministro de bienes y servicios, curva de aprendizaje).

SOPORTE SOCiAL y AMBiENTAL DE DESARROLLOS NO CONvENCiONALESLos impactos asociados con desarrollos de pro-yectos en no convencionales incluyen el uso del suelo, el agua y el manejo de efluentes. Como deben perforarse miles de pozos hay una gran afectación de suelo, lo que puede ser minimizado mediante perforación de varios pozos desde una locación, fracturas en serie, acueductos y depó-sitos centrales de agua y otras medidas para re-ducir los movimientos en el terreno, por ejemplo centralizando las operaciones y usando líneas transitorias y no camiones tanque para acumu-lar agua en las cisternas.

Se reconoce que se necesitan ingentes canti-dades de agua para preparar el fluido de fractura, por lo que los desarrollos estarán supeditados a

la existencia de la misma y el cuidadoso manejo para que no compita con otros usos, siempre con-trolado por las autoridades competentes.

En cuanto a los efluentes, una parte signifi-cativa del fluido inyectado queda adsorbido en subsuelo y la fracción que vuelve a superficie du-rante la producción debe ser tratada antes de la disposición final para eliminar rastros de hidro-carburos y otros posibles contaminantes.

También se han cuestionado los posibles efectos sísmicos de las fracturas masivas. Sin embargo, la energía puesta en juego durante una operación de fractura hidráulica es de varios ór-denes de magnitud inferior a la liberada durante sismos naturales. El monitoreo de las fracturas que se hace con la técnica de micro sísmica mues-tra efectos muy localizados.

Debe destacarse que la industria ha evolucio-nado de modo de minimizar la ocurrencia de de-rrames y emisiones, y contener y remediar si fue-ra el caso, por lo que no debería haber diferencias con desarrollos convencionales en este aspecto.

Un aspecto positivo de los desarrollos no con-vencionales lo constituye el carácter distribuido en el tiempo, por decenas de años, de las inver-siones asociadas. Esto permite a las comunida-des planificar mejor, construir infraestructura apropiada y recibir regalías más estables, en lu-gar de los impactos muy concentrados en el tiem-po de los desarrollos convencionales.

DESARROLLOS NO CONvENCiONALES y MERCADO GLOBAL DE ENERGíASon evidentes los impactos de los desarrollos tight y shale en gran escala, especialmente en Estados Unidos y Canadá, sobre el mercado glo-bal de energía. La abundante oferta de petróleo liviano y la significativa caída de los precios del gas en esa región son indicadores suficientes, que pueden extrapolarse si se tiene en cuenta la creciente fracción del tráfico de gas natural que circula licuado por barcos.

Esto se ve desde los países consumidores como un beneficio tangible, aunque enciende alarmas entre los exportadores.

En la región, países como Argentina tienen desarrollos concretos en busca de disminuir las importaciones de energía y Colombia planifica en este sentido. Diferentes estudios demuestran que con los precios actuales hay en el mundo recursos no convencionales que superan a los convencionales, y no puede disminuirse la im-portancia de una mayor oferta de energía para el desarrollo de las sociedades.

la industria ha evolucionado

de modo de minimizar la

ocurrencia de derrames y emisiones,

contener y remediar, si fuera

el caso, por lo que no debería

haber diferencias con desarrollos convencionales en este aspecto

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Desde 1986, dygoil Consultoría y Servicios Petroleros Cía. Ltda., se destaca como una empresa líder en la prestación de servicios petroleros. Cuenta con las más reconocidas certificaciones de los Sistemas de Gestión de Calidad (ISO 9001:2008), Gestión Ambiental (ISO 14001:2004) y Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo (OHSAS 18001: 2007), y un personal altamente calificado que le permite ofrecer a to-dos sus clientes un óptimo servicio con tecnología de punta: De esta manera aporta al desarrollo de la industria petrolera ecuatoriana.dygoil ha venido trabajando en diferentes proyectos petrole-ros del país, donde ha sobresalido por su labor y eficacia, un claro ejemplo de ello es la participación en:

• El desarrollo del campo Víctor Hugo Ruales bajo un contra-to de servicios integrados con financiamiento suscrito con la empresa estatal Petroproducción (Petroamazonas E.P.).

• La exploración y explotación de los campos marginales Pucuna y Singue como parte integrante del Consorcio Pe-trolero Amazónico.

• En conjunto con la empresa GEnTE OIL conformó el Consor-cio DGC que mantiene un contrato de prestación de servi-cios con el Estado ecuatoriano para la exploración y explota-ción del bloque 53, donde dygoil actúa como operador.

Oficina Matriz:Edificio dygoil Av. República de El Salvador 309 y SuizaTelef. (593-2) 244-0316, Fax: (593-2) 244-0909 secretaria@dygoil.com – www.dygoil.comquito - Ecuador

Campamentos región Amazónica:Shushufindi: Km. 5 vía Jivino verde - SsfdEl Coca: Km. 7, vía. El Coca-Lago Agrio Guarumo: Km. 45, vía. Lago Agrio-CuyabenoLago Agrio: Km. 0.5 - vía al Aeropuerto

La empresa, con 28 años de trayectoria, se encarga de pro-veer a la industria petrolera de una serie de bienes y servi-cios, tales como:

• Servicios de cable de acero (Slick line).• Servicios de perforación y reacondicionamiento de pozos

(drilling & workover).• Servicios técnicos especializados (operación y manteni-

miento de equipos de perforación y workover).• Operación de campos petroleros.• Provisión de equipos y materiales para la industria petro-

lera (Representante de prestigiosas firmas de Estados Unidos y Canadá).

A futuro, dygoil se proyecta como una compañía líder en ser-vicios petroleros en el Ecuador, ampliando su ámbito empre-sarial, operando con las mejores y últimas tecnologías para mantener a sus clientes plenamente satisfechos a través del lema “La excelencia en el servicio”.

Ing. Octavio Scacco F., MBA - Gerente General

PubLirrePortaJeP

iNTRODUCCiÓN

Este artículo se refiere a la exploración del cam-po ITTI, sus antecedentes, la historia, la geología y los resultados de la perforación exploratoria.También proporciona la posible cantidad del Petróleo Original En Sitio (POES) que podría estar entre los 3.230 millones y 3.990 millones de barriles; las características generales de los yacimientos productores, la estrategia de perfo-ración de desarrollo para cada uno, lo cual podría llegar a los 360 pozos (sin incluir 30 de inyec-ción de agua) con facilidades para tratar hasta 2’500.000 de barriles de fluido.

Las inversiones que posiblemente se reque-rirían, podrían llegar a los 7.000 millones de dólares; la producción esperada estaría entre los 110.000 y 140.000 barriles diarios.

Las divisorias de aguas y la zona donde emer-ge la falla de Tiputini es donde es más fácil tran-sitar; los sectores pantanosos (donde existen sanguijuelas y anguilas) puede detener cualquier tipo de construcción.

La ausencia de una visión integrada y me-ticulosa para su desarrollo pueden convertir a Imuya-Tiputini-Tambococha-Ishpingo en la más grande trampa estructural, estratigráfica y eco-nómica.

ANTECEDENTESLas oportunidades de descubrir crudo adicional al descubierto por CEPE, hasta 1992, surgieron de dos áreas geográficamente opuestas y con condiciones diferentes.

La primera al Oeste, de la Cuenca Oriente, en la faja plegada (Puyo-Macas, la información se tenía solamente de los mapas de Shell) con faci-lidades de comunicación como carreteras, aero-puertos, que en caso de descubrir petróleo, nos ayudarían a incorporar a la producción inmedia-tamente, pero con ninguna información sísmica (solamente Tripetrol en 1997 disparó una línea en esa área).

La segunda al Este, en la zona de Imuya-Tam-bococha-Ishpingo-Curaray donde a pesar de la lejanía de la infraestructura existente en 1990,

exploración y desarrollo del campo ishpingo

tambococha tiputini

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Franklin Paredes1

Pr

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uCCió

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1 FrANklIN pAreDes, ingeniero en Geología de la Universidad Central del ecuador. posee una Maestría en Geociencias con especialidad en Geofísica de la Universidad de Tulsa, estados Unidos. subgerente de

producción de Cepe (1988-1990). Actualmente geofísico de repsol. Miembro de society of exploration Geophysicists (seG), A.p.G. Habla español, quichua e inglés.

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allí sí se disponía de información sísmica y de po-zos perforados por Shell (1948) al igual que Mi-nas y Petróleos (1970), pero también de informa-ción sísmica adquirida por CEPE de 1977 a 1991.

HiSTORiAEn 1921, la compañía norteamericana Leonard Exploration Co. recibió la primera concesión para explorar hidrocarburos en la Región Ama-zónica en un área de 2’000.000 de hectáreas.

Luego, en 1937, el Gobierno de Federico Páez entregó una concesión para exploración

en la Región Amazónica a la compañía Ingle-sa Anglo-Saxon.

En 1938 el Gobierno de Enríquez Gallo entregó 10’000.000 de hectáreas del Oriente Ecuatoriano a la compañía holandesa Shell, que realizó las actividades de exploración en los f lancos y centro de la cuenca orien-tal, y mediante geología de campo y sísmica analógica cartografió las estructuras Vuano, Oglan,CangaineyMacuma,GuarumoYural-pa y Tiputini. Los pozos perforados no pro-dujeron petróleo en cantidades comerciales.

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Ciertas condiciones geológicas y de disposición del terreno pueden convertir a Imuya-Tiputini-Tambococha-Ishpingo en la más grande trampa estructuralestratigráficaeconómica

Ref. Tiputini 1990

La siguiente figura muestra el anticlinal Ishpingo-Tambococha-Tiputini-Imuya Pr

od

uCCió

n

F

Tanday 1Pañacocha 1

Sabalo

PacoPañacocha

Bocachico

Imuya

Río AguaricoZancudo

Tiputini

Yuturi 1 Río Napo

Río TiputiniTiputini

Tiputini

Ishpingo

TambocochaJatun N.

Jatun S.

NuevoRocafuerte

Paujil

22

Río Pacayacu

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A inicios del siglo XX

se producen las primeras

aproximaciones petrolíferas

en el país

El campo Tiputini fue cartografiado y perforado por Shell en 1948 (20 pies en BT1) sobre la margen derecha del río Napo (para lo cual construyó la pista del mismo nom-bre, como lo hizo en el río Arajuno, Shell, etc. y construyó campamentos en medio de la selva sin acceso externo, pista de aterriza-je-campamento).

La estructura Tiputini-1 fue cartografia-da también por Shell, Minas y Petróleos y perforada por esta última en 1970 (60 pies en M1); las estructuras Ishpingo (U, M1, BT) y Tambococha (M1, BT,BT1) fueron carto-grafiados por Minas y Petróleos en 1969, por CEPE entre 1983, 1985 y 1990 y perforados por Petroecuador (CEPE) en 1992.

CEPE, considerando que la exploración debe estar de 10 a 15 años adelante de la producción para reemplazar las reservas que el país consume, y con la finalidad de establecer oportunidades a corto, mediano y largo plazos (siendo crítico el tiempo de retorno de la inversión), entre 1978 y 1984 realizó la prospección sísmica del área Co-nambo, Lorocachi (río Curaray) Ishpingo, Tambococha, Tiputini e Imuya (al norte del río Aguarico -norte de Sancudo Cocha) y el área Cuyabeno-Vinita-Panacocha-Imuya-Ti-putini entre 1985 y 1992.

En el verano de 1985 (agosto) se efectua-ron las primeras investigaciones para la logís-tica a lo largo de los ríosAguarico, Yasuni yTiputini para determinar los puntos de apoyo

para la perforación exploratoria y desarrollo futuro de los campos a descubrirse y para determinar las condiciones ambientales du-rante el verano (los moretales nos darían una idea del área inundable, la estación llu-viosa va de fines de marzo a julio con vientos que soplan de SE a NE, tanto Ishpingo como Imuya, y más aun Tambococha se llena de agua en invierno, el verano va desde agosto a fines de marzo (las tortugas ponen huevos hasta febrero).

En 1990 se elaboró un plan de Explora-ción y Desarrollo de Tiputini e Ishpingo (se esperaba iniciar el desarrollo en el 2000) y en forma expeditiva se hizo el cálculo del Petró-leo Original En Sitio (POES) para las estruc-turas del área utilizando como datos una po-rosidad del 18%, una Sw del 22% (10 pies de arena con esos factores nos da un poco más de 2.5 MBO de POES), el cierre estructural y el área de esas estructuras, (que tenían alta posibilidad de tener crudo por haberse for-mado desde inicios del Cretácico).

El objetivo del proyecto consistía en ex-plorar el eje anticlinal Imuya, Tiputini, Ish-pingo-Curaray (cuya expresión estructural se prolonga hasta el sitio donde se perforo el pozo Cunambo en el Perú), mediante la perforación de los pozos: Ishpingo-1, Ishpin-go-2, Tambococha-1 e Imuya-1.

Para su explotación deberíamos hallar crudo liviano similar al de Pañacocha (lagu-na de las pirañas) lo que se implementaría

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ESTRUCTURAS DE PERFORACiÓN

estructura ishpingo:El nombre se debe al árbol de la canela cono-cido en quichua con el nombre de Ishpingo.

Ishpingo-1. Exploratorio para probar la are-nisca M-1 y el pozo. Ishpingo-2. de avanzada, para probar la extensión norte de Ishpingo.

estructura tambococha:El nombre proviene de una laguna cerca de la cual se encuentra ubicado el pozo.

Tambococha-1. Exploratorio para probar la continuidad entre Ishpingo y Tiputini-1 (mi-nas) de petróleo en la arenisca m1, y la po-sible presencia de gas en los sedimentos Carboníferos y Devónicos (similar a Hua-mampampa en Bolivia).

estructura imuya: Su nombre se debe a la laguna del mismo nombre, no fue perforada por intervención de las comunidades del sector.Se esperaba encontrar petróleo en la arenis-ca M1 y Basal Tena (BT y BT1).

estructura tiputini: El mapa de Shell mostraba que la parte más alta estaba en Tiputini minas, mien-tras que el sitio donde fue perforado el pozo constituía una nariz estructural solamente, fue perforado allí, probablemente por faci-lidades de logística (pista de aterrizaje). La presencia de petróleo en la arenisca bT1, puede insinuar una gran trampa estructural estratigráfica hasta Imuya.

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mediante la perforación de los pozos Sábalo y Paujil para mezclarlo con el crudo de Ish-pingo-Tambococha-Tiputini-Imuya, y así no tener que gastar energía en tecnología de punta (calentarlo) para su transporte.

Para el transporte del crudo de esta zona se construiría un ducto por la margen iz-quierda del río Napo (así no interrumpiría-mos territorio Quichua y Huao asentados al lado derecho del río Napo), que servirían para incorporar, el crudo de otras estructu-ras como Jatun Norte (Apaika), Jatun Sur (Obe),Yuturi,ylosquepodríanañadirseenun futuro cercano.

EL OBJETivO FUE PERFORAR

En primera instancia, la estructura Ishpin-go (800 MBO, sería el objetivo principal, pues el POES de esta estructura era crítico para las inversiones de desarrollo).

En segunda instancia Imuya (400 MBO que se incorporaría por un ducto que se construiría a lo largo del eje anticlinal Imu-ya-Tiputini, para incorporar el petróleo que podía encontrarse a lo largo de ese eje).

En tercera instancia perforar la estruc-tura Tambococha para determinar la con-tinuidad del yacimiento M1 entre Ishpingo y Tiputini y la posible presencia de gas en yacimientos del Precretacico (Jurásico, Pér-mico, Carbonífero o Devónico como en la Formación Huamampamba en Bolivia).

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Pr

od

uCCió

n

Las reservas de las dos primeras estruc-turas (1.200 MBO) constituirían un volu-men crítico para la rentabilidad y viabilidad del proyecto.

Las estructuras se perforarían en el siguiente orden: Ishpingo-1, Ishpingo-2, Tambococha-1, Imuya-1, Sabalo-1 y por úl-timo Paujil-1.

GEOLOGíA

Ishpingo, Tambococha, Tiputini e Imuya son parte de un eje anticlinal de rumbo submeridio-nal, sobre de un sistema de fallas verticales, cuyo lado levantado está a favor de la pendiente regio-nal (up to the basin).

Estas fallas fueron invertidas a partir del Cre-tácico superior y su arreglo en echelon se debe al acomodamiento ante la compresión oeste - este.

Las estructuras del Cretácico influenciaron la distribución de los sedimentos clásticos.

La generación del petróleo (paso de kerogeno a bitumen) proviene de rocas del Cretácico y la migración es casi coeval a la sedimentación y es-tructuración de las trampas.

El petróleo también se encuentra en sedi-mentos Terciarios como Basal Tena (BT y BT1), la migración del petróleo a los sedimentos Tercia-rios ocurre cuando los sedimentos clásticos Cre-tácicos se ponen en contacto con las areniscas de la Formación Tena, ya sea por erosión parcial del Cretácico, como por fallas y fracturas.

FM

ESO

ZÓIC

OER

A

FORMACIÓN LITOLOGÍAMIEMBRO

ARENISCA BASAL BT1

ARCILLAS ROJAS

CALIZA BIOMICRITICAARE. QZ. GLAUC.ARE. QZ. GLAUC.ARE. QZ. CALIZA Y LUTITA GRIS - OSC.

ARE. QZ. CEM. CALCÁREO

ARE. QZ. GLAUC.

ARE. QZ. GLAUC.ARE. QZ. GLAUC.

ARE. GLAUC. QZ.CALIZA Y LUTITA GRIS - OSC.

LUTITAS GRISES OSCURASY CALIZAS MICRITICAS

ARE. QZ.

ARE. QZ.

BASAL NAPO CALIZA “C”

ARENISCA BASAL NAPO

ARENISCA “M - 1”

ARENISCA “M - 2”

PRINCIPAL

SUPERIORMEDIA

INFERIOR

SUPERIORMEDIA

INFERIOR

ARENISCA “U”

CALIZA “B”

LUT. NAPOSUP.

BT

CALIZA A

MARCADOR “L”

CALIZA M-2

PETRÓLEODESCRIPCIÓN LITOLÓGICA

TENA

NAPO

HOLLÍNPRE - CRETÁCICO

CRET

ÁCIC

O

CEN

OM

ANIA

NO

- CA

MPA

NIA

NO

EDAD

A

PERI

ODO

ARENISCA “T”

COlUMNA esTrATIGrÁFICA De lA seCCIóN CreTÁCICA Del ITT

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La existencia de crudo pesado en ITTI es el resultado de biodegradación y lavado por agua (de los livianos).Formación de las estructuras: El adelga-zamiento entre el Cretacico y el Terciario (adel-gazamiento entre Caliza M2 y M1, onlap de Tena sobre Napo) implican un inicio de la estructura-ción en el Cretácico.

RESULTADOS DE LA PERFORACiÓN EXPLORATORiAIshpingo-1: Petróleo en la arenisca T (re-sidual!!), U, areniscas M2, arenisca M1 y Basal Tena. Ishpingo 2, petróleo en U, are-nisca M-2, M1 y Basal Tena.Tambococha-1: Petróleo en M1, Basal Tena (BT y BT1). Logró determinar la ausencia de continuidad de petróleo entre Ishpingo y Tambococha, por cuanto se encontró un contacto de petróleo a nivel de la arenisca M1. No se perforó toda la secuencia de lo que se creían eran sedimentos del Devónico (similares a los Guarumo-1).Imuya-1: No se perforó por acción de la comunidad. Sus resultados podría servir para perforar más pozos entre Imuya y Tiputini Shell.Sábalo y Paujil: Resultaron no comercia-les (probablemente por cuanto se observaba una estructura falsa producida por efecto de la capa metiorizada en superficie).

El valor del POES para los yacimien-tos M1 y Basal Tena de las estructuras Ishpingo, Tambococha Tiputini se calcu-

ló inicialmente en 1350 MBO, (Ishpingo, 800 MBO; Tambococha, 150; e, Imuya, 400), considerando un espesor de 50 pies para la arenisca M1.

POES actual: alrededor de 3200 MBO y 3990 MBO.Considerando los parámetros de porosidad, saturación de agua, mencionados anterior-mente y los espesores encontrados en los pozos, en forma expeditiva se tendrían los siguientes valores de POES:ISHPINGO: 2550 MBO Sobre esta estructura se perforaron dos pozos; en la culminación más alta el pozo Ishpigo-1, y en la más baja el pozo Ishpin-go-2 con la finalidad de que a este último no se le llame exploratorio como es el caso del pozo Eden-1 (perforado en la nariz norte de Yuturi).Sepodríadecirqueasucierremáxi-mo (3P) se podrían tener un valor de reser-vas de hasta: 2.550 MBO.

U : 20 Km*3 Km*(80*2.5/10): 1200 mbOm1: 20 Km*3 Km*(80*2.5/10): 1200 mbObT: 20 Km*3 Km*(10*2.5/10): 150 mbO

Oportunidad: Perforar y hallar petróleo al lado hundido de la falla. La BT con 20 pies podría tener un POES de hasta 300 MMBO, y podría llegar a considerarse como yacimiento de objeti-vo primario (desde el punto de vista economico), debido a que las areniscas son consolidadas y la producción tendría un bajo corte de agua.

Gráfico de las provincias amazónicas. División

política mapa referencial de explotación de crudo

Pr

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Riesgo: Imposibilidad de construir una plataforma para perforación de toda la es-tructura (por la zonas de pantanos).Arenisca M1. no consolidada y alta satura-ción de agua.Arenisca U, alta saturación de agua, pre-sencia de kaolinita y con un factor de re-cobro bajo.

Tambococha: 47 MBOm1: 2 Km* (1Km*50*2.5/10): 25 mbObT (bT y bT1): 3 Km*1Km*30*2.5/10): 22 mbO

Oportunidad: La BT1 podría duplicar el POES de BT.

Riesgo: Reservas menores. Imposibilidad de construir una plataforma para la perforación.

Tiputini Minas: Caso más probable: hasta 390 MBO m1: 12 Km*2 Km*(50*2.5/10): 300 mbObT: 12 Km*2 Km*(15*2.5/10): 90 mbOCaso máximo, hasta 630 MBOm1: 14Km*3 Km*50/10): 525 mbObT: 14 Km*3 Km*10/10): 105 mbO

Riesgo: Zona de baja velocidad del aluvial del río Napo, que podría disminuir el cierre de li-mitar el POES y apenas podría alcanzar los 6Km*3Km*50’ 45 MBO.

CARACTERíSTiCAS GENERALES DE LOS yACiMiENTOS Los sedimentos clásticos y no clásticos (muy pocos) del cretácico se depositaron sobre un basamento de comportamiento elástico, donde los aportes debieron ser uniformes y con pocas variaciones de espesor. Arenisca T: Son areniscas relativamente lim-pias y se observa petróleo (residual) solamente en el pozo Ishpingo-1, en la zona conocida en otros sitios como T Media.Arenisca U: La arenisca U tiene un espesor de más de 100 pies y se constituye por cinco cuer-pos que requieren ser separados para su aná-lisis y su desarrollo deba hacerse de acuerdo a las características individuales de cada cuerpo.El cuerpo inferior sobre la caliza B tiene un es-pesor de hasta 40 pies y es la extensión lateral de las calizas y lutitas que sobreyacen a la cali-za B en Shushufindi (Sur del A-6) en Anaconda (Anaconda-1 –Calizas-), son areniscas no muy limpias y en el pozo Ishpingo están constitui-das por lutitas y calizas, sobre este sobreyace,

el nivel 2 con presencia de Kaolinita, que pro-bablemente se deriva de los cuerpos ígneos localizados al oriente de esta estructura, el nivel 3 que no es muy limpio, en cuya sección superior puede o no desarrollarse un cuerpo de arena, el nivel 4 esta costituido por dos y hasta tres cuerpos arenosos que culminan al tope con la presencia de un marcador (Magen-ta) regional calcáreo de no más de dos pies de espesor que es muy claro en casi toda cuenca (ejemplo pozo Cantagallo-1).

Arenisca U superior: constituye un yaci-miento de pequeña magnitud que se desarrolla entre la base de la Caliza A, y el marcador Ma-genta, esta arenisca desaparece hacia el Norte del pozo Tambococha-1.

Areniscas M2: Se ubica bajo la Caliza M-2 y por sobre la Caliza A, constituye un yacimiento de areniscas glauconíticas y que se dividen en tres subsets (a, b y c), siendo la unidad c la de mejor calidad (probada en el pozo Shiripuno Centro-1), y descansa sobre los sedimentos oca-sionalmente calcáreos de la Caliza A. Entre la Caliza A y el marcador Magenta se desarrolla la arenisca U superior, que ocasionalmente, pue-de tener buenas características de yacimiento.

Arenisca M1: Se observa un espesor que va de lo 50 a 100 pies, esta arenisca podría dividir-se en tres cuerpos, los dos superiores general-mente constituidos de arena poco consolidada, y el inferior ocasionalmente consolidado (a la base ocasionalmente se desarrolla un cuerpo poco consolidado -bajo intervalo de tiempo de tránsito-). La inconsolidación se debe a que probablemente estuvo un gran tiempo cerca de la superficie (arenas de marea y fue enterrada muy rápidamente).

Arenisca Basal Tena: A la base de la Forma-ción Tena y sobre la discordancia (K-T) (Loc. Tipo: Anticlinal Mirador Anzu) se desarrolla una secuencia de arcillas arenosas de color gris que se le ha designado como Tena inferior, a la base de esta y con un espesor de hasta 100 pies se desarrolla la zona que se le puede llamar Ba-sal Tena1 y la Basal Tena propiamente dicha.La arenisca Basal Tena, es de carácter fluvial, está presente en las estructuras Ishpingo, Tam-bococha y Tiputini Shell, mientras que la BT1, se halla en todos los pozos como unidad pero se desarrolla como arenisca solamente en las estructuras Tambococha (25 pies con petróleo)

las estructurasdel Cretácicoinfluenciaron la distribución de los sedimentos clásticos. el origen del petróleo es cretácico y la migración parece ser casi coeval a la sedimentación y estructuración de las trampas en la Amazonia ecuatoriana

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Observar con especial atención

el tema social y ambiental

Número de Pozos: 360Se puede calcular el número de pozos divi-diendo el POES para un pozo cada 10 millo-nes de barriles.

iNvERSiONES

Número de pozos: hasta 360 (sin incluir inyectores)perforación:9’000.000 de dólares por cada pozoDuctos:5 dólares por pie/pulgadaplanta de tratamiento: USD 500’000.000 por cada 100.000 barriles.

POLíTiCAS DE DESARROLLO DEL iTT

Consideraciones de respeto a la Comunidad y Medio Ambiente.

Construcción de derechos de vía solamente, al sur del río Tiputini dejando intacto cualquier acceso externo (la construcción de vías de di-rección perpendicular a las divisorias de aguas, para que los ductos resulten menos costosos, pues deben atravesar pantanos).Oleoducto para fluidosEnterrar el ducto como si fuese construido costa afuera.PersonalEl personal debe ser de las áreas de influencia. Para operadores deben emplearse bachilleres a los cuales se deberán capacitarlos (curso de tres a seis meses). El usar personal del área requerirá menos gastos en transporte y el dinero del sala-rio se queda en la zona.

Cumplir con principios preservación del Medio Ambiente y de Seguridad Física.

Utilizar a empresas del lugar, en las que par-ticipen sus pobladores, pensar que las instala-ciones queden para actividades de turismo.

TIPO dE COnTRATO:El contrato debe ser el mejor regulador.

Cualquier contrato debe someterse a con-curso público con empresas de reconocida sol-vencia técnica, económica y ética (no adeudar al IESS, al Fisco, etc.).

Lo importante es que el Estado reciba el me-jor beneficio económico, sea operado por una empresa privada, mixta o estatal.

Este artículo se basa en datos expeditivos, de acuerdo a las actividades de exploración, de-sarrollo y la producción efectuadas por CEPE (PETROECUADOR).

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y Tiputini Shell (15 pies con petróleo) y podría continuar hasta Imuya.

El espesor de arenisca de Basal Tena (BT & BT1) varia de 0 pies en Tiputini Minas a más de 60 pies en Tiputini Shell. La arenisca Basal Tena podría tener contactos diferentes, si los canales son separados, que podría interpretarse como un cierre común para toda la estructura ITT.

En las zonas cercanas a Tiputini Minas podría tener un empuje de agua común con la arenisca M1, y podría constituirse en objetivo principal de desarrollo en el Campo ITT debido a que es consolidada y distribuida en forma re-gular con excepción de Tiputini-1 Minas (simi-lar al Bermejo 2).

DESARROLLO

ESTRATEGiA DE PERFORACiÓN(Debe pero no incluye recuperación mejorada)

Ishpingo: Delimitar los yacimientos mediante la perforación de pozos direccionales, hasta seis de cada plataforma, continuar el desarrollo median-te la perforación de pozos solamente horizonta-les para la arenisca M1 y tanto horizontales como direccionales a la arenisca U Inferior.Tambocha: Horizontales solamente.Tiputini: Delimitar la estructura con perfo-ración de los pozos direccionales, hasta seis de cada una de las plataformas, continuar el desarrollo mediante la perforación de pozos horizontales a la M1.

PERFORACiÓN DE DESARROLLO DE LOS yACiMiENTOSLas arenisca U y M1 deben desarrollarse como yacimientos separados como si fuesen dos cam-pos diferentes.Desarrollo de U: perforar pozos direccionales hasta la caliza B, completar los niveles 2 y 3 y Workover posterior a los niveles 4 , 5 y U supe-rior o M2, si están presentes.Arenisca M1: Por tratarse de un yacimien-to mayormente constitudo por areniscas no consolidadas, se perforarían pozos horizon-tales solamente.

En torno a las zonas en las que la Basal Tena se halle junto a la M1 ( sin separación por un sello, y en el caso de que estén muy cerca al CAP de M1), se podría drenar la M1 completándola en Basal Tena.

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Evaluación de Formaciones | Construcción de Pozos | Terminación | Producción

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HERRAMIENTAS PARA PERFORACIÓN

En su primera corrida en Ecuador, el ensanchador RipTide de Weatherford posibilitó que el liner fuera asentado en la profundidad programada luego de no haberlo podido hacer en un primer intento, sin ampliar. La operadora ya había desistido de ensanchar la sección de 8-1/2” a 9-7/8” debido a que la herramienta utilizada anteriormente generaba demasiada vibración, dificultando los registros durante la perforación. De esta manera, era imposible asentar el liner de 7 pulgadas a la profundidad total de 11,189 pies.

El ensanchador de perforación RipTide posee un diseño innovador y puede ser activado de forma mecánica o con cápsulas de RFID (identificación por radio frecuencia). Esta tecnología permite activar y desactivar la herramienta de forma electrónica en cualquier momento durante el viaje o la perforación, siendo el RipTide el primer ensanchador equipado con éste dispositivo.

Weatherford ha corrido su RipTide con éxito alrededor del mundo y ahora lo tiene disponible en Ecuador. Contacte su representante Weatherford para trabajar en conjunto con nuestro equipo especializado en herramientas para perforación.

RipTide® permitecorrida de liner en Ecuador

RESULTADO REAL

análisis del ciclo de vida y selección de sistemas de levantamiento artificial en

campos madurosdel ecuador

1. COnCEPTOS báSICOS

1.1 LEvANTAMiENTO ARTiFiCiAL:

Se define como el uso de métodos o tecnologías para incrementar el flujo de fluidos, tanto gaseo-sos como líquidos, desde un pozo de producción petrolera hacia la superficie.

De manera general esto se logra por me-

dio de dispositivos mecánicos en el pozo, tales como bombas, reduciendo el peso de la columna hidrostática por medio de la inyección de gas a cierta profundidad del pozo o una combinación de todos estos.

El levantamiento artificial es necesario en aquellos pozos donde la presión del reservorio no es la suficiente para impulsar de manera natural los fluidos hasta la superficie a una tasa de pro-

Ing. José Ernesto Jaua1

2 jOsÉ erNesTO jAUA AleMÁN, graduado en Ingeniería mecánica de la Universidad metropolitana en Caracas, ha realizado estudios de Sistemas de Producción en la Universidad de Texas A&m y diplomado de

Liderazgo Empresarial del Tecnológico de monterrey. desde el año 2000 ha trabajado en el área técnica y gerencial de Sistemas de Levantamiento Artificial en diversos países de Latinoamérica como Argentina,

brasil, Venezuela y Ecuador. Forma parte del directorio de la SPE Capítulo Ecuador y es miembro activo desde el año 2005. Actualmente y desde el año 2011 se desempeña como Gerente de Sistemas de

Producción en Weatherford Ecuador.

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el levantamiento artificial es

necesario en aquellos pozos

donde la presión del reservorio no

es la suficiente

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Nota: Estos rangos son referenciales y dependerán de las condiciones operativas reales

Figura 1: Rangos de Aplicación Sistemas de Levantamiento

ducción que sea económicamente rentable.Los procesos de levantamiento artificial

transfieren energía al fondo del pozo. Los princi-pales y más utilizados métodos de levantamien-to artificial son:

Levantamiento Artificial por Gas (Gas Lift): Se inyecta gas a una profundidad determinada de la tubería de producción, reduciendo el peso total de la columna de fluido y facilitando produ-cir al reservorio con el uso de su propia energía.

Es importante que para emplear este méto-do la disponibilidad de una gran cantidad de gas para la inyección.

Bombeo Mecánico (BM)Una bomba de desplazamiento positivo tipo pistón es instalada en el pozo, la cual es ac-cionada mediante varillas comúnmente metá-licas que conectan a la bomba en fondo y a la unidad de superficie.

La unidad de superficie convierte el movi-miento rotativo de un motor eléctrico o de com-bustión en el movimiento axial necesario para accionar el sistema.

Bombeo Electrosumergible (BES): Consiste en una bomba centrífuga multietapas conectada a un motor de fondo, el cual convierte la energía eléctrica en cinética. El motor eléctri-co es alimentado y controlado desde la superficie mediante un cable eléctrico.

Bombeo Hidráulico Jet (HL): Fluido, comúnmente agua, es inyectado al pozo a alta presión. Este fluido, llamado fluido de poten-cia, pasa a través de una bomba jet tipo venturi.

El efecto venturi generado por el fluido de po-tencia genera una caída de presión que permite el ingreso a la bomba de fluido de producción del pozo. A la salida del venturi se recupera una alta presión la cual permite que los fluidos de poten-cia y de producción, ya mezclados, se desplacen hasta la superficie.

Bombeo de Cavidades Progresivas (PCP): Consiste en la instalación de una bomba de des-plazamiento positivo tipo helicoidal la cual, en su aplicación más común, es accionada median-te varillas metálicas que están conectadas a la bomba de fondo y a un motor en superficie que genera el movimiento rotativo necesario para ac-cionar el sistema.

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1.2 UTiLiZACiÓN y RANGOS DEAPLiCACiÓN DE SiSTEMAS DELEVAnTAmIEnTO ARTIFICIAL:

A continuación, se presenta una referencia gráfi-ca de los rangos de aplicación y utilización a nivel mundial de los diferentes Sistemas de Levanta-miento Artificial.

1.3 CAmPO mAdURO:

Es aquel campo expuesto a una explotación de sus reservas. Esta explotación ocasiona pérdi-das de energía del yacimiento, la cual se traduce en disminución de la presión de reservorio y por lo tanto una caída en la productividad del pozo.

Más del 70% de la producción mundial de hidrocarburos proviene de campos considera-dos maduros.

BombeoHidráulico Jet (HL)

BombeoElectrosumergible (bES)

UTiLiZACiÓN A NivEL MUNDiAL1%

10% - 20%

15,000

Sin Restricción

18%

10% - 30%

superior a 10,000

Sin Restricción

52%

55% - 70%

4,000

14,000

12%

50% - 75%

5,000

8,000

17%

RANGOS DE EFiCiENCiA35% - 50%

CAUdALES máXImOS (bFPd) superior a 10,000

PROFUNDiDADES (FT)10,000

Bombas deCavidad Progresiva (PCP)

Bombeomecánico (bm)

GasLift (Gas Lif)

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2. SELECCiÓN DE SiSTEMAS DELEvANTAMiENTO ARTiFiCiAL

Actualmente, y desde hace ya algunos años, existe una innegable tendencia a nivel mundial a perseguir incansablemente el uso racional de los recursos y hacerlo de una manera amigable con el medio ambiente. Esto nos ha forzado a mirar, desde una perspectiva diferente, la ma-nera en como nos desempeñamos en cada una de nuestras actividades cotidianas, ya sea en el área social y doméstica, así como en el ámbito profesional y tecnológico. Especialmente en este último, de manera de manera muy rigurosa, las corporaciones concentran grandes esfuerzos y recursos de sus organizaciones en buscar mé-todos y sistemas de mayor eficiencia, hacer más con menos. La industria petrolera y energética, tanto a nivel mundial como en Ecuador no es, de ninguna manera, ajena a esta realidad.

En lo que respecta a la producción petrolera y particularmente a la selección de los sistemas de levantamiento artificial el criterio de selec-ción ha tenido su principal enfoque dándole un peso preponderante y de manera principal a tres factores:• Enprimerlugarseconsideraelconocimien-

to y la confianza en alguna tecnología, en particular por parte de los diferentes depar-tamentos técnicos y gerenciales, dentro de las empresas operadoras.

• Capacidad de levantamiento que tendrá aquel sistema para producir el caudal de flui-do esperado del pozo.

• InversiónInicial para su implementación. Incluso es común ver que en algunas ocasio-nes no se considera como inversión inicial el material que la operadora tiene en stock, proveniente de compras pasadas, sin consi-derar que al momento de la compra, por muy antigua que fuere, implicó un costo para la corporación.

Si bien estos tres factores son fundamentales en la implementación de cualquier tecnología, todos ocurren solo en la fase inicial del proceso de selección y conducen a decisiones que tienen un impacto económico de manera inmediata. Esta aproximación pasa por alto otros factores con los que se deberá convivir durante los años de la vida del proyecto y que determinarían un

impacto muy profundo en la rentabilidad para la operadora y en el medio ambiente.

Al momento de realizar la selección de un sis-tema de levantamiento es recomendable realizar un estudio que considere un ciclo completo de vida del proyecto y que nos permita definir un costo real en el que incurrimos por cada barril de petróleo producido. En este análisis se con-sideran factores claves, más allá de la inversión inicial, tales como:

Costos de instalación del sistema• Costos de equipo de intervención de pozo, inclu-

yendo mano de obra propia y subcontratada.• Otros costos logísticos, como pueden ser

grúas, vehículos, tanques y otros accesorios requeridos para la operación.

• Tipo de equipo para la instalación: Equipode workover, Equipo varillero, slick line. Los cuales tiene importante impacto en tiempos de producción diferida y en costo.

Consumo energético

Costos operativos• Mantenimientospreventivosycorrectivos.• Inspecciones.• Costos derivados de la producción diferida

como consecuencia de paradas operativas.

Costos de reparación/reposición en caso de fallas• Sedebeconsiderarlafrecuenciadefalladel

sistema.• Costosdeintervencióndelpozo.• Costosdereparacióny/oreposicióndelsiste-

ma o componentes fallados.• Costos derivados de la producción diferida,

contados desde la falla del sistema hasta el restablecimiento de la producción.

Valor remanente de los activos al final del ciclo de vida del proyecto (Valor de Salvataje)• Valoreconómicoodeutilizacióndelossiste-

mas al final del ciclo de vida del pozo, el cual estará ligado a la depreciación de los equipos.

Como se aprecia, hay un número importante de factores que al ser evaluados, con frecuencia, arrojan resultados inesperados en lo que respec-ta a dólares invertidos por cada barril producido y que nos ayudan a tener una visión más clara sobre el método de levantamiento que deberá ser

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Al momento de realizar la selección de

un sistema de levantamiento es

recomendable realizar un

estudio que considere un ciclo completo de vida

del proyecto

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3. PUmP LIFE CYCLE COSTS (LCC) –Costo de Ciclo de vida de Sistemasde Bombeo

Numerosos estudios independientes existen para analizar en detalle las metodologías de eva-luación económica de sistemas de bombeo o co-nocidos en la industria petrolera como sistemas de levantamiento. Uno de los más completos y fáciles de implementar es el realizado de mane-ra colaborativa en el año 2001 por el Hydraulic Institute, Europump y la (OIT) Oficina de Tecno-logías Industriales del Departamento de Energía de los Estados Unidos. Este estudio conocido como LCC (Life Cycle Cost) es una herramienta gerencial de análisis que tiene por objetivo ayu-dar a las empresas a minimizar el desperdicio y maximizar el uso de la energía en la implemen-tación de diferentes sistemas, incluyendo los sis-temas de bombeo.

Este estudio arroja resultados sorprendentes y que rompen con muchos paradigmas. Demues-

tra que precisamente el factor al que se le da una mayor atención al momento de seleccionar una tecnología, como los es la inversión inicial, tiene un impacto porcentualmente mucho menor den-tro del ciclo de vida del sistema respecto a otros factores como los costos operativos de repara-ción y mantenimiento, así como el costo asocia-do al consumo energético.

Estos dos últimos factores tienen un impacto que en muchas ocasiones supera el 80% de todos los costos involucrados en un proyecto de siste-mas de bombeo.

Para obtener acceso a la información detalla-da de este estudio el mismo se encuentra publi-cado en la internet y se puede realizar la búsque-da en la dirección electrónica: https://www1.eere.energy.gov/manufacturing/tech_assistance/pdfs/pumplcc_1001.pdf. Recomendamos ampliamente su lectura análisis y aplicación.

4. PANORAMA ACTUAL EN EL ECUADOR

La producción petrolera del Ecuador se ha ca-racterizado, durante muchos años, por imple-mentar Sistemas de Bombeo Electrosumergible (BES) y Bombeo hidráulico Jet (HL) como méto-dos principales de levantamiento artificial.

Estas tecnologías han traído grandes be-neficios y han contribuido, de manera muy im-portante, con la industria petrolera nacional, además de ser ampliamente conocidos y bien manejados por el personal técnico de las empre-sas operadoras en el Ecuador.

Estos métodos se caracterizan por tener su rango operativo principal en pozos de alto caudal (Ver Figura 1) mayores a 1.000 barriles de fluido producidos por día (BFPD). Para caudales me-nores, los niveles de eficiencia de estos sistemas empiezan a caer y de manera mucho más acen-tuada por debajo de los 500 BFPD. Lo cual tiene implicaciones importantes en el nivel de consu-mo energético y sus costos asociados.

El factor de las bajas eficiencias -a bajos cau-dales- de estos sistemas de levantamiento ar-tificial, conjugado con la realidad del país en lo que respecta a la madurez de sus campos y el in-cremento de pozos con producciones menores a 500 BFPD han forzado a las operadoras, aun de manera incipiente, a mirar hacia otras alternati-vas de levantamiento para alcanzar la máxima producción de los pozos de manera más rentable y amigable con el medio ambiente. Entre los sis-temas evaluados están Bombeo Mecánico (BM)

seleccionado dentro de las opciones disponibles y que, incluso con un costo de levantamiento por barril menor, nos permita conseguir una produc-ción óptima del pozo.

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y Bombeo de Cavidades Progresivas (PCP), que por su propia naturaleza técnica, al ser sistemas de desplazamiento positivo, poseen una alta efi-ciencia a bajos caudales.

5. OPERACiONES RíO NAPO y LA NUEvA PERSPECTivA EN LA SELECCiÓN DE SiSTEMAS DE LEvANTAMiENTO

En el año 2012 se realizó un Estudio de Optimi-zación de Consumo Energético de Sistemas de Levantamiento Artificial en el Campo Sacha, el cual fue presentado en conjunto con la SPE capí-tulo Ecuador ese mismo año (Para más detalles del evento ir a http://www.spe-ecuador.org/actua-lidad-fotogalerias/galeria_003.html)

El análisis fue el inicio de la evaluación de nuevas tecnologías de levantamiento artificial que, hasta la fecha, han arrojado la implementa-ción de Bombeo Mecánico en tres pozos y estu-dios de otros pozos, así como una actualización realizada al estudio de 2012.

Estudio de consumo energético de sistemas de levantamiento artificial - 2014Durante el último trimestre de 2013 y el pri-mero, de 2014 se realizó un levantamiento de información de todos los pozos productivos del Campo Sacha para un mapeo de producciones, sistemas de levantamiento artificial implemen-tado y consumos energéticos de los mismos.

Al momento del estudio, Operaciones Río Napo contaba con los siguientes pozos producto-res por sistema de levantamiento:

BESBHBM

TOTAles

sIsTeMA DeleVANTAMIeNTO

60292

91

pOZOVerTICAl

pOZODIreCCIONAl

11751

123

TOTAl

177343

214

Figura 2. Pozos por tipo de levantamientoCampo Sacha

Para avanzar con el estudio de optimización se realizó una selección de pozos donde es aplica-ble una tecnología diferente a BES y BH en donde no exista sacrificio de producción. El filtro fue realizado y se seleccionaron los pozos verticales con producciones iguales o menores a 600 BFPD, igualmente se seleccionaron los pozos direccio-nales con producciones iguales o menores a los 300 BFPD. El resultado de la selección arrojó los siguientes resultados:

BESBH

TOTAles

sIsTeMA DeleVANTAMIeNTO

332457

pOZOVerTICAl

pOZODIreCCIONAl

273

30

TOTAl

602787

Figura 3. Pozos con bajos caudales por tipo de levantamiento Campo Sacha

Para los pozos del cuadro anterior se reali-zó el cálculo de consumo energético en Kilova-tios-hora/día (Kwh/d) basado en parámetros operativos reales:

BESBH

TOTAles

sIsTeMA DeleVANTAMIeNTO

602787

TOTAlpOZOs

CONsUMO eNerGÉTICO kwH/D99,67549,873

149,548

Figura 4. Consumo energético pozos seleccionados

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BES + BHBMAHOrrO eNerGÉTICO

COSTO KWH (USD/KWH)AHORRO POR CONSUMOENERGéTiCO (USD/DíA)

AHOrrO pOr CONsUMOeNerGÉTICO (UsD/AñO)

sIsTeMA DeleVANTAMIeNTO

8787

TOTAl pOZOs

CONsUMOeNerGÉTICO

(kwH/D)149,54851,71597,833

0.36

35,219

12,584,935

Figura 5. Ahorro energético

Figura 6. Costo de Levantamiento por Barril

Para los pozos seleccionados se realizaron diseños para producción mediante Bombeo Me-cánico y también se desplegó la comparativa de consumo energético: BES

BHBM

sIsTeMA De

leVANTAMIeNTO

7,875,933,62

UsD/BArrIlDIFereNCIA

Vs BM(UsD/BArrIl)

4,252,31

---

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El análisis completo demuestra que para pozos con producciones mayores a los 1.000 Ba-rriles de fluido por día, los Sistemas de Bombeo Electrosumergible y Bombeo Hidráulico conti-núan siendo una alternativa tanto técnica como económicamente rentable para la operadora. Por su parte los sistemas de mayor eficiencia que se traduce en menor consumo energético, bajo cos-to operativo, de reparación y mantenimiento, y en el caso específico de este estudio los Siste-mas de Bombeo Mecánico, pueden generar aho-rros de costos cercanos al 45% para pozos con producciones promedio entre 150 y 400 BPPD y ahorros cercanos al 25% para pozos con pro-ducciones cercanas a los 600 BFPD en el campo Sacha de Río Napo.

Con los resultados obtenidos del análisis se demuestra que el factor Consumo Energético debe ser considerado de manera muy importante al momento de seleccionar un sistema de levan-tamiento artificial.

Igualmente, se realizaron evaluaciones LCC de Ciclo de Vida de Proyecto y de manera compa-rativa los Sistema de Bombeo Mecánico presen-tan ventajas considerables en lo que respecta a los siguientes factores:• Costos de consumo energético (visto en la

sección anterior).• Costos de reparación al tener equipos de

fondo de bajo costo.• Costos de intervención al no requerir de

unidad de workover.• Producción diferida, corresponde a la dis-

ponibilidad de equipo varillero para resta-blecer producción y rapidez de cambio de ele-mentos de fondo.

Dentro del análisis LCC (Life Cycle Cost) para los pozos operando actualmente con bom-beo mecánico y considerando los factores que influyen en los costos de inversión y operativos de manera comparativa respecto a sistemas de Bombeo Electrosumergible y Bombeo Hidráulico bajo las mismas condiciones operativas de pro-ducción de fluido (250 BPPD) BSW 5% y profun-didad de asentamiento de la bomba (9000 pies), el resultado de costo de levantamiento por barril arrojó los siguientes resultados.

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6. CONCLUSiONES

Las condiciones operativas en la gran mayoría de los campos petroleros en el Ecuador, considera-dos como campos maduros, obligan a las opera-doras a analizar, de una manera más detallada, la selección de los sistemas de levantamiento ar-tificial. Este análisis tiene que ir mucho más allá de la inversión inicial y de la confianza que se tiene en los métodos más comúnmente usados.

Si al momento del análisis y de seleccionar el mejor sistema de levantamiento se pasan por alto factores como el consumo energético, los costos de intervención de pozos, de reparación y reposición de sistemas, el mantenimiento, la vida útil de los sistemas y la producción diferida, al corto plazo puede significar costos excesiva-mente elevados para el inversionista, mismo sea estatal o privado.

Para realizar un análisis detallado y que nos arroje un costo realista de levantamiento por barril de petróleo producido existen diversas he-rramientas ya desarrolladas, entre ellas el LCC o Costo de Vida del Proyecto (Life Cycle Cost),

resulta una herramienta de toma de decisio-nes fundamental y práctica. Esta herramienta se recomienda sea utilizada sin obviar ningún dato requerido y ser aplicada en la selección de sistemas de levantamiento en cada pozo, enten-diendo que cada pozo es un proyecto diferente y que sus condiciones operativas y constructivas pueden diferir del pozo vecino.

Se ha demostrado, mediante casos reales, que sistemas para caudales bajos a medios y de alta eficiencia como Bombeo Mecánico son perfec-tamente aplicables y que pueden desempeñarse de manera exitosa con elevados tiempos de vida, alta confiabilidad y fácil operatividad.

La unión de todos estos factores y un trabajo detallado de ingeniería y gerenciamiento de pro-yectos puede rendir grandes frutos a los inver-sionistas e implicar sumas millonarias de aho-rros económicos, lo cual no solo aumentará las ganancias netas de los emprendimientos brin-dando una posición más sólida para reinversión, sino que también se traducirá en operaciones más limpias, amigables con el medio ambiente y con las comunidades.

Sistema instalado en Campo Sacha

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HILONG OIL SERVICE & ENGINEERING ECUADOR CIA. LTDA. es un gran conglomerado corporativo especializado en la industria del petróleo y gas natural; forma parte de HILONG GROUP OF COMPANIES, una de las empresas Privadas de mayor prestigio en China con una de las fábricas más grandes de tubería de perforación a nivel mundial; sus acciones se cotizan en la Bolsa de Valores de Hong Kong. HILONG OIL SERVICE & ENGINEERING ECUADOR CIA. LTDA. es una subsidiaria de Hilong S&E. Hilong Ecuador inició sus actividades en Julio de 2009, en el Bloque 17; posee en total 4 taladros de perforación de 2000 HP, 3 taladros de reacondicionamiento o workover de 650 HP y 1 unidad de pistoneo (swabbing unit) trabajando y operando actualmente en Ecuador con varias compañías, incluyendo la Estatal Ecuatoriana Petroamazonas EP, Andes Petroleum Ecuador Ltd. Consorcio Shushufindi, Río Napo, entre otras.

Productos y ServiciosOfrece servicios con taladros de perforación, workover y completación de pozos y; servicio de aplicación y reparación de hardbanding; servicio de recubrimiento de tubería; servicio de fluidos de perforación, servicio de perforación direccional, cementación y todo tipo de tubería para la industria petrolera, tal como: tubería de perforación, tubería de producción, tubería de revesti-miento; proporcionándo a sus clientes las garantías máximas en calidad y estándares de seguridad y ambien-te, a los mejores precios del mercado ecuatoriano.

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E-mail: marketing@hilongecuador.com Web: www.hilonggroup.com

Para optimizar la producción de pozos horizontales se debe considerar la heterogeneidad del yacimiento para retardar la entrada de agua al pozo, la cual es aún más crítica cuando se

combina con la presencia de un acuífero fuerte. Uno de los métodos utilizados para contro-

lar esta condición es establecer un movimiento uniforme de fluidos desde el yacimiento hacia el pozo utilizando completaciones con dispositivos de control de flujo (Inflow Control Device-ICD).

En este artículo se muestra la metodología, el software y las herramientas utilizadas para optimizar las completaciones horizontales enfo-cadas a obtener la mayor producción de petróleo retardando la producción de agua. La metodolo-gía considera lo siguiente:

estado del arte en la completación de pozos

horizontales con dispositivos controladores de flujo

Ing. Ricardo Jorquera1

• Conocimientodelyacimiento.• Propiedadesdelosfluidosdeyacimiento.• Variacióndelapermeabilidadalolargode

la sección horizontal e influencia de la mis-ma en la predicción de irrupción agua/gas en el tiempo.

• Controldelflujoanular.• EspecificacionesdelosICDs,tasasynúme-

ro de ICDs en las completaciones.Atendiendo a la variación de las propiedades

del yacimiento en función del espacio, aquellos localizados en la Cuenca Oriental del Ecuador son heterogéneos. En las diferentes formaciones atravesadas por pozos verticales, direccionales y horizontales observamos variación espacial de propiedades como permeabilidad, porosidad, es-pesor y saturación de fluidos.

Per

fo

ra

Ció

n

Figura 1. Registro LWD y permeabilidad

calculada. Sección del yacimiento atravesada

por el pozo horizontal

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1 rICArDO jOrQUerA, ingeniero en petróleos de la Universidad Nacional de Cuyo, Mendoza, Argentina. Ingresó en Halliburton en 1976 y desde la fecha se ha desempeñado en diferentes posiciones técnicas en

Argentina, Bolivia, Brasil, Venezuela, México y perú. Desde 2007 se desempeña como Technology Manager de Halliburton ecuador. Autor de varios artículos del society of petroleum engineers (spe). Activo participante de

seminarios y eventos nacionales e internacionales.

MINIMUMAVerAGeMAXIMUM

31746

7532

perMeABIlITY [md]

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Enfocándonos en los pozos horizontales, es común encontrar a lo largo de una sección hori-zontal de 1000 ft variaciones de permeabilidad en el orden de ½ a 1 ciclo logarítmico; esto es, variación de 500 md a más de 1 darcy entre zo-nas. La figura 1 muestra el registro LWD de una sección horizontal y la permeabilidad calculada a partir de las curvas del registro.

Una vez completado este pozo con una com-pletación convencional tipo liner ranurado o mallas para contención de arena y es abierto a producción, las zonas más permeables aportarán mayor cantidad de fluidos, petróleo en los prime-ros tiempos desde que el pozo navegó en zonas con baja saturación de agua.

El punto de atención aquí es que debido a la cercanía del contacto, por acción de la extracción y fuerzas capilares y viscosas, el agua comienza a moverse precisamente por las zonas más per-meables e irrumpe en el pozo. Cuando esto suce-de, la producción de agua continúa en aumento en detrimento de la producción de petróleo. Se produce una conificación/cresta de agua desde el CAP hacia el pozo por las zonas más permeables.

Si el contraste de viscosidad entre el petróleo y el agua es considerable, al irrumpir ésta, la pre-sión de fondo fluyente aumenta y por las zonas

donde todavía no ha irrumpido el agua la pro-ducción de petróleo cae dramáticamente debido a un menor drawdown.

La figura 2 muestra la producción de petró-leo y agua en dos situaciones: cuando se abre a producción y cuando el agua irrumpió por las zonas más permeables. En la parte superior se muestra la caída en producción de petróleo cuan-do el agua entra por las zonas más permeables. La producción de petróleo también cae en las zo-nas por donde no está entrando agua.

Para evitar que ocurra la prematura entra-da de agua en pozos horizontales se utilizan completaciones con dispositivos de control de flujo – ICDs por sus siglas en inglés (Inflow Control Devices).

Un ICD es una herramienta que produce una caída de presión adicional cuando el fluido pasa a través de ella, de manera que distribuidas a lo largo de la sección horizontal trata de ecualizar el flujo de entrada de fluidos haciendo que sea uniforme; disminuyendo la entrada por las zo-nas más permeables y permitiendo producir a las zonas menos permeables.

En el caso del pozo horizontal de la figura 1 y figura 2, una completación con ICDs se diseña-ría segmentando el pozo en función de las varia-

Per

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Ció

n

en las diferentes formaciones atravesadas por pozos verticales, direccionales y horizontales observamos variación espacial de propiedades como permeabilidad, porosidad, espesor y saturación de fluidos

Figura 2: Arriba-Entrada de petróleo a lo largo de la sección horizontal (antes y después de la entrada de agua). Abajo: Entrada de agua (al comienzo de la producción y cuando irrumpe por las zonas más permeables)

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ciones de permeabilidad. Frente a las zonas más permeables se colocarían juntas ICDs configu-radas de manera que ocasionen mayor caída de presión que aquellas juntas colocadas frente a las zonas menos permeables. Las zonas con contras-te en permeabilidad se segmentan con packers hinchables colocadas en la completación.

Halliburton comercializa tres tipos de ICDs llamados pasivos, además de una herramienta de nueva generación que se basa en principios hidrodinámicos diferentes para causar la caída de presión diferencial de acuerdo al fluido que pasa a través de ella. Esta se denomina Auto-nomous ICD (AICD).

• HalliburtonEquiFlow®FixedTubeICD.• HalliburtonEquiFlow®AdjustableTube

ICD.• HalliburtonEquiFlow®AdjustableNozzle

ICD.• HalliburtonEquiFlow®AutonomousICD.

La figura 3 muestra una configuración gene-ral de un ICD de tipo Tubo Ajustable, pero tam-bién es válida para el caso de Nozzle u Orificio Ajustable. La herramienta esta construida sobre un tubo de producción comercial estándar (ej: 4-1/2” N-80, 11.6 lb/ft).

El fluido de yacimiento pasa a través de una malla filtrante, viaja por el anular entre la malla y el tubo base entrando a una cámara donde se encuentran los tubos u orificios. Aquí se produce la caída de presión y posteriormente entra hacia el interior de la tubería de producción por orifi-cios más grandes maquinados en la misma.

En el rango de viscosidad de los petróleos en Ecuador (>5cp, <200 cp), los ICDs tipo tubo u ori-ficios tienen buen desempeño cuando el fluido

que está pasando a través de ellos es fase petró-leo. Cuando el agua comienza a incrementar, la caída de presión a través del dispositivo no varía mucho o se hace menor de acuerdo al contras-te de viscosidad entre el petróleo y el agua y el rendimiento de la completación disminuye en lo referente a controlar el corte de agua.

Halliburton introdujo en Ecuador en 2012 una nueva generación de ICDs denominado EquiFlow®AutonomousICD(AICD).Sinpartesmóviles, el AICD ha demostrado en pruebas de flujo de laboratorio que puede reducir el agua no deseada por más del 50%, simplemente cam-biando el comportamiento del flujo.

La figura 4 muestra la configuración del dispositivo. Igual que los ICD pasivos; el fluido proveniente del yacimiento pasa por una malla

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Ció

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Figura 3. Configuración de un ICD

Figura 4. Configuración de los EquiFlow® Autonomous ICD

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Halliburton introdujo en ecuador en

2012 una nueva generación de

ICDs denominado equiFlow®

Autonomous ICD (AICD). sin partes

móviles, el AICD ha demostrado

en pruebas de flujo de

laboratorio que puede reducir el

agua no deseada por más del 50%

simplemente cambiando el

comportamiento del flujo

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filtrante antes de ingresar a la sección de válvu-las AICDs. Cada junta puede contener de cuatro a ocho válvulas distribuidas lateralmente.

También se muestra en corte el diseño inte-rior de la válvula o vortex.

La figura 5 muestra cómo se mueven los flui-dos en el interior del vortex. El agua, que tiene baja viscosidad toma una ruta más larga, más tortuosa a través del dispositivo. El petróleo, de mayor viscosidad; toma una ruta corta y directa. Esto hace que la caída de presión a través de la válvula cuando pasa agua sea mayor que cuando pasa petróleo. En forma autónoma el dispositivo cambia la presión de fondo fluyente a consecuen-cia de las caídas de presión causada por fluidos que pasan a través de él.

Retornando al pozo de la figura 1 y figura 2, en el mismo se instaló una completación con AICDs compuesta de 20 juntas AICD y cinco em-pacaduras hinchables como se muestra en la fi-gura 6. Los AICDs funcionan como un sistema, frenando la producción de agua de las zonas con

alta saturación de agua y a vez promueve la pro-ducción de las zonas de petróleo adyacentes.

A diferencia de una completación con ICDs pasivos explicada anteriormente, frente a las zonas más permeables los AICDs no produ-cen ninguna restricción o la misma es mínima cuando el fluido que pasa a través de ella es petróleo; el pozo produce cercano a su máxi-mo potencial. La caída de presión comenzará cuando arribe el agua.

Para lograr mayor efectividad las zonas con contraste de permeabilidad se agrupan seg-mentando la sección de completación con em-pacaduras hinchables.

Estas son simplemente arreglos de elastó-meros que reaccionan con los fluidos del pozo, petróleo y/o agua aumentando su volumen, de manera que se logra un sello efectivo en el anular entre la completación y el pozo.

Con esto se evita movimientos de fluidos por el anular y se obliga a los mismos a pasar por los AICDs que controlan ese segmento.

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Figura 5. A la Izquierda, el movimiento de agua a través del AICD. A la derecha se muestra el movimiento de petróleo de mayor viscosidad

Figura 6. Completación con 20 juntas AICDs - Sección horizontal segmentada con Swellpakers

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La figura 7 muestra alguna de las configura-ciones de empacaduras hinchables. Pueden ser simplemente camisas que se deslizan y aseguran a un tubo de producción estándar o pueden dis-ponerse ya vulcanizadas a un trozo de tubería.

La producción de los pozos horizontales com-pletados con AICDs muestra diferencias notables con los pozos vecinos completados con cualquier otro tipo de completación. Las completaciones con liner ranurado ya no son usadas en Ecuador por ninguna operadora, salvo que el pozo hori-zontal este navegando en alguna formación don-de se conoce que no producirá agua.

Las figura 8, figura 9 y figura 10; muestran la producción de fluido, petróleo y agua de tres pozos vecinos navegando en la arena Tp. Los po-zos Well1 y Well2 se completaron con tecnolo-

gía ICDs pasivos tipo nozzle. El pozo Well-3 fue completado con AICDs.

La figura 8 muestra la producción de fluido de los tres pozos. El pozo completado con AICDs produce menor cantidad de fluido que sus veci-nos. Sin embargo, produce más petróleo que sus vecinos como se observa en la figura 9.

La figura 10 muestra la gran ventaja que tiene

en la producción de agua una completación con AICDs. Claramente se observa que para mante-ner una tasa de petróleo aceptable, la operadora tiene que producir grandes volúmenes de fluido con alto corte de agua, mientras que con AICDs con menor cantidad de fluido, produce más pe-tróleo. El valor agregado por la completación AICDs es evidente.

Figura 8. La completación con AICDs produce menos fluido

Figura 9. El pozo completado con AICDsproduce más petróleo

Figura 10. El pozo completado con AICDs produce en el orden de tres a cuatro veces menos cantidad de agua que

los pozos vecinos

Per

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Figura 7. Configuraciones

de empacaduras hinchables

la producción de los pozos horizontales

completados con AICDs muestra

diferencias notables con los

pozos vecinos completados con

cualquierotro tipo de

completación

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Fluid Well2-Nozzle

Fluid Well1-Nozzle

Fluid Well3-AICDS

Well1-NozzleAICDS vs ICDS (Nozzle)Fluid Production

Well2-Nozzle

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Production Time [days]

Prod

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AICDS vs ICDS (Nozzle)Oil Production

Well1-Nozzle Well2-Nozzle

Well3-AICD

0 100 200 300 400 500 600

Production Time [days]

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Oil Well2-Nozzle

Oil Well1-Nozzle

Oil Well3-AICDS

AICDS vs ICDS (Nozzle)Water Production

Well1-Nozzle Well2-Nozzle

Well3-AICD5000

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Prod

uctio

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Water Well2-Nozzle

Water Well1-Nozzle

Water Well3-AICDS

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En Ecuador se evidencia una elevada fuga de combustible hacia los países vecinos y un mal uso en el consumo. Ello es inevitable a consecuencia del diferencial en el precio de la gaso-

lina y del diésel cercano a 2,5 y 3 dólares por galón, respectivamente, en comparación con precios internacionales.

El contrabando y mal uso de los combusti-bles tienen varios efectos negativos, entre los cuales se pueden resaltar:• Eldeterioroenlacomercialización,distri-

bución y producción de los combustibles líquidos.

• Problemasdeordeneconómicoparanues-tro país.

• Sobredimensióndelconsumodecombusti-bles y aumento del subsidio.

Por esta situación es necesario implementar mecanismos de control para el abastecimiento y asignación de cupos de combustibles para evi-

tar la fuga y mal uso.En cuanto a los controles es necesario auto-

matizar el proceso con el propósito de contra-rrestar el contrabando de combustibles genera-do por el diferencial de precios con la situación de Colombia y Perú.

Con respecto a los cupos, considero pruden-te que sean entregados bajo responsabilidad a las Comercializadoras para que ellas a su vez distribuyan a sus Estaciones de Servicio propias o bajo contrato.

Previamente es necesario revisar la confor-mación de la cadena de distribución que toma hasta llegar al usuario:• Laactividadderefinaciónesrealizadapor

el Estado.• LaimportaciónesefectuadaporelEstado.• El almacenamiento a granel está a cargo

del Estado.• LadistribuciónmayoristadelasComercia-

lizadoras suman 16 en el área automotriz.

Ing. Ernesto Grijalva H.

Control de contrabando y mal uso de combustibles

en el ecuador

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• Lostransportistasdeloscombustiblesque,en su mayoría, son privados y también de propiedad de las Comercializadoras o de terceras personas.

• Losdistribuidoresminoristasoestacionesde servicio (EDS) son de propiedad de las Comercializadoras o particulares afiliados a estas últimas y que suman 1182 EDS a marzo del 2014.

La Constitución de la República del Ecuador en su artículo 313 determina: “El Estado se reser-va el derecho de administrar, regular, controlar y gestionar los sectores estratégicos, de con-formidad con los principios de sostenibilidad ambiental, precaución, prevención y eficiencia. Los sectores estratégicos, de decisión y control exclusivo del Estado, son aquellos que por su trascendencia y magnitud tienen decisiva in-fluencia económica, social, política o ambien-tal, y deberán orientarse al pleno desarrollo de los derechos y al interés social. Se consideran sectores estratégicos la energía en todas sus formas, las telecomunicaciones, los recursos naturales no renovables, el transporte y la re-finación de hidrocarburos, la biodiversidad y el patrimonio genético, el espectro radioeléctrico, el agua, y los demás que determine la ley.”

En el Ecuador, las refinerías son de propiedad de EP Petroecuador: la Refinería Amazonas en Shushufindi con 20.000 BPD de capacidad de pro-ceso; las Refinerías de La Libertad con una capaci-dad de proceso igual a 45.000 BPD y la Refinería Estatal de Esmeraldas con 110.000 BPD de capa-cidad de proceso.

Las importaciones son en su totalidad realiza-das por la Gerencia Internacional de la empresa estatal EP Petroecuador.

El transporte y la logística conforman par-te de la red de ductos que nacen en los centros de industrialización y terminan en los termi-nales de almacenamiento. Este transporte lo realiza EP Petroecuador.

El transporte por poliducto es complementado con transporte terrestre contratado por el comer-cializador o por las estaciones de servicio para llevar el combustible líquido desde los terminales de EP Petroecuador a las estaciones de servicio.

Los terminales de EP Petroecuador son las instalaciones físicas, construidas y operadas en tierra, necesarias para almacenar, manejar y des-pachar al por mayor combustibles líquidos deriva-dos del petróleo a las EDS.

El último eslabón de la cadena consiste en la distribución y comercialización de los combusti-bles desde las EDS al consumidor final.

Las Comercializadoras son compañías encar-gadas de la intermediación y control de los com-bustibles entre EP Petroecuador y la distribución minorista, EDS. Los agentes mayoristas abande-ran la mayoría de estaciones de servicio mediante acuerdos comerciales.

El abanderamiento consiste en exhibir la mar-ca comercial del distribuidor mayorista del cual se abastece la estación de servicio, misma que no podrá vender los combustibles líquidos derivados del petróleo de otra marca comercial diferente a la que está exhibida.

Cabe mencionar que las Comercializadoras pueden importar directamente el combustible.

Los precios de los combustibles son subsidia-dos e incluyen el IVA que es asumido por el usua-rio. Los precios de la gasolina y diésel son fijados por el gobierno central a través de la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos (ARCH).

El mercado ilegal de combustibles se abastece fundamentalmente de tres fuentes: la toma clan-destina; el robo a instalaciones de EP Petroecua-dor o el contrabando.

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el sistema de distribución de combustibles cumple varias fases: las primarias a cargo exclusivo del estado y la parte final –la más cercana al consumidor- en su mayoría en manos privadas

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la rigurosidad del control debe

extenderse a lo largo de la cadena de distribución,

desde la producción,

importación, almacenamiento, carga, transporte

en autotanques y estaciones de

servicios

RESUMEN DE LOS TRABAJOS A iMPLEMENTAR CON EL SiSTEMA dE COnTROL mEdIAnTE TAG O CHIP:

• Implementación de tarjetas elec-trónicas o chip adherido a cada auto tanque que opere en los diferentes terminales o refinerías del país.• Con la implementación de estas tarje-tas se obtienen estadísticas, nombre e identificación de las personas que ope-ran los autos tanque para su control.• Las tarjetas no deben ser falsificables.• Solo los volúmenes autorizados por el Gobierno a través de la ARCH, pue-den ser transportados con el control de las tarjetas electrónicas.

• después de la entrega del combus-tible en las estaciones de servicio se debe controlar la venta a los usuarios.• Instalación de alarmas programa-bles para volúmenes despachados a cada comercializador y a cada esta-ción de servicio.• Hacer público todo este control a través de visualización vía WEB de todo el sistema, desde cada terminal o refinería, comercializadora y estacio-nes de servicio en tiempo real.

• Rápida implementación de tarjetas electrónicas.• Rápida implementación de tarjetas sin riesgos.• multiaplicación.• multitecnologías.• Uso amistoso – interfaz de usuario y de control.• Arquitectura abierta ( API, SdK).• Sistema preciso y probado.• Sin riesgos.

LAS VEnTAJAS dE ESTE SISTEmA SOn:

El recorrido por las experiencias inter-nacionales más relevantes en relación con los diferenciales de precios de combustible permite concluir que el problema de contra-bando no es exclusivo de Ecuador.

El fenómeno se ha observado en distin-tas partes del mundo en diferentes momen-tos del tiempo, bajo la única condición de dicho diferencial de precios.

Las experiencias en todo el mundo in-dican también que, a largo plazo, el con-trabando a través de las fronteras puede ser prevenido exitosamente mediante la colocación de un tag o un chip en las esta-ciones de servicio para registrar la placa y el momento en el que se adquiere el com-bustible; la revisión de los autotanques en las carreteras; y la implementación de una tarjeta inteligente que permite identificar cantidad y destino permanentemente.

A continuación presento un resumen de los trabajos a implementar con el sistema de control mediante tag o chip:

iMPLEMENTACiÓN DEL SISTEmA dE COnTROL:

Es necesario efectuar el control a través de toda la cadena logística de la distribución de combustibles: desde la producción, la im-portación, el almacenamiento, la carga, el transporte en autotanques y las estaciones de servicios.

El ciclo iniciaría, por un lado, en las re-finerías; y, por otro, en los terminales de almacenamiento, donde se establecerán mediciones, para determinar las cantidades producidas o almacenadas para cada tipo de combustible, utilizando sistemas telemé-tricos como el denominado Scada.

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Así mismo se puede realizar un control de identificación de los conductores auto-rizados. Es posible tener una completa vi-sualización de las posiciones de carga y en tiempo real monitorear el movimiento de los auto tanques dentro de las estaciones o terminales de carga.

Todo se realiza por consolas vía WEB, cualquier persona autorizada podrá tener acceso en cualquier parte del mundo.

SEGUndA FASE dEL COnTROL: Cuando los tanqueros se encuentren en las rutas de distribución se podrán controlar de manera detallada, de tal forma que se puedan generar:• Alertasdetodotipo,comoporejemplo,

rutas autorizadas, tiempos de entregas, paradas, velocidades, destinos autoriza-dos, etc.

• Controlgeográficodepartidas,tránsitoy destino.

• Controldelosvolúmenesdelacargayladescarga.

• Sistemainteligentedealertasycontrol.

la activación de sistemas telemétricos de última tecnología ofrece efectivas formas de control en todas las fases y la pronta implementación de correctivos para reducir las fugas de combustibles

PRImERA FASE dEL COnTROL: Una vez que ingrese el producto de impor-tación a los terminales de almacenamiento y que los poliductos entreguen a los termi-nales, inicia el control telemétrico vía RFID (Radio Frecuency Identification) o GPS, etc.

Los tanques en las terminales pueden tener tags o chips activos con facilidad de lectura de volúmenes, densidades, tempera-turas, etc., los cuales envían señales de ma-nera permanente y continua para verificar las existencias en tiempo real.

Se etiquetarán los tanques a granel con sistemas automáticos de medición.

Se etiquetarán los sistemas de f luidos con tags o chips automáticos de control de medición de llenado. Una vez que ingresen los tanqueros al terminal de almacena-miento, mediante la identificación de los tanqueros, se pueden determinar variables tales como:

Frecuencias de carga, cantidades por compartimientos, tipo de combustible, destinatarios, fechas, horas, pesos, etc. de cada tanquero.

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TERCERA FASE dEL COnTROL: Cuando lleguen a las estaciones de combus-tibles se inicia la tercera fase de control, empezando por la descarga de los productos a los tanques de las estaciones de servicios.• Descarga y tanques de a lmacenamien-

to EDS.• DispensadoresoSurtidores• Posibilidad de controlar las cantidades

despachadas a los vehículos.• Posibilidad de controlar las cantidades

vendidas o despachadas a cada uno de los usuarios (vehículo).

El control de la venta al consumidor fi-nal se puede realizar con un tag o chip, en el vehículo, donde se pueden registrar los eventos del consumo, por períodos de tiempo, tipo de combustible, cantidades autorizadas, frecuencias y estadísticas de consumos y precios.

Toda la cadena se puede controlar con estos sistemas telemétricos, los cuales tie-nen ventajas tecnológicas de última genera-ción, por lo tanto la intervención manual se

puede reducir al mínimo, lo cual previene el mal uso de los sistemas implementados.

Los mecanismos de control se activan por excepciones o variables independientes que permiten la generación de alarmas y puntos de chequeo por excesos o disminu-ciones en los índices analizados.

La rápida implementación de estas tec-nologías permitiría, de manera inmediata, ejercer las acciones de cambio o ratifica-ción de políticas para mejor planeación, asignación de recursos y distribución de todos los combustibles.

Estos medios de control telemétricos como la Radio Frecuencia, lograrán en tiempo real disponer de la información ne-cesaria para el monitoreo, rastreo y ubica-ción de los combustibles dentro de la cade-na de distribución y consumo.

Control total de la operación desde la carga en las refinerías o terminales de al-macenamiento, transporte en los tanque-ros, descarga en la estación de servicio y en los surtidores o venta al detal.

Además de evitar pérdidas, aplicar

sistemas de control permite

optimizar los procesos de distribución y establecer estándares en torno al transporte,

almacenamiento, planes de

rutas, tiempos de entrega y

distribución de combustibles

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Existe abundante literatura científica sobre bioremediación de suelos con-taminados con hidrocarburos. El término bioremediación se aplica a una amplia gama de enfoques. Esto

puede incluir desde:• Tiempoypaciencia,simplementeesperando

y permitiendo que ocurra naturalmente la adaptación de las poblaciones microbianas a ese nuevo entorno (el enfoque principal de la contaminación de crudo en las aguas del Golfo de México y el derrame de BP).

• Bioestimulación , inyección de agua y/o nutrientes para estimular las poblaciones microbianas.

• Bioaumentación,laaplicacióndecultivosdebacterias u hongos a sitios contaminados.

En suelos los tratamientos pueden variar des-de simples adiciones in-situ de cultivos micro-

bianos al suelo, a “biopilas” diseñadas con su propia ingeniería considerando aireación acti-va, hasta sistemas de biofiltración para aguas contaminadas. Este análisis se centrará en la bioaumentación en suelos contaminados con hidrocarburos mediante la aplicación y uso de Hongos Blancos Descomponedores (HBD); un enfoque que generalmente se denomina Mico-remediación en el cual los hongos blancos des-componedores se utilizan en bioaumentación activa - mezclando cultivos de hifas fúngicas con suelos contaminados.

Las ventajas de bioaumentación utilizan-do hongos blancos descomponedores sobre cualquier otra técnica utilizando hongos o bacterias incluyen:• Rápidadegradación.• Ladegradacióndeloscompuestosdehidro-

carburos, especialmente los Hidrocarburos

Clifford Bradley1

Fernando L. benalcázar2

micoremediación:remediación de suelos

contaminados con hidrocarburos

1 ClIFFOrD BeDFOrD es investigador de montana myco Consultants (mmC), empresa Americana asociada con APd Proyectos Cia. Ltda. en Ecuador. Clifford cuenta con más de 25 años de experiencia en el desarrollo

de productos biológicos de hongos y su aplicación. Innovador y experimentado en tecnología para la producción masiva y a gran escala de hongos con aplicaciones en micoremediación, producción de encimas,

biopesticidas y en desarrollo de bioprocesos.

Un enfoque para micoremediación

es contar con unidades móviles

equipadas con controles de

temperatura y ventilación para

el cultivo

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2 FerNANDO l. BeNAlCÁZAr, presidente ApDproyectos Cia. ltda. y Vp Global Implementation & Vp latin America de equitable Origin.

Aromáticos Policíclicos – HAPs, que no son degradados por bacterias.

• La degradación del compuesto por enzi-mas extracelulares.

• Elcrecimientoylapenetracióndelashifasfúngicas en todo el suelo contaminado.

• Lacapacidadparaseleccionarcepaslocales• Tecnología para la producción rentable de

cultivos de hongos a gran escala.• Enlaremediacióndelsitio,eltransportede

cantidades relativamente pequeñas de culti-vo de hongos a lugares con grandes volúme-nes de suelo contaminado.

• El diseño flexible de todos los sistemasde tratamiento.

La Micoremediación utilizando HBD que crecen en desechos o subproductos agrícolas ofrece un enfoque fiable, rentable y puede ser aplicado en grandes volúmenes y en áreas remotas. En par-ticular, proporciona un medio costo-eficiente de remediación de grandes volúmenes de suelo contaminado por hidrocarburos.

La transferencia de tecnología de la mico-remediación se puede lograr a través de una gama mucho más amplia de condiciones am-bientales, sociales y económicas que la bioau-mentación bacteriana.

Con una buena instalación, soporte básico adecuado para mantener cultivos puros se pue-de mantener producción a gran escala para ser entregados a los sitios de remediación, sin la necesidad de esterilización a gran escala ni del transporte requerido para cultivos bacterianos.

Con fines editoriales organizamos las refe-rencias en tres secciones:A. Biología/enzimología básica de la degrada-

ción de hidrocarburos por HBD. En parti-cular se centrará en Hidrocarburos Aromá-ticos Policíclicos (HAPs), los compuestos de petróleo más resistente a los “microorganis-mos locales” o a la degradación bacteriana y en general a los compuestos más tóxicos del petróleo crudo.

B. Ejemplos de remediación usando HBD, es-pecialmente aplicaciones de campo.

C. Cultivo de hongos a gran escala.

A. mICOREmEdIACIÓn,bIOLOGíA báSICAVarios artículos proporcionan una visión gene-ral de la degradación de hidrocarburos usando HBD y las vías metabólicas de degradación de

HAPs (Brar 2006 , Canet 1999, Husain 2008 , Peng 2008). Varios trabajos describen la pro-ducción y la función de las enzima peroxidasa (Novotny 2004 , Hofrichter 2002 , Wang 2009). Los HBD se refieren a un grupo de hongos (no estrictamente taxonómico) que son degradado-res primarios de madera en los hábitats natura-les en general. Por ello degradan la lignina en la madera, dejando exclusivamente la estructura blanca de la celulosa. La lignina es una estruc-tura polimérica compleja constituida de anillos fenólicos que conforman la matriz que da a la madera su rigidez.

En contraste con el comportamiento común de las enzimas, los HBD producen unas enzimas únicas que degradan la lignina por mecanismos no específicos. Estas enzimas también degradan los complejos compuestos aromáticos de los HAPs del petróleo y sus derivados. Tal como se discu-tió en los Criterios de Remediación, los HAPs son los compuestos más tóxicos existentes en la contaminación de petróleo.

Degradación blanca de la madera, HBD han consumido la lignina dejando la celulosa blanca

Los HBD producen tres tipos de enzimas que degradan la lignina, secretadas en la madera y que también degradan hidrocarburos complejos; lignina peroxidasa (LiP) , manganeso peroxidasa (MnP) y lacasa

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Los HBD producen tres tipos de enzimas que

degradan la lignina, secretadas en la

madera y que también degradan hidrocarburos

complejos; lignina peroxidasa (LiP) ,

manganeso peroxidasa (MnP) y la casa

Pruebas a nivel de laboratorio en ‘Estudios de Tratabilidad’ son importantes para seleccio-nar la variedad de HDB más eficaz en la conta-minación específica, la estructura del suelo, etc. Especies diferentes de HBD producen diferen-tes conjuntos de enzimas que degradan la lig-nina. Algunos investigadores describen tres ca-tegorías de especies de HBD en base a los tipos de enzimas que degradan la lignina: i) Grupo de LiP-MnP, ii) Grupo de MnP- lacasa, y iii) Grupo de LiP-lacasa, aunque solapamientos y excep-ciones podrían existir (Canet 1999).

Gran parte de los primeros trabajos con re-mediación usando HBD se centró en un hongo en particular, el Phanerochaete chrysospo-rium. Sin embargo trabajos de investigación más reciente han identificado otras especies que muestran una eficacia superior.

En nuestra propia experiencia, las varieda-des de Pleurotus crecieron muy bien en cultura de residuos agrícolas y fueron extremadamen-te efectivos con la degradación de hidrocarbu-ros/HAPs. Por ejemplo, otros investigadores han trabajado con especies Pleurotis (Annibale 2005), Polyporus sp. (Hadibarata 2009) y Tra-metes versicolor (Novatny 2004).

Los HBD son comunes y están en todas par-tes, muchos son las setas comunes que la gente ve y conoce, tal es el caso de los Pleurotus, los hongos ostión. Es posible seleccionar cepas de hongos HBD de hábitats locales y seleccionarlos por su eficacia en la remediación de sitios espe-cíficos. No es necesario importar cepas exóticas.

En una breve visita de campo a dos sitios de la Amazonia ecuatoriana en la zona contami-

nada de Lago Agrio, en noviembre de 2013, se identificaron al menos cinco especies diferentes de HBD en troncos podridos en o cerca de anti-guos pozos petroleros.

En otros casos de micoremediación en tra-bajos anteriores en los Estado Unidos, se uti-lizaron en los cultivos de cepas puras de HBD sustratos sólidos, tales como paja, virutas de madera u otros residuos agrícolas. Cultivando en dichos sustratos el hongo produce las pe-roxidasas necesarias para degradar la lignina en el sustrato. Cuando el cultivo de hongos y el sustrato se mezclan con el suelo contaminado con hidrocarburos las enzimas presentes en el sustrato y en su crecimiento continuo catalizan la degradación inicial de los contaminantes. El hongo (u otros microorganismos en el suelo) metaboliza agresivamente, expandiéndose en el entorno contaminado y degradando los com-puestos que los alimentan.

La aplicación de HBD producido en sustra-tos sólidos proporciona al hongo de una fuente continua de nutrientes y una ventaja competi-tiva sobre otros microbios del suelo. También otros investigadores han demostrado la impor-tancia del cultivo en materia orgánica y/o culti-vo en sustratos para proporcionar una ventaja competitiva para los HBD en el suelo (Carmi-chael 1997, Llado 2013, Pozdnyakova 2008, Winquist 2008). El resultado puede ser la con-versión total de los hidrocarburos, incluyendo los HAPs, en dióxido de carbono y agua.

Los HBD son aeróbicos y requieren, por lo menos, un poco de aire para crecer y metabo-lizar hidrocarburos con eficacia. En la práctica

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BENZO[a]PYRENE

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Softwood lignin fragment

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los cultivos de hongos pueden mezclarse direc-tamente en los 50 centímetros superiores del suelo más o menos (dependiendo de la estruc-tura del suelo, tipo, etc.). Para profundidades mayores es necesario excavar el suelo, mezclar-lo con el cultivo de hongos y esparcirlo en capas para el tratamiento.

Los HBD también podrían ser utilizados en las biopilas. El cultivo de hongos se mezcla con el suelo, luego se lo coloca alrededor de tuberías perforadas y de diámetro adecuado para permi-tir el flujo de aire a través del suelo. En la mayo-ría de aplicaciones el cultivo de hongos se mez-cla con el suelo en proporciones, en volumen del 2-10%, una relación de un volumen de cultivo de hongos por cada 10 a 50 volúmenes de suelo contaminado con hidrocarburos.

B. EJEMPLOS DE HBD EN REMEDiACiÓN DE SUELOS CONTAMiNADOSAplicaciones del sistema de micoremediación a nivel de campo o a nivel de laboratorio se des-criben en una serie de documentos técnicos con diferentes enfoques para la producción, el suministro y la aplicación del HBD en proce-sos de remediación de los suelos contaminados con los hidrocarburos.

Nuestra experiencia como empresa incluye un proyecto de remediación tratando 10,000 metros cúbicos de suelo contaminado por un largo período de tiempo con hidrocarburos mixtos, principalmente HAPs residuales de más de 80 años de actividad en el sitio. El ín-

dice de contaminación con hidrocarburos regis-tró concentraciones hasta de 50,000 ppm. Una cepa seleccionada de HBD se cultivó en residuos agrícolas en un lugar central; el cultivo se trans-portó en un remolque y luego se aplicó al suelo contaminado en el sitio mismo.

El tiempo de cultivo fue de alrededor de sie-te días, incluyendo el tiempo de transporte y aplicación. La contaminación tenía una profun-didad de hasta ocho metros por lo que fue ne-cesario excavar el suelo contaminado, apilarlo y almacenarlo para posteriormente tratarlo en capas de hasta 0,50 metros de espesor.

El suelo ya tratado fue devuelto a la excava-ción cuando los ensayos de laboratorio mostra-ron una reducción de la contaminación hasta cumplir el objetivo de concentración preesta-blecido por el cliente.

Basándose en esta experiencia, un enfoque para micoremediación es contar con unidades móviles equipadas con controles de temperatu-ra y ventilación para el cultivo, crecimiento de hongos de tal manera que se pueda transportar directamente hasta el sitio de aplicación. Estos pueden ser usados para tratar directamente el suelo contaminado en sitio o para inocular vo-lúmenes mucho mayores de sustrato para el cul-tivo de hongos y posterior aplicación en el sitio.

En Ecuador, las explanadas alrededor de los cabezales de los pozos se podrían utilizar para almacenar y tratar el suelo contaminado excavado de las piscinas y también de sus alre-dedores contaminados.

Micoremediación utilizando HBD que crecen en desechos o subproductos agrícolas ofrece un enfoque fiable, rentable y puede ser aplicado en grandes volúmenes y en áreas remotas

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Dicho tratamiento podría ser en biopilas o posiblemente en capas dependiendo del área disponible. El tratamiento en sitio evitará el costo de excavación y transporte de los grandes volúme-nes de suelo contaminado a los lugares de trata-miento centralizados.

Investigaciones exitosas en Nigeria han uti-lizado HBD en el tratamiento de petróleo crudo en suelos contaminados (Edema 2011, Ogbo 2008) y de HAPs en fluidos de perforación ba-se-crudo (Okparanma 2011). En Italia, inves-tigadores probaron varias especies de HBD en la degradación de HAPs en suelos con una larga historia de contaminación (Annibale 2005).

C. CULTivO A GRAN ESCALA DE HBD PARA LA REMEDiACiÓNEn Ecuador, la implementación en la micore-mediación en sitio de suelos contaminados con hidrocarburos demandará la producción y la en-trega de grandes cantidades de inóculo fúngico a dichos sitios contaminados.

El diseño de producción y la entrega de inó-culo impulsarán la viabilidad técnica y econó-mica de la remediación en base de HBD.

Por ejemplo, el tratamiento de 1’000.000 de toneladas de suelo contaminado con hidrocar-buros, a una tasa de 5 % de cultivo de HBD, por peso de material contaminado requeriría de 50.000 toneladas.

El cultivo fúngico demandará una línea de producción a gran escala, sin embargo, será incomparable con los requisitos actuales y los costos asociados de excavación y transporte del suelo contaminado a lugares centralizados de manejo y proceso.

MMC tienen experiencia en el diseño y la construcción de instalaciones para la produc-ción a gran escala de cultivo de hongos cultiva-dos en sustratos y residuos agrícolas.

Se ha trabajado en un proyecto con capaci-dad para aproximadamente 300 metros cúbicos de cultivo de HBD por lote, en un ciclo que duró dos semanas.

en ecuador, las explanadas

alrededor de los cabezales

de pozos se podrían utilizar

para almacenar y tratar el suelo

contaminado excavado de las

piscinas y de sus alrededores

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La electrónica juega un papel funda-mental en las nuevas tecnologías utilizadas en lo que se refiere a la industria petrolera. Las herramien-tas, la tecnología de transmisión y

el almacenamiento de datos desde el fondo del pozo cada vez son mayores.

La principal fuente de energía utilizada en herramientas de fondo son las baterías de li-tio. Sin embargo, mientras mayor es el uso de estas fuentes de almacenamiento de energía, mayor es la responsabilidad que las empresas tenemos durante su transporte, almacena-miento, uso y -sobre todo- cuando llegan al final de su vida útil EOL (End of Life).

Baterías de litio EOL es como se conocen internacionalmente a las baterías que han ago-tado su capacidad de almacenamiento, regene-ración o que no cumplen con el voltaje/ampe-raje requerido operacionalmente y no pueden seguir en servicio.

Si bien podrían considerarse un desecho peligroso y enviarse a disposición final a tra-vés de un gestor ambiental calificado; sin em-bargo, esta no es la opción más responsable.

De acuerdo a la norma técnica INEN NTE 2534:2011: “Cuando sea factible la exporta-ción de las pilas y baterías en desuso para su manejo, se deberá realizar una clasificación en función de sus componentes conforme al

Ing. Santiago Aguirre1

baterías de litio eoL: responsabilidad ambiental

y de seguridadApéndiceY,yconsiderarloscomomaterialespeligrosos recuperables…”. Este concepto de reciclaje y recuperación se hace más impor-tante cuando se trata de baterías primarias por su peligrosidad.

CARACTERíSTiCAS y RiESGOSLas baterías de litio primarias son las que es-tán compuestas por Litio Metálico y no son re-cargables. Al ser expuestas a agua generan re-acciones exotérmicas y liberan gas hidrógeno. La reacción exotérmica puede llegar a producir explosiones fuerte y fuego metálico.

Las baterías primarias también pueden generar fugas líquidas que en contacto con el ambiente generan gases peligrosos como HCL, CL2, SO, SO2, LiOH, extremamente peligro-sos y requieren de personal calificado y kits de emergencia especializados para su control.

CONSiDERACiONES EN EL ALMACENAMiENTOLas baterías de litio sobre todo deben ser pro-tegidas de la humedad a fin de evitar que éstas reaccionen, por lo que el sitio de almacena-miento debe cumplir con las siguientes condi-ciones controladas:• Lugar específico para almacenamiento de

baterías OEL con restricción únicamente a personal autorizado.

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Símbolo ONU para materiales, sustancia

y productos peligrosos misceláneos

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1 sANTIAGO AGUIrre, ingeniero ambiental de la Universidad Internacional sek, Quito. Master en Calidad, seguridad y Ambiente de la Universidad Central del ecuador. Ingresó a Halliburton en el 2009 y desde esa

fecha se ha desempeñado en diferentes posiciones, entre la cuales ha liderado programas regionales como certificación de herramientas y equipos y estandarización de equipos de protección personal. Desde el año

2013 se desempeña como Hse Manager para ecuador.

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

• Sedebeproporcionarunambientecontro-lado en humedad y temperatura. La tempe-ratura óptima debe estar entre 5°C y 21°C y humedad relativa entre 40 y 60%.

• Sistemacontraincendiosqueincluyealar-ma y agentes de extinción tipo D.

• Kit de emergencia que debe incluir respi-radores full face, con filtros para vapores

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ácidos, Lith X, vermiculita, bicarbonato de sodio y un sistema SCBA (Self Contained Breathing Apparatus).

• Lasbateríasdebenpermaneceralmacena-das en sus contenedores originales.

• Debenestarsegregadasentrelasprimariasy las secundarias.

• Lasbateríasquehanpresentadofugastie-nen un tratamiento especial.

• MSDSdebenestarensitiosdisponibles.Todos estos requerimientos necesitan la inver-sión en infraestructura adecuada para garan-tizar la seguridad de dichos materiales, previo a su reciclaje. RECiCLAJE DE BATERíASEl reciclaje de baterías de litio actualmente no es posible en nuestro país por lo que es nece-saria la exportación y entrega al fabricante de las mismas. La exportación se lo realiza gene-ralmente hacia Canadá. El proceso de exporta-ción inicia con el trámite para la obtención del permiso que otorga el Ministerio del Ambien-te. Posteriormente, el embalaje debe cumplir con normas internacionales.

Todos los materiales de embalaje deben es-tar bajo especificaciones UN y el personal que

CONTeNeDOres eN CAsO De VeNTeO

eQUIpOs De eMerGeNCIA

TrAje De prODUCCIóN QUÍMICA, respIrADOr,

GUANTes

GABINeTes De seGUrIDAD

CONDICIONes CONTrOlADAs De TeMperATUrAs Y HUMeDAD

FACIlIDADes MÍNIMAs AlMACeNAMIeNTO

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

esas actividades se realicen sin

secuelas de daño inaceptables para los profesionales que las ejecutan,

las personas en general, los

bienes y el medio ambiente

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realiza el embalaje debe contar con la debida certificación. Es importante que la empresa cuente con un oficial de baterías de litio BSO (Battery Safety Officer), quien debe supervisar este riguroso proceso.

El área designada para el embalaje de las baterías debe:• Estar totalmente aislada de las operacio-

nes y tráfico de personas.• Zonacalientedelimitada.

Las baterías deben ser embaladas de forma individual, luego por cada lote y deben quedar correctamente señalizadas.

Existen varios niveles de embalaje a fin de proporcionar las barreras adecuadas en caso de que hayan fugas que eviten la contamina-ción a otras baterías.

¿qUé HACER En CASO dE UnA EMERGENCiA CON BATERíAS DE LiTiO?

Se conoce como venteo de una Batería de Litio a cualquier señal de fuga, emisión de gases o que la batería se encuentre inflada.

Las baterías de litio pueden generar un venteo no solo en su etapa de desecho sino en toda su vida útil, desde su fabricación e incluso durante su almacenamiento y uso en pozo.

Recomendaciones si se presentase un caso de venteo:• Labateríay/oherramientaquelacontenga

debe ser aislada a un área seca, sin tránsito de personas y debidamente señalizada.

• Paramanipular labatería sedebeutilizarun traje de protección química, respirador full face con filtros de vapores orgánicos y guantes de neopreno.

• Sedeberealizarunamedicióndetodoslosgases del área donde se produce el venteo de la batería.

• La batería venteada debe ser colocada enun recipiente metálico que contenga ver-miculita y los derrames de ácido neutrali-zados con bicarbonato de sodio.

Finalmente, asegurando estos estrictos proce-dimientos se procede al transporte y exporta-ción hacia el destino final donde se devuelve al fabricante estas baterías para su reciclaje.

El control de la calidad es riguroso en un proceso donde la seguridad y el ambiente se encuentran en juego.

Donde hay un desafíoestá nuestra energíaAllí está la razón de ser de Tecpetrol, una empresa dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas, y al transporte y distribución de gas.

Comprometida con el desarrollo de su personal, las comunidades con las que trabaja y con el cuidado del ambiente, la empresa continúa analizando oportunidades para la incorporación de nuevos negocios.

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Donde hay un desafíoestá nuestra energíaAllí está la razón de ser de Tecpetrol, una empresa dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas, y al transporte y distribución de gas.

Comprometida con el desarrollo de su personal, las comunidades con las que trabaja y con el cuidado del ambiente, la empresa continúa analizando oportunidades para la incorporación de nuevos negocios.

Av. Amazonas N37-29 y Villalengua, Edf. Eurocenter, Piso 7 Quito, Ecuador Tel: (+593- 2) 397-1700

Artificial Lift Technology

MAYOR PRODUCCIONElectric Submersible Pumps (ESP):Provee tecnología de punta que permite la producción eficiente en pozos con alta media de sólidos, condiciones corrosivas y de fluidos de alta viscosidad.

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Progressive Cavity Pumps(PCP)Proveen sistemas de alta eficiencia energética. Es una alternativa en costo-eficacia al sistema convencional para producción en pozos con una taza baja de producción, alta presencia de sólidos y fluidos con viscosidad muy alta. Este sistema es muy eficiente en pozos con tasas de gas (GOR) baja hasta media-alta.

Remote Monitoring and ControlSe tiene el control total de desempeño de sus activos más valiosos las 24 horas y los 7 días a la semana. Operadores pueden incrementar los periodos de uso, reducir intervenciones, optimizar producción, mejorar eficiencia en la operación, reducir costos operativos y mitigar daños colaterales

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Halliburton Artificial Lift (AL)Sistema que suministra energía a la columna de fluido del fondo del pozo, con el objetivo de incrementar la tasa de producción natural del reservorio. Solving challenges.™

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