No. 007- DICIEMBRE 20152 000 EjEMplaREs Iss

N 1

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GESTORESProyecto: Banco de Información

Petrolera del Ecuador (BIPE)

PERfORación Eficiencia y reducción de costos

en la construcción de pozos

DOWnSTREaMPerspectivas tangibles

de la Industria Petroquímica Ecuatoriana (IPE)

LACPEC 2015, un éxito En EL ECuAdor

P

P

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EDiTORiaL

O

Quito fue sede de LacPEc 2015

La capital del Ecuador fue sede de la Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe (LACPEC, por sus siglas en inglés), el evento técnico más importante de la SPE en E&P para la región de América Latina y el Caribe.

La Society of Petroleum Engineers (SPE) es la mayor asociación de profesionales de la industria del petró-leo a nivel mundial. Abarca a más de 143 mil miem-bros en 16 regiones y más de 147 países.

Bajo el tema “Personas, Planeta y Tecnología: Solu-ciones Energéticas Innovadoras a los Entornos Más Exigentes”, la conferencia continúa su tradición de ofrecer contenido técnico de primera clase en la in-dustria E&P.

LACPEC fue la ocasión ideal para mostrar los últimos logros técnicos de las diferentes compañías, sus más recientes productos y servicios. Sin duda, la exposi-ción ante proveedores regionales de petróleo y gas, autoridades regionales de energía y ejecutivos inter-nacionales, les permitió perfeccionar sus estrategias y mejorar sus objetivos comerciales.

“Como profesionales de la industria E&P, la excelen-cia y el éxito no pueden ser alcanzados sólo una vez y en una circunstancia en particular, la excelencia es un constante trabajo de desafíos a nosotros mismos. El conocimiento y experiencia es una herramienta para abrir nuevos caminos para la humanidad”, dijo el Presidente General de LACPEC 2015 Italo T. Cedeño.

LACPEC también fue una gran oportunidad para pro-mocionar a nuestro país, ubicándolo como un impor-tante destino turístico de negocios. Con estas exce-lentes noticias, les deseamos una Feliz Navidad y un 2016 lleno de éxitos y metas cumplidas.

5

cOnTEniDOi

6 34

11 42

18 53

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13 49

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LACPEC reúne en Quito al sector de energía de AL y el Caribe

Reportes: taladros de perforación y mantenimiento

Igapó soporta sus operaciones en tecnología Landmark

Ubicación del pozo de relleno PRLL1

Clave para la sostenibilidad de la compañía, industria y del país

Eficiencia y reducción de costos en la construcción de pozos

Proyecto: BIPE

Impactos de la baja en el precio del petróleo en AL y el Caribe

Capacitación y eventos

Estadísticas

OCP Ecuador: grandes beneficios para el país y la región Introducción de la tecnología CTS

La solución al bajo precio es el bajo precio

ACTive: la transformación tecnológica en operación de pozosSimuladores en capacitación para los operadores de la industria

Perspectivas tangibles de la IPE

OPINIÓNO PUBLICITARIOP INFORMATIVOi ENTRETENIMIENTOE FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURALF DEPORTIVOD PROPAGANDAPr

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS

REviSTa PGE PETRóLEO & GaS

Consejo Editorial: Ing. Carlos Pérez, presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador; Ing. Marcelo Aguirre, presidente del Directorio de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE); e Ing. Paúl Barragán, presidente de Latin American Drilling Safety (LADS) Capítulo Ecuador.Coordinación General y supervisión: Editorial Taquina - Saraswati Rivadeneira Dirección: Nancy V. JarrínCoordinación: Pamela Quilca - Mayra ReveloRedacción y Edición: Nancy V. Jarrín

Corrección de estilo: Daniela Arias Diseño: Cinthya Cisneros Fotografía: SPE y Shutterstock Images Colaboradores de esta edición: Ing. José X. Orellana Giler, Ing. Jorge Asturias, Ing. Martha Ligia Vides Lozano, Ing. Edmundo S. Brown, Ing. Steven E. Kallós, Ing. Andrés Díaz, Diego Torres, Ing. Juan Carlos Proaño, Ing. Javier Romo, Ing. José Cóndor, OCP, Ing. José Luis Ziritt, Ing. Nelson Quintero, Ing. Jorge Rosas, Ing. Dubrasky Nava, Ing. David Flor, Ing. Fernando Báez, Ing. Alejandro Andrade, Ing. Ramón Correa, Ing.

Fernando Velasco, Ing. Diego Castillo, Ing. Bladimir Cerón Guerra, Ing. Víctor Imbaquingo, Ing. Mónica Bastidas, Ing. Álvaro Gallegos, Ing. Andrea Salazar, Ing. Eduardo López Robayo, SPE y OCP.

Nota editorial: Los contenidos teóricos, gráficos y fotográficos son proporcionados y de exclusiva responsabilidad de los autores de cada estudio.Imprenta: Don Bosco Tiraje: 2000 Número: 007 - diciembre 2015 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812Contacto, ventas e información: revistapetroleogas@gmail.com

nOMBRaMiEnTOS / REcOnOciMiEnTOS

Expresamos nuestro sincero reconocimiento y felicitación a:Carlos Pareja Yannuzzelli designado como Ministro de Hidrocarburos.José Icaza Romero designado Gerente de Petroamazonas EP.Alex Bravo posesionado Gerente de EP Petroecuador.Ramiro Páez designado Apoderado General de Repsol Ecuador S.A.Ramón Correa de AGIP Oil Ecuador, fue galardonado con el SPE Regional Award Formation Evaluation, por su contribución a la industria.Petroamazonas EP recibió una mención honorífica del Energy Institute de Londres a su proyecto de Puentes de Dosel Artificiales en los EI Awards 2015.

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Autor: SPE

LacPEc reúne en Quito al sector de energía de

américa Latina y el caribe

Por primera vez en Quito (Ecuador) y bajo el tema: “Personas, Planeta y Tecnología: Soluciones Energéticas Innovadoras a los Entornos más Exi-gentes”, se desarrolló en noviembre

pasado la Conferencia de Ingeniería de Petróleo para América Latina y el Caribe 2015 (LACPEC).

El evento técnico más importante de la SPE para la región, ofreció a profesionales en la in-dustria de E&P la oportunidad de compartir so-luciones innovadoras a los desafíos en el sector, discutir las tecnologías de vanguardia e inter-cambiar conocimientos.

LACPEC recibió un número récord de más de 800 propuestas de artículos técnicos, de las cuales alrededor de 200 fueron aceptadas y presentadas. La conferencia se inició con un di-námico concurso estudiantil regional “Student Paper Contest”, con estudiantes de ingeniería de pregrado, maestría y doctorado. Se entre-garon premios a las tres mejores presentacio-nes en cada división y el primer lugar tendrá la oportunidad de participar en el concurso estu-diantil internacional, en la Conferencia Anual de la SPE (ATCE), que se realizará del 26 al 28 de septiembre de 2016, en Dubai.

La ceremonia de inauguración contó con la presencia de autoridades ecuatorianas: el Minis-tro Coordinador de Sectores Estratégicos, Rafael Poveda; el Ministro de Hidrocarburos, Carlos Pareja; la Secretaria de Hidrocarburos, Yvonne

Fabara y representantes de la SPE como el Pre-sidente de la SPE de 2016, Nathan Meehan; la Directora Regional de la SPE en América del Sur y el Caribe, Anelise Lara y el Presidente General de LACPEC del 2015, Italo T. Cedeño.

“Como profesionales de la industria E&P, la excelencia y el éxito no pueden ser alcanzados sólo una vez y en una circunstancia en particu-lar, la excelencia es un constante trabajo de de-safíos a nosotros mismos. El conocimiento y ex-periencia es una herramienta para abrir nuevos caminos para la humanidad”, dijo el Presidente General de LACPEC 2015 Italo T. Cedeño.

La sesión plenaria: “Retos y Oportunidades Tecnológicas en la Industria Petrolera en Amé-rica Latina”, fue moderada por el Consultor Internacional de Energía, René Ortiz y el Pre-sidente de APD Proyectos Cía. Ltda., Fernando Benalcázar. Entre los panelistas estuvieron Marcelo Tokman, ENAP; Gustavo Hernández García, Pemex; Oswaldo Madrid, Petroamazo-nas; Anelise Lara, Petrobras; Hatem Soliman, Schlumberger; Stephen.P Fulgham, Weather-ford y Sergio Tovar, PDVSA.

Durante la sesión de apertura, ganadores re-gionales de la SPE fueron reconocidos por su ser-vicio excepcional y liderazgo en la comunidad.

Previo a la conferencia, un grupo de profesio-nales de la industria asistió al curso “Enhanced Oil Recovery and Fundamentals” con el profesor Larry Lake, de la University of Texas en Austin.

Representantes de los Ministerios del país, de

la SPE y de LACPEC, durante la conferencia

realizada en Quito

GESTORES

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GESTORES

Autores: Javier Romo, Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador (SHE)1

José Cóndor, SENESCYT-Universidad Central del Ecuador 2

Proyecto: Banco de información Petrolera del Ecuador (BiPE)

El Banco de Información Petrolera del Ecuador (BIPE) es un proyecto de la Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador (SHE) cuyo objetivo prin-cipal es administrar la información

técnica del país relacionada con la Exploración y Producción (E&P) de Hidrocarburos, cumplien-do con los estándares y niveles de calidad que requiere la industria.

El fundamento legal para la creación del BIPE está basado en el artículo 6A de la Ley de Hidro-carburos (reformada en noviembre de 2011).

Luego de proceso de licitación pública, el contrato para la implementación y procesa-miento que crea el BIPE fue protocolizado el 13 de diciembre de 2011 entre la Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador (SHE) y el Consorcio Remasa-Sokoloil con un plazo de ejecución de 36 meses. El procesamiento y manejo de los datos e información técnica histórica de E&P va desde 1912 hasta la actualidad.

Los datos de E&P provienen de todas las eta-pas de las operaciones, abarcando desde los le-vantamientos sísmicos de exploración hasta las pruebas de producción de los pozos, pasando por las operaciones de perforación y perfilaje.

El BIPE tiene un papel relevante en la promo-ción de las inversiones para las actividades exis-tentes y futuras de exploración y explotación de hidrocarburos, como fuente de información oficial y precisa. El BIPE (figura1) maneja datos e información considerada patrimonio del Estado por su costo asociado, especialización y conoci-miento del subsuelo del país.

ENERO2012

74% DE EJECUCIÓN DICIEMBRE2016

SISTEMA BIPEA lo largo de la historia petrolera en el Ecua-dor, los volúmenes, diversidad, complejidad y relevancia de la información se han incremen-tado sustancialmente. Esto originó la necesi-dad de organizarla, mejorar su calidad y po-nerla a disposición de autoridades, operadores e inversionistas. Para tal efecto, la informa-ción técnica debía ser recuperada, recolectada, identificada, estandarizada y colocada en un sistema de gestión de una manera estructura-da que permita a los usuarios un fácil y seguro acceso, garantizando a lo largo de estos proce-sos integridad y calidad.

El concepto del sistema BIPE se basa en la idea de que los datos tienen poco valor por sí mismos. El valor se incorpora cuando la infor-mación se utiliza para lograr una finalidad. Para organismos gubernamentales una venta-ja competitiva es atraer a inversionistas.

La base de datos del BIPE es un sistema robusto y computarizado para llevar registros (figura 2).

Uno de los aspectos más importantes para una base de datos hidrocarburífera es el con-trol de calidad que en el BIPE incluye proce-sos de digitación, conservación, rasterización y vectorización para permitir que múltiples imágenes puedan ser visualizadas, rotadas, manipuladas y representadas a cualquier es-cala al mismo tiempo y cumpliendo estánda-res de calidad generalmente aceptados en la industria (figura 3).

El volumen de información de E&P estima-da existente en el Ecuador y sus costos, si se tendría que realizar de nuevo la generación de datos e información, se estima en la tabla 1.

La etapa de implementación duró tres me-ses entre enero y abril 2012 y comprendió la puesta en operación y entrega de hardware, software, infraestructura y los requerimien-tos asociados a la implementación. La etapa de Figura 1. Línea base de ejecución del proyecto

1 javier Romo. Ingeniero de petróleos de la Universidad Central del Ecuador. Tiene más de 15 años de experiencia en operaciones, negociación, administración de contratos petroleros, diseño, evaluación, gerencia de proyectos y análisis de procesos.

2 josé Cóndor. Ingeniero de petróleos por la Universidad Central del Ecuador. Tiene maestrías en energía y ambiente y en administración pública, además de un doctorado en ingeniería de petróleo. Cuennta con amplia experiencia dentro y fuera el país.

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GESTORES

COMPONENTES

Sist

ema

de b

ase

de d

atos Copiado

Mapeo

Respaldos

Control decalidad

Control atenciones

FUNCIONALIDADESBANCO DE DATOSINTERFASESRECEPCIÓN INFORMACIÓN TÉCNICA

Base de datos

Arreglo de discos

Archivo técnico

Cintoteca

Archivo muestras

Sísmica

Pozos

Archivotécnico

Informacióngeográfica

Figura 2. Este sistema comprende

cuatro componentes principales: personal, datos e información, hardware y software

Figura 3.

Recepción y verificación

física

Recepción técnica y

catalogación

Carga y actualización de la

base de datos

Entrega de información

técnicaAtención en la sala de datos

TiPO DE infORMación

MEDiDa no.cOSTOS

UniTaRiOS (US$)cOSTO

TOTaL (US$)

Sísmica 2D Km 93.458 30.000 2.803’740.000

Sísmica 3D Km2 8.147 60.000 488’820.000

Pozos No. 5.731 180.000 1.031’580.000

Estudios técnicos No. 2.350 100.000 235’000.000

4.559’140.000

administración del BIPE comenzó el 5 de abril de 2012 y se extendió hasta el 1.º de enero de 2015 con un presupuesto estimado en cerca de los $5 millones.

EVALUACIÓN DEL PROYECTO BIPE Para evaluar el proyecto BIPE se consideró tres fases principales: diseño, implementación y servicios. La evaluación, en la fase de servi-cios, se la realizó en un período de 19 meses (desde abril de 2011 hasta octubre de 2013).

Durante este período el volumen existen-te en los diferentes procesos fue de 34.31 te-rabytes (tabla 2).

Los equipos que se utilizan, además de te-ner la suficiente capacidad de almacenamien-to, deben contar con aplicaciones técnicas es-pecializadas, con visualizadores y editores de archivos técnicos específicos diseñados para los dominios de sísmica, geología, pozos, geo-grafía y estudios como ARCGIS, OFM, SEIS EE, AUTOCAD, LOG VIEWER y otras.

Tabla 1.

PROcESOS vOLÚMEn (Terabytes)

Gestión de datos e información (SHE) 18.0

Recepción y verificación física 8.7

Verificación técnica, catalogación y carga en base de datos 5.01

Entrega de información 2.6

Total 34.31

Tabla 2.

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En cuanto a recursos humanos, el BIPE cuenta con 14 profesionales, cuyas funciones se describen en la figura 4.

La cantidad de información que el BIPE te-nía a inicios del 2015 confirma que existe la necesidad de continuar con el procesamiento de datos e información técnica (tabla 3).

El acceso a los datos e información del BIPE, así como la confidencialidad de la in-formación técnica se ajustan y sujetan a la modalidad contractual y política hidrocarbu-rífera detallados en la tabla (Acuerdo Ministe-rial No. 628) para un período de tiempo en el Ecuador (tabla 4).

Las actividades del Banco de Información Petrolera del Ecuador han permitido recupe-

Figura 4. Recurso humano que integra el BIPE

rar numerosa información histórica que for-ma parte del patrimonio del Estado y que has-ta el momento se creía perdida o no se sabía de su existencia. Estas tareas de recuperación aportan un valor significativo al conocimiento del subsuelo ecuatoriano, así como a la reduc-ción de costos en futuras investigaciones. Los costos y gastos invertidos hasta octubre de 2013 fueron de $2’350.000 y la inversión en el proyecto fue de $5’000.000. Por tanto se con-cluye que por cada dólar invertido en el pro-yecto se tienen $634,4 de beneficio de datos e información recuperada existente en el BIPE (tabla 5). En la evaluación del sistema del BIPE se identificó varias opciones de mejora que se resumen en la tabla adjunta:

UnivERSO ESTiMaDOPORcEnTaJE ESTiMaDO

aL 1.º DE EnERO DE 2015

Sísmica 2D (líneas)

Adquisición 3 000 39

Documentos 3 000 49

Procesamiento 3 000 95

Sísmica 3D (áreas)

Adquisición 40 39

Documentos 40 95

Procesamiento 40 95

Pozos (número)

Wellheader 6 000 98

Documentos 6 000 21

Perfiles 6 000 33

GERENTE DEL SERVICIO

Tabla 3.

Grupo de recepción y entrega de información

01 Especialista en recepción y entrega de información 01 Técnico de sistemas

01 Especialista en información sísmica 02 Geofísicos y/o geólogos junior

01 Especialista en información y perfiles de pozo01 Ingeniero de petróleo junior

01 Especialista en sistema de información geográfica01 Geógrafo o geólogo junior

01 Especialista en administración de archivo técnicos01 Técnicos de sistemas

01 Especialista en soporte de sistemas 01 Técnicos de Sistemas o informática

Grupo de sísmica

Grupo de sistema de información

geográfica

Grupo de administración del

archivo técnico

Especialistas de sistemas de

informaciónGrupo de

pozos

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p G E p E T R ó l E O & G a s - D I C I E M B R E 2 0 1 510

TiPO DE infORMación PERÍODO DE cOnfiDEnciaLiDaD

Datos e información de sísmica, gravimetría y magnetometría Dos (2) años

Datos de sísmica (reprocesamiento) Dos (2) años

Interpretación de datos sísmicos Cinco (5) años

Datos e información de pozos exploratorios Dos (2) años

Datos de pozos de explotación (desarrollo y avanzada) Un (1) año

TiPO DE infORMación

MEDiDaEXiSTEnTE

BiPE

cOSTOS ESTiMaDOS

UniTaRiOS (US$)

vaLOR TOTaL DE infORMación

EXiSTEnTE En BiPE (US$)

Sísmica 2D (líneas) Km 91.865 30 mil 2.755’ 950.000

Adquisición 27.748 30 mil 832’440.000

Procesamiento 64.117 30 mil 1.923’510.000

Sísmica 3D Km2 17.729 60 mil 1.063’740.000

Adquisición 9.257 60 mil 555’420.000

Procesamiento 8.472 60 mil 508’320.000

Pozos Unidad 4.520 180 mil 813’600.000

Estudios técnicos Unidad 300 100 mil 30’000.000

Total 4.663’290.000

ÍTEM DificULTaDES EncOnTRaDaS PROPUESTa DE MEJORa

Diseño e implementación

Hardware Optimizar la capacidad de almacenamiento Implementación de un arreglo de discos de 40 TB y disco compartido de 8 TB.

Software Acceso a proyectos de interpretación Inclusión de un software de interpretación mayormente usado en la industria.

Recursos humanos Otros procesos y actividades de acceso y distribución de datos e información en línea

Conservación del esquema funcional y el nú-mero de personas. Incorporación de activida-des adicionales y optimización de procesos.

Funcionalidades

Acceso y distribución de información

No existe autoservicio ni servicio asistido para envío de información

Incorporación del sistema de reporte automati-zado de información (Delivery) para gestión de acceso y distribución de información

Permisos y privilegios de entrada

No existen sistemas de entitlementsAdición del sistema de entitlements para gestión de permisos y privilegios de acceso. Incorporación de políticas de acceso.

Comercialización de información Inexistente

Implementación de políticas de uso de la infor-mación según modelos de comercialización de datos e información.

Procesos críticos

Pozos Datos básicos para carga de información incompletos wellbore/wellheader

Registro único de pozos petroleros compar-tidos entre operadoras y Estado.

Sísmica 2D y 3D Falta de datos clave para la creación de entidades

Envío de set completo de datos, aplicación del manual de entrega recepción de información, capacitación constante a operadoras y Estado.

Archivo técnicoFlujo de información no es constante, transferencia de información de UT-SHE no ha sido articulada

Optimización de procesos internos en la SHE y solicitar fuentes de criterios técnicos, normativa.

Geografía Forma errónea de reportar datos espacialesAplicación del Manual de Estándares de Entre-ga de Información Técnica del BIPE, normativa y capacitación.

Tabla 4.

Tabla 5.

Tabla 6.

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igapó soporta sus operaciones en tecnología Landmark Autores: Andrés Díaz, Halliburton IAM / Diego Torres y Juan Carlos Proaño, Halliburton Landmark Software and Services

Mediante proceso de licita-ción pública, Petroama-zonas EP adjudicó el 15 de septiembre de 2014 a Halliburton Latin Ame-rica S.R.L. (“Hallibur-

ton”), nueve contratos para la Provisión de Servicios Específicos Integrados con Finan-ciamiento de la Contratista, para la Ejecución de Actividades de Optimización de la Produc-ción, Actividades de Recuperación Mejorada y Actividades de Exploración (“Contratos de Prestación de Servicios”).

En cumplimiento a lo estipulado en las Ba-ses de la Licitación, Halliburton constituyó una compañía con personalidad jurídica en Ecuador denominada Servicios Petroleros Igapó S.A. (“Igapó”), compañía que, el 8 de octubre de 2014 suscribió con Petroamazonas EP los nueve Contratos de Prestación de Servicios referidos.

Los nueve contratos se agrupan en cuatro activos conforme al siguiente detalle:

• Activo Lago Agrio1. Contrato C0328-PAM-EP-2014 para el campo

Lago Agrio. 2. Contrato C0332-PAM-EP-2014 para el campo

Charapa.

• Activo Palo Azul 1. C0329-PAM-EP-2014 para el campo Palo Azul.2. C0330-PAM-EP-2014 para el campo Pata.3. C0331-PAM-EP-2014 para el campo Pucuna.

• Activo Cuyabeno 1. C0336-PAM-EP-2014 para el campo Víctor

Hugo Ruales.2. C0337-PAM-EP-2014 para el campo Tipish-

ca-Huaico.

• Activo Libertador1. C0338-PAM-EP-2014 para el campo Arazá.2. C0339-PAM-EP-2014 para el campo Chanangue.

EL RETOEl éxito de Igapó se relaciona estrechamente con la cantidad de hidrocarburos producidos sobre una curva base de producción, establecida por contrato. Por esta razón, para Igapó es indispen-sable contar con datos exactos y detallados de las operaciones de campo, tanto de producción como de perforación, Workover y facilidades, tomando como fuente de información la data provista por la operadora Petroamazonas EP mediante sus sistemas de información.

Para ello, la compañía aprovechando los recursos y fortalezas tecnológicas de Halli-burton, selecciona la Plataforma de Software Landmark DecisicionSpace, como solución fundamental a ser implementada, tanto para la integración de tecnologías provistas por la operadora, como para el seguimiento, análisis y optimización de las operaciones.

DESARROLLANDO LA SOLUCIÓNIgapó diseña junto con Landmark un plan de implementación de la plataforma de Software DeciscionSpace (figura 1), que optimice tiempo, recursos y que impacten favorablemente a las áreas técnicas y de sus operaciones, que se lo ejecuta en cuatro etapas: 1. Para la implementación de todas estas etapas

se requirió un análisis e implementación de toda una infraestructura base, en la cual se alojaría a toda la plataforma DecisionSpace®. Dicha infraestructura base contempló desde Hardware, sistemas operativos, bases de da-tos Oracle, sistemas de virtualización y una poderosa herramienta de integración de da-

andrés Díaz. Ingeniero en sistemas con estudios en Oil & Gas y gestión de proyectos. actualmente se desempeña como Gerente del área de Data Manager RTO en Halliburton IaM para el proyecto Igapó.

tos DecisionSpace® Integration Server (DSIS). Adicionalmente, y en paralelo, se trabajaba en el desarrollo de rutinas que permitan proce-sar, validar y almacenar en las bases de datos de EDM (Engineer’s Data Model™ ) y DSPA de manera estructurada, los datos correspon-dientes a la producción diaria por campo y por pozo, así como datos de Perforación y WO.

2. Implementación de las aplicaciones: Openwells, DecisionSpace® Production Alloca-

tion (DSPA), DecisionSpace® Well Engineering (DSWE) DecisionSpace® Geosciences, DecisionS-pace® Nexus® que permiten a las áreas usuarias técnicas de Igapó la interpretación, análisis y estudios de los reservorios y toma decisiones en la operación.

3. DecisionSpace® Analytics herramienta vital en Igapó para un manejo de toma de decisiones Gerenciales, mediante una gestión de Business Intelligence.

4. Implementación de DecisionSpace® Production Monitoring (DSPM). La solución no habría estado completa sin poner en marcha una moderna herramienta, que proporcione mo-nitoreo de las operaciones de producción en tiempo real.

BENEFICIOS• Utilizacióndeestándaresparaelmanejodela

información de acuerdo a las mejores prácti-cas de la industria.

• Reduccióndetiempoentomadedecisionesanivel operacional y gerencial.

• Contar con datos e información confiable atiempo.

• Disponer de una plataforma, que permitacrecer de manera inmediata si la operación lo requiere.

• Integración de los equipos de trabajo, tantolocales como internacionales, mediante flujos de trabajo multidisciplinarios.

• Accesocontroladodelainformación.• Informaciónrespaldada.

CONCLUSIÓNLa plataforma DecisionSpace ha demostrado ser una excelente elección para apoyar las ope-raciones de hidrocarburos, que Igapó desarrolla actualmente en Ecuador.

Los campos involucrados producen alre-dedor de 30 mil barriles de petróleo y unos 80 mil barriles de agua diariamente, y exigen entre otras cosas un muy eficiente y completo juego de soluciones de software y servicios de alta cali-dad, que solo proveedores globales como Halli-burton proporcionan.

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Figura 1. Plan de implementación de la plataforma, diseñada

por Igapó junto con Landmark

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Autor: OCP Ecuador

OcP Ecuador: grandes beneficios para el país y la región

El Oleoducto de Crudos Pesados, más conocido como OCP, es el oleoducto privado que opera en el Ecuador des-de el 2003 transportando petróleo pesado. Recorre 485 km desde Lago

Agrio en Sucumbíos hasta la costa en Esmeral-das, atravesando cuatro provincias, 11 cantones y un total de 33 juntas parroquiales. En 12 años de operación, cumplidos en noviembre de 2015, el aporte del OCP ha sido de magnitud para la economía del Ecuador a través de la generación de valor económico, social y ambiental.

UNA NECESIDAD EVIDENTEEn la década de 1980, la necesidad de contar con un oleoducto para crudos pesados era impro-rrogable, pero en una época en que el precio del barril de petróleo crudo había caído por debajo de los $20, la construcción del OCP con dinero público no era posible.

En enero de 2000, con el advenimiento del gobierno del presidente Gustavo Noboa, una de-cisión política permitió que el proyecto tantas veces imaginado y tantas veces frustrado, em-pezara a concretarse. Con la Ley para la Trans-formación Económica del Ecuador, la llamada

“Ley Trole”, publicada en marzo de 2000. El 26 de junio de 2001 empieza la construcción del Oleoducto de Crudos Pesados, a través de un proceso de construcción innovador y cuidadoso, efectuado con tecnología de punta y bajo audito-rías constantes y severas.

Y así, tras la aprobación del Estado ecua-toriano y la obtención de la licencia ambiental por el Ministerio de Ambiente empieza la cons-trucción del Oleoducto de Crudos Pesados el 26 de junio de 2001, a través de un proceso de construcción innovador y cuidadoso, efectuado con tecnología de punta y bajo auditorías cons-tantes y severas.

El 14 de noviembre de 2003, el Oleoducto de Crudos Pesados empezó su operación con la posibilidad de extraer y exportar hasta 450 mil barriles diarios. OCP es una de las inversiones privadas más grandes en la historia del país, que con un monto de más de $1 400 millones, ha permitido que una parte importante del crudo del país llegue a mercados internacionales.

Hasta este día, el Estado ecuatoriano no ha gastado ni un solo centavo en una obra que fue diseñada, construida y puesta a funcionar por una empresa privada, OCP Ecuador S.A.,

Foto 1. El oleoducto recorre 485 kilómetros, desde la Amazonía hasta la Costa ecuatoriana

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totalmente a su costo y riesgo, a cambio de lo cual recibió el derecho a operar el oleoducto -también a su costo exclusivo-, durante los si- guientes 20 años, después de los cuales todas sus instalaciones serán entregadas al Estado de manera gratuita.

UNA OPERACIÓN CONFIABLE, SEGURA Y COMPROMETIDA CON EL AMBIENTEOCP Ecuador presta el servicio de transporte de crudo pesado (18 a 24 grados API) en el Ecuador y asegura a los cargadores la custodia del crudo recibido, transportado y despachado. El oleo-ducto está destinado sólo al transporte de crudo pesado y recorre 485 kilómetros, desde la Ama-zonía hasta la Costa ecuatoriana. El sistema completo del oleoducto cuenta con: 4 estaciones de bombeo, 2 estaciones reductoras de presión, 1 estación automática de bloqueo, 25 válvulas de bloqueo y 1 terminal marítimo con 2 monobo-yas costa afuera para la carga a buques.

La tubería es de acero API 5LX70 y está en-terrada en un 99,8% como una consideración de protección ambiental. El 0,2% está descubierta en aéreas de cruces de ríos y fallas geológicas. Toda la tubería, incluso la submarina, está re-vestida a prueba de corrosión y protegida con un sistema de protección catódico.

OCP cuenta además con toda la tecnología necesaria para mantener una operación segura como: válvulas seccionamiento (cierre automá-tico y remoto) y de retención de fluido (válvulas automáticas), así como dos controles tecnológi-cos de alta calidad como: el Sistema de Control,

Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA) y el Sistema de Detección de Fugas (LDS). El SCADA es el cerebro de toda la operación del oleoducto, centraliza el control y monitoreo de toda la in-fraestructura relacionada con el OCP.

OCP está en la capacidad de almacenar has-ta 1 200.000 barriles en Amazonas y 3´750.000 barriles en el Terminal Marítimo. Cargar buques de hasta 325 000 toneladas y despachar hasta 2 millones de barriles en una sola carga.

Desde el 2013, mantiene un gran compromi-so como integrador hidrocarburífero regional, pues varias empresas colombianas han deposi-tado su confianza en OCP Ecuador, para trans- portar crudo proveniente del sur de Colombia. Hasta la fecha se han transportado más de 5 millones de barriles de crudo colombiano a tra-vés de la interconexión de oleoductos y el primer sistema de descargaderos binacional por carro-tanques, en la Estación Amazonas.

GENERACIÓN DE VALOR ECONÓMICOSe han cumplido 12 años de operaciones en no-viembre del 2015, con varios logros escritos en las páginas de la compañía, como: • Másde1275buquescargadosconcrudopara

exportación.• Más de 640 millones de barriles de crudo

transportados y exportados.• Másde$40milmillones,porconceptodemo-

netización de reservas.La entrada en operación del OCP marcó cifras económicas mayores en el país. Esta es una de las inversiones privadas más grandes de todos

30,38 25,98 26,18 31,08 41,51 56,64 65,42 71,94 99,63 61,66 79,36 95,03 94,15 97,87 93,17 53,22

1,1%

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Figura 1. Previsión macroeconómica año 2015. Precio promedio Enero-Junio 2015Fuente. Banco Central del Ecuador/ Elaboración: OCP Ecuador

COMPARACIÓN ENTRE EL PRECIO DEL PETRÓLEO (WTI) Y EL PRODUCTO INTERNO BRUTO DEL ECUADOR

p G E p E T R ó l E O & G a s - D I C I E M B R E 2 0 1 5 15

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los tiempos, pues significó una inversión directa de más de $1 400 millones e hizo que el PIB de 2004 creciera en 8,2%, siendo el valor más alto de los últimos 15 años (figura 1). De igual ma-nera, el promedio de transporte entre el 2001 y el 2003 había sido de 390 mil barriles por día, después de que en el 2003 entra en operación el OCP, el promedio desde el 2004 al 2006 fue de 527 mil barriles por día. Esto significa un 33% de incremento de transporte que de no existir el OCP, no habrían podido ser transportados y ex-portados. Actualmente, por el OCP se transpor-ta el 30% del crudo del país, con un promedio de 48 millones de barriles al año (figura 2).

Otro aporte que ha creado valor económico, es haber generado más de 10 mil puestos de tra-bajo desde que empezó la construcción del oleo-ducto hasta la actualidad, empleo directamente contratado por la empresa o por los contratistas recurrentes (figura 3).

También, desde el inicio de las operaciones en el 2003 hasta el 2015, el monto acumulado co-rrespondiente a obligaciones legales y pagos al Es-tado ecuatoriano totaliza un valor mayor a $378 millones (figura 4). La empresa ha cumplido con sus obligaciones legales y tributarias, apegados a la ley y con total integridad y transparencia.

GENERACIÓN DE VALOR SOCIALPara OCP la creación de valor económico, social y ambiental no es un fin sino un camino hacia la sustentabilidad. El OCP recorre 485 kilóme-tros del territorio ecuatoriano. No solo se trata de entregar recursos económicos, sino de asegu-rar que ese dinero se invierta en obras de salud, educación y productividad destinadas a mejorar la calidad de vida y las expectativas de la gente. En 12 años, OCP ha apoyado en el desarrollo de más de 650 proyectos de responsabilidad social, con una inversión que supera los $39 millones.

DURANTE EL PERÍODO DE OPERACIÓN

251 251 251 258312 315 322 317 322 316 307 287

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Figura 3. Elaboración OCP Ecuador

TRANSPORTE POR OLEODUCTOS / MILLONES DE BARRILES

Figura 2. Fuente. EP Petroecuador

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120 118 121 126 121 127 128 128 126 129 132

18 62 58 58 54 49 41 42 48 48 53

SOTE

OCP

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Foto 2. Estudiantes del Colegio Fiscomisional Intercultural Biligüe Abya Yala - Sucumbíos

PROYECTOS SOCIALES DE REFERENCIA EN EL PAÍS: • Colegio Fiscomisional Intercultural Bi-

ligüe Abya Yala: Este colegio intercultural construido en el 2005 en la provincia de Sucumbíos, alberga aproximadamente 240 jóvenes de diferentes comunidades como Kichwa, Shuar, Cofán, Secoya y Siona. Hijos y padres aprenden mejores técnicas de culti-vo, para aprovechar sus tierras y proteger el ambiente.

• Unidad Educativa Fiscomisional Ángel Barbisotti: La Ciudad de los muchachos, con su obra complementaria el Colegio Án-gel Barbisotti, es un programa que mantiene la Iglesia Católica esmeraldeña, desde 1961, al servicio de niños y jóvenes en serio riesgo social. OCP contribuyó en la construcción de talleres, para dignificar el trabajo juvenil.

• Unidad Educativa Juan Carlos Matheus: Ubicada en Viche-Esmeraldas, se construyó la Unidad Educativa que educa a más de 1 000 estudiantes desde el 2014. Su rehabili-tación ha implicado el aporte económico de $300 mil de OCP Ecuador, $135 mil de la Em-bajada de Japón y el terreno fue donado por el Gobierno Parroquial de Viche.

• Parque Ecológico Recreacional Lago Agrio (PERLA): A través de una iniciativa impulsada por OCP Ecuador y el Municipio de Lago Agrio, se rescató el humedal circun-dante a la Laguna Lago Agrío para preservar su biodiversidad y generar nuevos espacios de turismo ecológico.

GENERACIÓN DE VALOR AMBIENTALDesde el inicio de las operaciones en el 2003, se cuenta con la Licencia Ambiental otorgada por el Ministerio del Ambiente. En ella cons-ta el Plan de Manejo Ambiental que contiene planes específicos de control y manejo de los aspectos e impactos ambientales. En el 2005 OCP Ecuador obtiene por primera vez la Certi-ficación ISO 14001 de Gestión Medio Ambien-tal. El alcance de esta certificación abarca to- dos sus procesos e instalaciones: recepción y almacenamiento de crudo, estaciones de bom-beo, estaciones reductoras de presión, derecho de vía, válvulas de bloqueo, Terminal Maríti-mo, boyas de embarque a buque tanques, bo-degas y oficinas. La certificación se mantiene hasta la presente fecha. Adicionalmente, y por iniciativa interna de la empresa, se han implementado programas de eficiencia buscando minimizar el impacto ambiental que se genera durante la operación del oleoducto. Entre estos programas se tiene:• Controldepérdidasy reduccióndeaguade

consumo humano en campamentos.• Usoeficientedeenergíamediantelaplanifi-

cación adecuada del bombeo.OCP Ecuador fue la cofundadora y principal aportante del Fondo Ambiental Ecofon- do, con $10 millones para el financiamiento de va-rios proyectos de investigación, capacitación y conservación ambiental, además del apoyo a programas ambientales a cargo del Ministerio del Ambiente.

OCP ratifica su compromiso de continuar aportando a la generación de valor económico, social y ambiental a través de una operación con-fiable, segura y comprometida con el ambiente.

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Autor: Eduardo López Robayo

La innovación y desarrollo: clave para la sostenibilidad de

la compañía, industria y del país (c&T, i+i+D = vanT)1

GESTORES

El mundo evoluciona y cambia, esa ha sido, es y será la realidad que enfrente la humanidad a lo largo de su existencia, pero actualmen-te el cambio se ha concentrado en

diversos aspectos de impacto masivo relacio-nados, principalmente, con las nuevas tecno-logías. La tecnología ha influenciado en todos los aspectos que conforman a una sociedad como: el ámbito económico, político, cultural, social, religioso, entre otros. De hecho, la tec-nología ha repercutido en la dinámica de las relaciones de los individuos y sociedades con cada uno de los aspectos detallados. Con én-fasis en el aspecto económico se denota cómo la competitividad, no es solamente creciente, sino más arraigada a la capacidad de las or-ganizaciones y actores diversos, capaces de adaptarse a las exigencias globales de produc-ción, que demandan innovación y tecnología acompañada de responsabilidad y procesos amigables con el ecosistema.

La innovación tecnológica y la competi-tividad de una organización están interrela-cionadas en virtud de la influencia del cono-cimiento. El conocimiento ya no es solamente un privilegio, sino una necesidad y un factor diferenciador en el crecimiento de una com-pañía en cualquier área en la que esta se de-sarrolle y con un impacto directo en la ace-leración del desarrollo de un país. El mundo y en especial las nuevas sociedades, son cada vez más exigentes respecto a contar con pro-ductos y/o servicios que no sólo sean mejores, sino sostenibles, sustentables, accesibles e innovadores. La tecnología se vuelve obsoleta cada vez más rápido, es reemplazada con gran rapidez y está en manos de los CEO y la alta gerencia de las compañías. El liderar procesos que generen productos y servicios rentables,

lucrativos y responsables, que impacten posi-tivamente en las necesidades humanas y pro-ductivas globales.

Con esta premisa, la importancia de la gestión de innovación tecnológica en las orga-nizaciones se relaciona directamente con su rentabilidad y durabilidad. Una organización que se encuentra a la vanguardia del mercado y que responde a las necesidades humanas de forma más sencilla y sustentable, se transfor-ma en un ejemplo corporativo de éxito a largo plazo bajo el concepto de innovación, susten-tabilidad, sostenibilidad en una relación ga-nar-ganar entre sus Stakeholders.

Sertecpet S.A. ha alcanzado un importan-te sitial durante estos 25 años de esfuerzo, trabajo y confianza en el país. La compañía no es solamente una fuente generadora de em-pleo, riqueza y desarrollo que contribuye con aporte económico gubernamental y social, es también una fuente de creación de valor debi-do a que, a través de su aporte a la innovación tecnológica le permite al país mejorar su nivel de competitividad incrementando la autoesti-ma de la gente y demostrando un gran apor-te con la Responsabilidad Social Corporativa (RSC). Para mantener y alcanzar la competi-tividad comparativa que ha posicionado a la compañía, Sertecpect S.A. aplica de manera rigurosa el “Benchmarking” mejorando ca-lidad, tiempos y costos de producción para mantenerse a la vanguardia con las más altas certificaciones, acreditaciones y normas in-ternacionales, que garantizan su labor y pro-cesos innovadores y tecnológicos posicionan-do a la compañía como un ente competitivo en el mercado hidrocarburífero y energético.

La organización aprovecha los nuevos re-tos globales como oportunidades creativas de innovación y crecimiento tecnológico.

Eduardo lópez Robayo. Ingeniero Comercial,

fundó la multinacional ecuatoriana sertecpet s.a. el 3 de octubre de 1990 y desde la fecha

se ha desempeñado en diferentes posiciones

políticas, estratégicas y técnicas sobre todo

como presidente y CEO del Holding sertecpect

a nivel internacional.

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1. C&T: Ciencia y Tecnología. / I+I+D: Investigación, Innovación y Desarrollo. / VANT: Valor Agregado nacional con alto componente Tecnológico.

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NEGOCIOS RESPONSABLES, RESULTA-DOS POSITIVOS Parte de lo que marca la diferencia en alusión a la responsabilidad, yace en que el compromi-so esté alineado a una cultura y pensamiento de servir y ser mejor. La Responsabilidad So-cial Corporativa, por ejemplo, es un aspecto que desde sus inicios ha sido innato para la organización, la misma que cumple con los parámetros de RSC más representativos como elemento de su cultura corporativa de traba-jo positivo y proactivo. La organización está determinada a que sus funciones, productos y servicios se ejecuten y entreguen bajo un com-promiso de responsabilidad absoluta, además de mantener y precautelar la calidad, salud y ambiente. Esto ha generado que las ventas de la organización no solamente se alineen a un sistema productivo, sino a un sistema de desarrollo social y económico para todos los grupos de interés con los que la compañía mantiene relaciones a nivel internacional.

La filosofía de la compañía está direccio-nada a generar desarrollo para la sociedad ecuatoriana. Un mecanismo que ha demostra-do ser funcional en alcanzar esta aspiración se concentra en la importancia de contar con autosuficiencia tecnológica que, como resul-tado genera autonomía económica.

Sertecpect S.A. como parte de la ratifica-ción de sus políticas en pro de la RSC, está ad-

herido al Pacto Global de las Naciones Unidas y cumple desde sus inicios y a cabalidad los cuatro ejes: Derechos Humanos, Derechos La-borales, Derechos Ambientales y Políticas An-ti-Corrupción. Es parte de la filosofía corpo-rativa y operativa de la organización la labor con miras en el desarrollo de nuevas tecno-logías, patentes e innovaciones, que generen impactos positivos en la sociedad y aporten a que la calidad de vida de los ciudadanos de Ecuador y el mundo mejore.

Con estos principios, la “Glocalidad” es elemental para la organización. El gurú de la Responsabilidad Social Corporativa, el Dr. Wayne Visser, ha sido uno de los teóricos y académicos que más ímpetu ha impuesto en la importancia de este término sobre todo en su texto Glocality: Thinking Global and Ac-ting Local in CSR en el que expone: “El térmi-no “glocal” -una fusión de global y local-, (…) simplemente significa aplicar lo global en lo local”. Sertecpect S.A. alcanza este principio a través de una gestión basada en el análisis de necesidades geopolíticas, económicas, so-ciales y ambientales. De esta manera desarro-lla una estrategia de acción local y concentra su margen de operación, inclusivamente con los diversos actores. La organización confía en la capacidad local, por ello mantiene un extenso abanico de proveedores que con la más alta ca-lidad y servicios apoyan a que el producto final

Foto 1. Off-shore FPSO Namoku -BPZ Perú-, (vista superior)

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de la compañía, sea de la más alta calidad y tenga la posibilidad de ser competitivo a nivel global. Una de sus fortalezas es la posibilidad de adaptarse a las condiciones variantes a nivel mundial y a las exigencias del mercado, sin de-jar de lado el compromiso que mantiene con la comunidad y las necesidades sociales.

Dentro de las principales herramientas de desarrollo en las que la compañía no solo cree sino que promueve, es el relevante y activo papel que debe tener la academia dentro de la producción. Se deben generar “clústeres” en-tre industria-academia-Estado para legitimar las capacidades productivas con profesionales altamente capacitados, determinados y com-petitivos. Además, incentivar el emprendi-miento local con proyección global y que vaya acompañado de la innovación permanente como clave para el desarrollo acelerado que pueda suplir la demanda y altos niveles de competitividad mundial.

Los desarrollos productivos y competiti-vos de las industrias son parte de un proceso que exige años de innovación, capacitación, inversión, tecnología, laboratorios y talleres de prueba y en especial, estar a la vanguardia

de las necesidades y exigencias de la población mundial. Considerando siempre el impacto de las labores y aspirando a que estas sean sos-tenibles y sustentables, Sertecpect S.A. tam-bién toma en consideración la relevancia de cuidar toda la cadena de valor.

25 AñOS DE CONFIANzASertecpect S.A. se caracteriza por sus proce-sos meticulosos, confidencialidad, confianza del equipo, valores y cultura organizacional. Mantiene control a través del gerenciamiento efectivo, pasión, dedicación e involucramien-to proactivo alineado a proveer herramientas para el desarrollo principalmente para los países en vías de desarrollo, faltos de recur-sos financieros pero que, como es el caso de Ecuador, son ricos en recursos naturales. El compromiso responsable de la organización le permite reinvertir sus ganancias, apostando a la investigación y desarrollo.

La confianza de la organización se ratifica a través de su sólido Sistema de Gestión Inte-grado de Calidad que se traduce en productos de alto valor agregado y de calidad mundial, a través de un compromiso inquebrantable con la excelencia, avalado por las más exigentes certificaciones a nivel mundial: ISO 9001, 14001, OHSAS18001 avalados por Lloyds Re-gister, API Q1 y Q2, ASME, en lo que se re-fiere a calidad, seguridad y ambiente, entre otras. Adicionalmente a las acreditaciones, la organización cuenta con certificados, reco-nocimientos y afiliaciones estratégicas como es el caso de la certificación S2M, en Respon-sabilidad Social Corporativa; o la adhesión al Pacto Global, un elemento primordial en el proceso de consolidación de las políticas y fi-losofía corporativa. Las premisas del pacto en mención están alineadas con cada acción que ejecuta la compañía y valida el compromiso de fomentar el respeto a los derechos huma-nos, respeto a los derechos laborales, cuidado y preservación de la naturaleza y lucha contra la corrupción, entre otros factores.Otros reconocimientos: • PremioNacionaldeCalidadTotal.• PrimerPremioalaEmpresamáseficienteen

el sector, referente a maquinaria y equipos otorgado por Corporación Ekos. Año 2013, 2014 y 2015.

• Primer Premio al Exportador, PremioeXpor2014, por parte de Fedexpor.

• ReconocimientoalMéritoIndustrialporpar-te del Parlamento Andino. Foto 2. Planta de Producción y Mecanizado - Sertecpet S.A.

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Foto 3. Facilidades tempranas de producción Sacha 198 - Completa

• ReconocimientoMedallaalMéritoEmpresa-rial “Dr. Vicente Rocafuerte”, otorgada por el Congreso Nacional de la República de Ecua-dor; entre otros que validan la gestión, esfuer-zo y crecimiento de la organización.

En lo que se refiere al ambiente, la empresa desarrolla sus operaciones conforme a los estándares ambientales, establecidos para la ejecución de los servicios especializados en el sector energético como procesos operativos y constructivos. Para ello, se han identificado todos los aspectos y evaluación de Impactos Ambientales, que permiten realizar: Planes de Mitigación, Reparación y Compensación Ambiental. De esta forma estamos aseguran-do que el colaborador, su ambiente y entorno sean apropiados para realizar un trabajo se-guro, confortable y en un ambiente apropia-do. Todo esto con estricto cumplimiento a los requerimientos de su Certificación ISO 14001 y Legislación Ambiental, vigente aplicable al Reglamento Ambiental para Las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador, Decreto Eje-cutivo 1215 (RAOHE). La compañía trabaja di-rectamente con la comunidad, realiza auspicios académicos a los mejores proyectos individua-les enfocados al desarrollo de ciencia y tecnolo-gía, y genera inversión social en áreas rurales. Aporta directamente a la labor de investigación académica, por medio de convenios con diver-sas universidades e institutos educativos.

En la actualidad, forma parte de varios consorcios para exploración y explotación de petróleo en diferentes campos. La compañía está en capacidad de realizar dicho proceso ya sea por cuenta propia o con asociados, pero su mayor interés es que se dé más oportunidad a la industria nacional.

Los planes de la organización, a corto y mediano plazo, se centran en consolidar la compañía a nivel nacional como una indus-tria fundamental para el desarrollo de las áreas estratégicas ligadas a la energía, ade-más de expandirnos a otros países con nues-tra extensa gama de productos y servicios personalizados. La compañía cuenta con tres áreas de negocio divididas en seis segmentos: Exploración y Producción de Gas y Petróleo, Facilidades para Gas y Petróleo, Servicio de Levantamiento Artificial, Área Industrial, Proyectos IPCM y Nuevas Energías.

La organización es un ejemplo de con-fianza en el país, inversión y reinversión permanente, modernización de las plantas industriales, educación y capacitación a los colaboradores, generadora de nuevas tecnolo-gías y patentes, agregando el más alto valor al país; demostrando que la academia es clave en el crecimiento. Sertecpect se fundó con la convicción de que si se puede lograr la autosu-ficiencia tecnológica, industrial y económica, que tanto requiere el país.

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Autor: José X. Orellana Giler

La solución al bajo precio es el bajo precio

cifRaS

La intención de este análisis es presentar como ciertos factores han afectado y afectarán el precio del petróleo, especialmente del West Texas Inter-mediate (WTI).

PRECIOS ALTOS INCENTIVAN A LA INNOVACIÓNEl alto precio del petróleo y el temor de la teo-ría del “Pico de la Oferta de Petróleo” o (Peak Oil)1 incentivó la innovación y uso de nuevas tecnologías en: • Exploraryexplotarpetróleoencamposnue-

vos (pre-sal2, esquisto/fracking, etc.) y en re cuperar campos maduros.

• Incrementarlaeficienciadelosvehículospar-ticulares y de transporte.

• Ampliar la gama de combustibles sustitutos(biocombustibles3 , eléctricos, gas natural, hi-drógeno, etc.).

• Lanzarnuevosmodelosdenegocios(Uber,etc.)4.

Figura 1. Source: U.S. Energy Information Administration

FRACTURACIÓN HIDRáULICA EN LOS EEUU ES LA PRODUCCIÓN DE AJUSTELa fracturación hidráulica, fractura hidráu-lica5 o estimulación hidráulica (en inglés fracking) es una técnica para posibilitar o aumentar la extracción de gas y petróleo del subsuelo. El procedimiento no es nuevo en esa industria. La primera fractura se realizó en 1947 y en los años 50 comenzó a utilizarse de forma comercial en pozos convencionales.

Desde entonces se han hecho 2,5 millones de fracturas en pozos en todo el mundo, de ellos, un millón en los Estados Unidos.

Desde el 2009 a la fecha, los EEUU incre-mentó su producción en más de 5 millones (MM) de barriles diarios (bbdd) por la aplica-ción de las técnicas de fracturación hidráulica (fracking) y de perforación horizontal (horizon-tal drilling) en los campos de esquisto (shale). Ya a principios del segundo semestre de 2014, los

josé X. Orellana Giler. socio fundador de

plan a. Tiene un Bachelor of science (doble especialidad

en Economía Internacional), un

Master in Engineering (candidato a pHD) en

Ingeniería de sistemas Industriales y un M.B.a.

(Darden GsB), en la Universidad de Virginia.

Fue Viceministro de Comercio Exterior

en el Ecuador.

1. La teoría de que se había alcanzado el límite máximo de la potencial oferta de petróleo a nivel mundial.2. Yacimientos, que se encuentran kilómetros bajo el mar por debajo de una capa de sal en el subsuelo marino.3. Etanol, celulosa, metano de estiércol, algas, etc.4. La idea estaría detrás de la optimización del uso, a través del compartir un activo y al permitir mayor competencia en un determinado mercado.5. La fracturación hidráulica se utiliza en proyectos de exploración y producción de hidrocarburos, y también en el almacenamiento de CO2, de gas y geotermia de media y alta entalpía.

EL BOOM DEL PETRÓLEO DE EEUU

U.S. Oil Production

Million Barrels Per Day10.09.59.08.58.07.57.06.56.05.55.04.54.03.5

Sep1985 2015

1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 Jun

�e biggest oil boom in U.S. history began in the middle of the �nancial crisis.

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6. Argus Media, VP Jaime Brito, en presentación del MICSE, Octubre 27, 2015. Argus indica precios para el Brent por debajo de $50 para el 2016.7. El total de inventario de crudo comercial en los EEUU es 476,6 MM de barriles y se agrega derivados. Estaría a la segunda semana de octubre en 1,3 millardos de barriles. Las existencias globales en países desarrollados llegan a casi 3 millardos de barriles.8. Rystad Energy y el Secretario General de la OPEP, el honorable Abdalla Salem el-Badri en Conferencia Oil & Money.9. PYRA Energy Group indica que serían al menos dos años hasta que el precio del petróleo regrese a niveles de $75.

INVENTARIOS DE CRUDO: ACTUAL VS. PROMEDIO (DESDE 1983)

mercados petroleros notaron que la reducción de importaciones de los EEUU había provoca-do un exceso de oferta y, por ende, un incre-mento en las existencias.

AJUSTáNDOSE AL NUEVO NORMAL Para el 2015 se estima que hay un exceso en la oferta de 2 MM de bbdd y para el 2016 estará en alrededor de 1 MM de bbdd.

Salvo la crisis geopolítica (digamos en Si-ria), sólo un recorte de la producción actual de OPEP de 31.6 MM bbdd, que pasaría con un acuerdo entre Rusia y Arabia Saudí6, podría evitar que el nuevo techo del petróleo para el WTI en los próximos 12 a 18 meses, sea fijado por la producción de los campos de petróleo de esquisto en los EEUU, entre $50 y $65.

En el mediano-largo plazo el costo de re-emplazo del barril de petróleo indicaría un techo en alrededor de $75 a $85.

HAY INCERTIDUMBRE SOBRE EL 2016-2017• Sobre el levantamiento de las sanciones a

Irán, que podría incrementar su produc-ción entre 0.5-1 MM de bbdd entre 6 y 12 meses. Además, Irán tiene de 40 a 60 MM de barriles en inventario en embarcaciones off-shore.

•Unapotencialdesaceleracióndelcrecimien-to chino y global, que afectaría gravemente la demanda.

•Elefectodelexcesodeinventariodecrudoanivel global (200-400 MM de barriles) y de derivados7.

•Elefectodelacaídadelainversiónenmásde USD$ 200 millardos (una de las razones por la que algunos esperan que el mercado se equilibre entre 12 a 18 meses)8.

•Elplazo,enelqueelpreciodelpetróleopo-dría regresar a niveles de $65 y luego a $759.

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Brecha entre las existencias actuales y medias

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2015 Inventories

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Crude oil inventories currently 150million barrels (43.4%) aboveaverage for this time of year

Figura 2. Inventario del crudo actual vs. el promedio desde 1983

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10. En la actualidad hay 1 000 pozos perforados pero no activos. / 11. Costo Full-cycle combina costo de extraer el crudo + inversión necesaria para reemplazar reservas. / 12. Irak podría aumentar su producción de petróleo aún más en 2016, aunque menos que este año, en respuesta a la intensificación de una batalla por la cuota de mercado entre los miembros de la OPEP y otros países productores, lo que ha obligado a Bagdad a vender alguno de sus tipos de petróleo a $30 el barril. La producción de Irak a lo largo de 2015 ha aumentado en casi 500 mil barriles al día, o un 13%, según la AIE. Eso ha hecho que Irak se haya convertido en motor de crecimiento de la producción de la OPEP.

EL ANáLISIS DEL COSTO VARIABLE (CASH COST) DE PRODUCCIÓNEn una guerra de precios que tiene como meta el incrementar la participación de mercado, este se alinea con el costo variable de pro-ducción. Piense: en un avión con 10 asientos vacíos que está por partir, si el costo variable de cada pasajero es de $10, entonces puede vender los pasajes por $11 en los últimos mi-nutos y tener una ganancia de $1, porque con-sideraría a los costos fijos como costos hun-didos. Este bajo precio tiene que permanecer suficientemente bajo, por el tiempo necesario para forzar crecimiento de la demanda o eli-minación de la oferta. En otras palabras “la cura” para el bajo precio del petróleo es el bajo precio del petróleo.

EL MAYOR COSTO VARIABLE (CASH COST) ESTá ENTRE $30 - $40 POR BARRIL

CURVA DE COSTOS DE CRUDO DE CANADá Y ESTADOS UNIDOS

(y axis: Operating costs with and without royally effects, $/bbl; x axis: Cumulative global liquids production, mmb/d)

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Total 2020 liquid production, million boe/d

Cash costs without royalties Cash costs with royalties

*Excludes ‘up front’ costs (initial land acquisition, seismic and infrastructure costs): treats ‘up front’ costs as ‘sunk’. Rough estimate of ‘up front’ costs = $5-10 per barrel, though wide regional differences exists. Includes royalties, which are more advantageous in Alberta/Saskatchewan. + Liquids-rich Eagle Ford plays, assuming natural gas prices of US$3.80 per mmbtu.++Weighted average = US$ 60-61 including existing Integrated Oil Sands at C$53 per barrel. Saudi Arabia: US$10-25 per barrel. Data source: Scotiabank Equity Research and Scotiabank Economics.

En el mediano plazo, los campos de es-quisto en los EEUU son la nueva válvula de ajuste de la oferta petrolera mundial dado que por medio del Fracklogging10 o pozos perfora-dos, pero no explotados, existe una capacidad de producción inmediata de unos 400 a 700 mil bbdd, si el precio del WTI supera los $60.Según Moodys el costo medio plazo full-cycle11 por barril de producción fracking en campo de esquisto es $51, lo que implica que más de la mitad de los productores pierden dinero en este momento, por lo que el precio del WTI se move-ría hacia $60 con el pasar del tiempo.

EN EL LARGO PLAzO, LOS PRECIOS SERáN MáS ALTOSLa demanda de petróleo se incrementará con estos precios bajos y hay una necesidad de re-emplazar producción de pozos cuyo pico de producción ha pasado y que se encuentran en pleno declive, un problema que también lo tiene el Ecuador.

Los puntos de equilibrio de exploración y explotación para reemplazar la oferta, que se-rán necesarios para satisfacer la demanda en el largo plazo, implican un precio mayor de $75. A continuación, una grafica, que incluye la curva de oferta de petróleo calculada para el 202012.

Fuente. Rystad Energy Research and Analysis

Figura 3. Costo variable de producción

Cumulative Production (mb/d)

Mid-Cycle Breakeven Costs in Fall 2014 (including 9% After-tax Return)*Selected Producing Regions WTI Oil Price Required, US $ per barrel

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Autores: Jorge Asturias1 / Martha Ligia Vides Lozano2

impactos de la baja en el precio del petróleo en américa Latina y el caribe

jorge asturias Ozaeta. posee más de 11 años de experiencia profesional. Fue asesor de asuntos Internacionales del Ministerio de Energía y Minas de Guatemala, coordinador de la Oficina subregional de Olade para américa Central.

Martha Vides lozano. Coordinadora de Hidrocarburos. Con amplia experiencia en la formulación, ejecución y evaluación de planes, programas y proyectos, en los subsectores de hidrocarburos y biocombustibles.

¿QUÉ ORIGINÓ LA CAÍDA DE LOS PRECIOS DEL CRUDO?Desde julio de 2014 los precios del petróleo vienen presentando una fuerte reducción, de $105,79 WTI en julio de 2014 a $46,22 en agosto de 2015.

Esta situación de desplome, que acumula casi un 57%, genera movimientos en todo el mundo ya que afecta no sólo a los países pro-ductores, sino que arrastra economías loca-les, disputas comerciales y acentúa enfrenta-mientos históricos.

Una de las principales causas del desplome de los precios del petróleo es la sobre-oferta ocasionada por el “boom del shale” (yacimien-tos no convencionales) en los Estados Unidos, el cual produjo un aumento exponencial de su producción, que ocasionó que la principal potencia mundial (y el mayor consumidor de hidrocarburos del mundo junto con China) redujera las importaciones de gas y petróleo.

PRECIO WEST TEXAS INTERMEDIATE, NOMINAL

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Figura 1. Precios históricos WTI del petróleo, 2011- a agosto 2015Fuente: Agencia Internacional de Energía (AIE)

Según la Agencia Internacional de Energía (EIA)1, los Estados Unidos tiene aproxima-damente 610 billones de pies cúbicos de gas natural de esquisto, recursos técnicamente recuperables y 59 mil millones de barriles de recursos petroleros ajustados técnicamente recuperables. Como resultado, los Estados Unidos ocupa el segundo lugar a nivel mun-dial después de Rusia en recursos de petróleo de esquisto y ocupa el cuarto lugar a nivel mundial después de China, Argentina y Arge-lia, en los recursos de gas natural de esquisto.

Lo anterior, tiene que ver con una disputa entre la Organización de los Países Exporta-dores de Petróleo (OPEP) y los Estados Uni-dos. El costo de producción del shale es mucho más costoso que la producción convencional y un precio del petróleo bajo perjudicarían a los Estados Unidos sin verse afectada la OPEP, ya que este extrae los hidrocarburos de manera convencional. Además, con un petróleo en

1. EIA. http://www.eia.gov/energy_in_brief/article/shale_in_the_united_states.cfm

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PRODUCCIÓN DE CRUDO DE LOS ESTADOS UNIDOS - PRECIO WTI

Figura 2. Producción de crudo en Estados Unidos vs. precios históricos WTI del petróleo, 2011- agosto 2015 Fuente: Agencia Internacional de Energía - AIE

caída, la OPEP de todas maneras mantendría su cuota en el mercado.

Por otro lado, la OPEP, que usualmente re-gulaba los precios internacionales del petró-leo bajo un control de mayor o menor oferta de este recurso, desde noviembre de 2014, optó por no restringir el techo de la produc-ción, con el fin de ganar mayor participación en el mercado mundial, la cual se encuentra amenazada por el gran desarrollo del tight oil y shale gas de los Estados Unidos. Con esta medida logró favorecer la sobre-oferta y, así, generar la caída del precio del crudo.

A pesar de los precios bajos del petróleo, que obligaron a muchas compañías y países que no hacen parte de la OPEP, a reducir sus inversiones en exploración y producción. Por el contrario, Arabia Saudita, principal pro-ductor de la OPEP y Kuwait incrementaron su producción.

Otra de las causas que incidió en la baja de los precios fue la disminución de la demanda mundial de petróleo, generada por la desace-

2. Ramón Espinasa es el Especialista Líder en Petróleo y Gas de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo en Washington DC.

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leración de la economía mundial y de la tasa de crecimiento de las economías asiáticas (China e India, en especial) debido a varios factores: la caída de los precios de las mate-rias primas y el deterioro de las condiciones financieras externas, los cuellos de botella estructurales, el reequilibramiento de China y las tensiones económicas relacionadas con factores geopolíticos2.

¿QUÉ IMPACTOS OCASIONÓ EN LOS PAÍ-SES DE AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE?El colapso de los precios internacionales del petróleo ha sido una bonanza para los países que lo importan y ha planteado retos para los países que lo exportan.

Para adaptarse a este nuevo entorno mun-dial, muchos países están permitiendo que la caída de los precios internacionales del petró-leo se traduzca en una reducción de los costos energéticos internos. Esto aumenta el ingreso disponible de los consumidores y las empre-sas, ya que bajan los precios del transporte y

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la electricidad. Esta política contribuye a es-tabilizar el saldo de la balanza de pagos al es-timular la demanda de importaciones no pe-troleras, lo cual puede compensar en parte la disminución de las importaciones petroleras.

En América Latina y el Caribe, según cál-culos del Fondo Monetario Internacional3, el 60% de los países —tal como en el caso de Barbados, Costa Rica y Guatemala— permiti-rán que la caída de los precios internacionales de los combustibles se traslade completamen-te a los precios internos para esta vigencia 2015, en tanto que menos del 30% impedirán el mínimo traslado.

PAÍSES IMPORTADORESExisten tres factores principales que afectan a los países importadores una reducción del precio del petróleo: • Elaumentodelingresorealsobreelconsumo.• La reducción del costo de producción de los

bienes finales, y por consiguiente un efecto en las utilidades y la inversión; y

• Elefectoenlatasadeinflación,tantogeneralcomo básica.

Por lo anterior, para los importadores netos, los precios internacionales del petróleo pue-

3. Perspectivas de la economía mundial, informe WEO. 2015. Fondo Monetario Internacional. http://www.imf.org/external/spanish/pubs/ft/reo/2015/whd/pdf/wreo0415s.pdf 4. Arancel cobrado a las mercancías

Fuente: SIEE- OLADE

PRODUCCIÓN DE CRUDO DE LOS ESTADOS UNIDOS - PRECIO WTI

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Derivados (Mbep)

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Figura 3. Exportaciones netas de hidrocarburos en América Latina y el Caribe

den influir en los saldos fiscales de distintas maneras que podrían terminar compensán-dose. La recaudación por impuestos sobre las importaciones petroleras (tanto los impuestos sobre el valor agregado como los derechos de importación ad valorem4) probablemente dis-minuya, pero los subsidios a los combustibles también podrían hacerlo, especialmente si el gobierno no permite un traslado total de la baja de los precios internacionales del petróleo.

Lo anterior, lleva a concluir que la situa-ción fiscal de la mayoría de los países que son importadores netos de petróleo mejoraría mo-deradamente gracias a la caída de los precios internacionales del petróleo. La situación fiscal de algunos de estos países se está fortaleciendo porque los gobiernos no están permitiendo que el retroceso de los precios internacionales se vea reflejado en los precios internos.

PAÍSES EXPORTADORESPara el caso de los exportadores netos de pe-tróleo (Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Trinidad y Tobago y Venezuela) es negativo. En la mayoría de estos países, el sector está dominado por una empresa petrolera estatal, que genera ingresos fiscales a través de impues-

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5. Ibídem / 6. OLADE 2014 / 7. http://www.laprensagrafica.com/2015/04/25/la-factura-petrolera-se-redujo-en-2014#sthash.282lMnUS.dpuf8. http://www.latribuna.hn/2015/04/26/factura-petrolera-se-reduce-en-32-4/9. http://www.s21.com.gt/pulso/2015/03/14/factura-petrolera-bajo-194-millones

tos sobre la renta, dividendos y regalías paga-das al gobierno. Estas empresas pueden tener el monopolio de las ventas nacionales de deriva-dos del petróleo y pueden cargar con los costos de los subsidios internos a los combustibles.

Entre los exportadores de petróleo, se pre-vé, según cálculos del FMI, que la caída de los precios reduzca sus ingresos un 4% del PIB, en promedio, en 20155 . Esto se observa en el mar-cado deterioro de los saldos fiscales, que se pre-vé ahora para los exportadores en 2015.

IMPACTOS EN PAÍSES IMPORTADORES (EL CASO DE AMÉRICA CENTRAL)En 2013 las importaciones de derivados de pe-tróleo de los países de América Central tota-lizaron 107 millones de barriles equivalentes de petróleo (kbep)6 . La mayor parte de estas importaciones provinieron principalmente de los Estados Unidos, la República Bolivariana de Venezuela, Colombia y México y el resto corres-pondió a importaciones provenientes de dife-rentes países.

EstadosUnidos

México

Venezuela

Colombia

1. Bajos precios de los combustibles en América CentralLa baja en los precios internacionales del pe-tróleo se ha reflejado en los precios del diésel y las gasolinas que reportan actualmente las estaciones de servicio para el consumidor final de cada país de la región. Cómo se puede apre-ciar en el gráfico siguiente, durante el período de enero a septiembre de 2015, los precios de la gasolina superior oscilaron entre $4,72 y $2,71, la gasolina regular se situó entre $4,51

y los $2,54 el diésel se ha mantenido entre los $3,59 y los $2,23 por galón, siendo Costa Rica el país con los precios más altos y Panamá con los más bajos. Guatemala y El Salvador regis-tran precios muy similares, al igual que Nicara-gua y Honduras.

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Comportamiento de precios promedio de combustibles América Central enero - julio 2015 USD/galón

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ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE

Costa Rica Honduras

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Fuente: Consejo Coordinador de Hidrocarburos de América Central –CCHAC- 2015

2. Factura petrolera en la regiónSegún datos del Banco Central de Reserva de El Salvador (BCR), la importación de deriva-dos de petróleo (gasolinas, diésel, gas, búnker, entre otros) ascendió a $1 830,7 millones en 2014, unos $2001 millones menos que los $2 030,8 millones reportados en 2013. Los salvadoreños pagaron 9,9% menos por los de-rivados del petróleo.7

En lo que respecta a Honduras, el país pagó en los primeros dos meses del 2015, $196,8 millones por las importaciones petroleras, un 32,4% menos que en el mismo lapso de 2014. Sin embargo, compró 300 mil barriles más de hidrocarburos, informó el Banco Central de Honduras.8 Estadísticas del Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Guatemala indican que la factura petrolera en enero de 2015 se re-dujo un 52,7% equivalente a $194,2 millones, ya que el pago realizado por las compras de ga-solinas fue de $173,7 millones, mientras que durante el mismo mes, pero del año anterior se desembolsaron $368 millones. Sin embargo el MEM registra un incremento en el consumo de carburantes, pues en el primer mes se deman-daron 293 mil barriles más, siendo el total de lo consumido de 2,6 millones de barriles, que representa un 12,6%.9

Nicaragua se ahorró $150,27 millones en la compra de petróleo y derivados durante el pri-

COMPORTAMIENTO DE PRECIOS PROMEDIO DE COMBUSTIBLES AMÉRICA CENTRAL

ENERO - JULIO 2015 USD/GALÓN

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10. http://www.laprensa.com.ni/2015/06/22/nacionales/1854430-nicaragua-ahorro-u150-millones-en-su-factura-petrolera-nicaragua-ahorro-u150-millones-en-su-factura-petrolera / 11. http://www.nacion.com/economia/Recope-factura_petrolera-gasolina_0_1426857522.html 12. CEPAL, Estadísticas del Subsector Eléctrico de América Central, diciembre 2014 (datos 2013) / 13. http://www.centralamericadata.com/es/search?q1=content_es_le:%22mercado+automotor%22 / 14. Tomado de fuentes oficiales de cada país

mer cuatrimestre de este año, según reflejan las cifras oficiales. Los datos sobre comercio exterior publicados por el Banco Central de Nicaragua (BCN) muestran que entre enero y abril de 2015, la importación de crudo y subproductos ascendió a $239 millones, inferior a los $389,27 millones que costó en el mismo período del año anterior. El Instituto de Estudios Estratégicos y Políti-cas Públicas de Nicaragua (IEEPP) ha calculado que al finalizar este año el ahorro en la factura petrolera podría oscilar entre los $250 y $300 millones. Según las cifras del BCN -actualiza-das hasta marzo-, el consumo de las gasolinas aumentó este año 12,32%, mientras que el con-sumo de diésel se disparó 66,85%.10

El monto pagado por la Refinadora Costa-rricense de Petróleo (Recope) en la importación de combustibles alcanzó los $1 242 millones en el primer semestre de este año, un 2% más que el monto pagado en el mismo período del año anterior. La cantidad importada de barri-les aumentó un 5% al pasar de 10’400.809 en el primer semestre de 2013 a 10’921.459 en los primeros seis meses de este año. Según el informe mensual de coyuntura eco-nómica del Banco Central de Costa Rica de ju-nio, las ventas de gasolina en los primeros cua-tro meses del año 2015 aumentaron un 5%, las de diésel un 4% y las de búnker bajaron un 14% respecto al mismo período del año anterior.11

3. Competitividad de las energías renovablesEl precio del barril de petróleo por debajo de $50, puede también influir en las decisiones que puedan tomar los principales actores del mercado de energía en la región, tanto inver-sionistas en generación, como los comercializa-dores de energía y los entes reguladores de los mercados eléctricos.

De acuerdo con datos de CEPAL12, en 2013 América Central “generó energía eléctrica a partir de las siguientes fuentes: hidráulica (47,3%), derivados del petróleo (30,8%), geo-termia (8,2%), bagazo de caña en ingenios azu-careros (5,0%), carbón (5,6%), viento (3,0%) y una pequeña fracción a partir de biogás y ener-gía solar. Lo anterior significa que 63,6% de la energía eléctrica inyectada a las redes de alta y media tensión del servicio público correspon-de a los aportes de las fuentes renovables de energía (FRE)”.

Aunque América Central ha avanzado hacia una matriz de generación eléctrica, basada ma-yormente en fuentes de energía renovable. Los precios actuales de los hidrocarburos pueden ser un factor determinante en la orientación de inversiones futuras a base de hidrocarburos por la competitividad de su costo en relación a la energía solar y eólica. En la década de los ochenta la participación de las energías renova-bles en la generación de electricidad alcanzaba hasta el 75%, con los precios bajos del petróleo registrados, posteriormente, en los años no-venta y la apertura del sector en varios países, las inversiones se orientaron a la generación de electricidad basada en hidrocarburos, debido al precio y el tiempo de construcción.

El panorama actual presenta oportunida-des para la generación a base de hidrocarburos, en ese sentido, únicamente las políticas am-bientales y energéticas nacionales, así como los contratos a largo plazo justificarían la compra de electricidad a base de recursos renovables.

4. Incremento en la importación de automóvilesEn todos los países de la región los bajos precios de los combustibles ha incrementado la venta e importación de vehículos, de acuerdo con datos de centralamericadata, “en 2014 se comerciali-zaron 84 mil vehículos nuevos y usados solo en Guatemala, Costa Rica y Nicaragua, y se espera cerrar el 2015 con un crecimiento anual de casi 10% en toda la región. En Panamá por ejemplo, durante los primeros cuatro meses de 2015 la comercialización de automotores nuevos creció un 5% más que en el mismo período de 2014. Se espera que en 2015 se mantenga el rit-mo de crecimiento y supere el 7% registrado en 2014. En el caso de Guatemala, durante el primer semestre del 2015 ingresaron al país 58 373 vehículos nuevos, un 75% usados y un 25% nuevos, registrándose un aumento de 33% res-pecto al mismo período de 2014”.13

MEDIDAS APLICADAS EN LOS PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO14

El colapso de los precios del petróleo ha oca-sionado un duro golpe a varios países exporta-dores de materias primas de América del Sur, resaltando la necesidad de aplicar medidas de restricción fiscal, aumentar la flexibilidad cam-

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15. http://www.elcomercio.com/actualidad/ecuador-recorta-presupuesto-precio-petroleo.html16. http://eju.tv/2015/08/el-crudo-cae-a-us-4387-se-preven-menos-regalias-e-idh-para-regiones-de-bolivia/17. http://www.bbc.com/mundo/noticias/2015/01/150112_economia_combustible_precios_distintos america_latina_lf

biaria e introducir importantes mejoras en la gobernanza y el clima de negocios.

EcuadorHa realizado una reducción en el gasto para compensar la disminución del ingreso vincula-do a los hidrocarburos. Ante este, el gobierno ha tenido que realizar algunas medidas para conseguir nuevos recursos15:• “LeyOrgánicadeIncentivosyPrevencióndel

Fraude Fiscal, en vigencia desde el 30 de di-ciembre pasado, que generará unos $200 mi-llones al año.

• LaLeydeTelecomunicaciones,queobligaráala operadora Claro a realizar un pago extra por su mayor participación en el mercado.

• Asimismo,elCódigoMonetario,querigedes-de septiembre del 2014, fijó el cobro del 0,5% a los créditos en la banca privada, que generará unos $100 millones al año”.

México La situación de México, el segundo productor de la región, es diferente ya que además de ser un gran productor también tiene un sector ma-nufacturero importante, que se beneficia de una baja en el costo de la energía.

El gobierno mexicano ha tenido que re-cortar gastos para mantener las variables macro-económicas dentro de los parámetros planeados. Cabe destacar que la economía mexicana es mucho más diversificada, por ende, depende mucho menos de la exportación de crudo. Sin embargo, México se encuentra en una etapa de implementación de reformas del sector energético y la caída del precio puede frenar dichas reformas.

El gobierno mexicano está incrementando el precio interno de la gasolina en un 1,9% en 2015, lo cual reforzará el ingreso generado por las ventas nacionales y contrató un seguro en el mercado que contribuyó a limitar la contrac-ción del ingreso relacionado con el petróleo en 2015. El gobierno tendrá que emprender un ajuste fiscal adicional en 2016 porque la protec-ción del seguro no se extiende más allá de 2015.

Trinidad y TobagoEl gobierno ha realizado una reducción en el gasto para compensar la disminución del ingre-so vinculado a los hidrocarburos.

Colombia Mantiene una regla fiscal que distribuye el ajuste según la fluctuación de los precios in-ternacionales del petróleo. Esto significa que el déficit fiscal se profundizará en 2015, con la caída del ingreso fiscal vinculado al petróleo. Sin embargo, en los años venideros, el gobierno tendrá que recaudar ingreso no petrolero para alcanzar las metas del balance fiscal estruc-tural, impuestas por ley y proteger al mismo tiempo programas de gasto críticos.

Bolivia Sufrirá una pérdida significativa de ingresos, de acuerdo con declaraciones del presidente Evo Morales. “El país disminuirá sus ingresos en $2 500 millones, por concepto de exportacio-nes”16, dado que el precio de sus exportaciones de gas natural está atado a los precios interna-cionales del petróleo, pero el gobierno cuenta con una protección considerable en forma de depósitos y reservas internacionales netas que le dará margen de maniobra a corto plazo.

ArgentinaLas presiones sobre el tipo de cambio se han atenuado recientemente, pero las distorsiones y desequilibrios económicos existentes hacen necesario introducir ajustes de políticas para restablecer el crecimiento y la estabilidad.

VenezuelaSe puede ver afectada considerablemente como consecuencia del abaratamiento internacional del petróleo, dado que gran parte del ingreso del sector público se deriva de las exportacio-nes de petróleo. Además, se prevé que el pre-cio interno de la gasolina se mantenga cerca de cero. “El precio al consumidor se mantiene casi inalterable en 0,070 bolívares el litro (equiva-lente a $0,011 el litro usando la tasa más baja de 6,3 bolívares por dólar), el más barato en América Latina”17 . Lo que prácticamente elimi-na todo ingreso potencialmente generado por las ventas nacionales.

Las dificultades fiscales de Venezuela po-drían someter a presión a los países que im-portan su petróleo a través de Petrocaribe, el cual es un programa de asistencia energética para algunos países de América Central y el Caribe. En muchos de estos países, la dismi-

p G E p E T R ó l E O & G a s - D I C I E M B R E 2 0 1 5

F

cifRaS

31

nución del valor de las importaciones petro-leras excede el financiamiento proyectado recibido de Petrocaribe. Sin embargo, muchos países utilizan el componente de subsidios del financiamiento de Petrocaribe para sustentar el gasto a largo plazo y podrían verse enfren-tados a un ajuste fiscal difícil si esta fuente de financiamiento desapareciera.

CONCLUSIONES• Elnuevopanoramadelospreciosinternacio-

nales del petróleo beneficiará a algunos países y planteará retos a otros. En general, este nue-vo panorama no hace peligrar la estabilidad macroeconómica de la región porque la ma-yoría de los países continuarán manteniendo marcos de política sólidos. Sin embargo, la pérdida significativa de ingresos de exporta-ción de petróleo podría agravar la situación en algunos países.

• Los exportadores de petróleo tratarán desuavizar el ajuste evitando un recorte abrup-to del gasto fiscal. No obstante, para los que no poseen fondos de ahorro y normas fisca-les sólidas, las presiones presupuestarias y de tipo de cambio podrían ser importantes. Sin las políticas monetarias correctas, esto podría generar un aumento de la inflación y una mayor depreciación.

• Labajadelospreciosdelpetróleorepresentauna buena oportunidad para eliminar subsi-

dios mal focalizados y establecer mecanismos de fijación de precios que hagan posible un ajuste automático de los precios internos ante variaciones de los precios internacionales de los combustibles. El nuevo entorno mundial también pone de relieve la importancia de diversificar las fuentes de ingreso fiscal para evitar una dependencia excesiva de las expor-taciones o las importaciones de petróleo.

• Adiferenciadepaísesproductoresdepetróleo,que han visto afectados los ingresos al Estado por la venta de sus productos petroleros a pre-cios bajos, los países de América Central, han sentido alivio por la reducción de la factura pe-trolera. Sin embargo, como ya se ha mostrado anteriormente, los precios de los combustibles se han reducido hasta en un 50% (en algunos países), lo que ha motivado el incremento con-siderable en el consumo de combustibles y las ventas de vehículos, provocando otros proble-mas como el aumento del tráfico vehicular y la ineficiencia en el consumo de combustibles.

• AméricaCentraldeberíaaprovecharelalivioproporcionado por la disminución de las im-portaciones de energía para reducir sus vulne-rabilidades fiscales y reforzar la credibilidad de los regímenes de metas de inflación. Las re-formas estructurales continúan siendo indis-pensables para abordar los cuellos de botella del lado de la oferta y mejorar las perspectivas de un crecimiento sostenido e inclusivo.

ANEXO 1. PRECIOS GASOLINA EN AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE

Fuente: http://es.globalpetrolprices.com/gasoline_prices/- Al 2 de noviembre de 2015

0 1

UruguayBeliceCuba

ArgentinaChile

Rep DominicanaParaguay

Costa RicaPerú

JamaicaHonduras

BrasilNicaragua

T & TobagoMéxico

GuatemalaEl Salvador

PanamáColombia

Puerto RicoBolivia

EcuadorVenezuela

Galones / US

2 3 4 5 6

i

caPaciTación Y EvEnTOS

Reunión Mensual Elecciones 2016

Bridging the Gap between Drilling and completions: challenges and Solutions in Horizontal Wells

SPE/iaDc Middle East Drilling Technology conference and Exhibition

SPE The Economics, financing, and Risk Management of Petroleum Projects Workshop

visita Taladro

SPE Mexico Health, Safety, Environment and Sustainability Symposium

curso de alturas

OTc asia

SPE/aaPG colombia Offshore—challen-ges and Opportuni-ties for an Emerging industry Workshop

Organiza: LADS EcuadorLugar: Quito - Ecuador Fecha: enero 2016 Información: administrador@ladsecuador.org

Organiza: SPE EcuadorLugar: Quito - Ecuador Fecha: 14 marzo de 2016Información: http://www.spe.org/events/calendar/

Organiza: SPELugar: Abu Dhabi, UAEFecha: Del 26 al 28 de enero de 2016Información: http://www.spe.org/events/calendar/

Organiza: SPELugar: London, England, UKFecha: Del 21 al 22 de marzo de 2016Información: http://www.spe.org/events/calendar/

Organiza: LADS EcuadorLugar: Oriente - EcuadorFecha: 24 de marzo de 2016Información: administrador@ladsecuador.org

Organiza: SPELugar: Mexico City, MexicoFecha: Del 30 al 31 de marzo de 2016Información: http://www.spe.org/events/calendar/

Organiza: LADS EcuadorLugar: Quito - EcuadorFecha: 18 de febrero de 2016Información: administrador@ladsecuador.org

Organiza: SPELugar: Kuala Lumpur, MalaysiaFecha: Del 22 al 25 de marzo de 2016Información: http://www.spe.org/events/calendar/

Organiza: SPELugar: Bogotá, ColombiaFecha: Del 2 al 3 de marzo de 2016Información: http://www.spe.org/events/calendar/

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P

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i

REPORTES

Torres de perforación en el EcuadorDiciembre 1, 2015

OPERaDOR POZO cOnTRaTiSTa no. RiG TiPO DE EQUiPO cOMEnTaRiOS

ANDES PETROLEUM JOHANNA 5H CCDC CCDC25 2000 HP DRILLING

ENAP SIPEC INCHI A4 HELMERICH & PAYNE 138 MID CONTINENT 1220 COMPLETION

PETROAMAzONAS EP NENKE B008 PETREX 5824 NATIONAL 1320 (HELI RIG) COMPLETION

PETROAMAzONAS EP1 SSF-188D HILONG 15 2000 HP RIH 7" CSG. SCRAPER

ORION ENERGY ENO 04 TUSCANY 117 HELI RIG 200O HP DRILLING 8 1/2" HOLE & CORING

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

Torres de reacondicionamiento en el EcuadorOPERaDOR POZO cOnTRaTiSTa no. RiG TiPO DE EQUiPO cOMEnTaRiOS

AGIP OIL ECUADOR VILLANO 16 AGIP OIL ECUADOR AOE 1 OIME 750SL W.O.

ANDES PETROLEUM TAPIR 16 CCDC 40 CHINA MODEL XJ550, 650 HP W.O.

ANDES PETROLEUM FANNY 18 B126 HILONG 3 XJ 650 W.O.

ENAP SIPEC MDC 12 TUSCANY DRILLING 105 650 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP AUCA 001 CCDC 41 CHINA MODEL XJ550, 650 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP AUCA 97 CCDC 52 650 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP SHUSHUFINDI 063 DYGOIL 30 CAMERON 600 W.O.

PETROAMAzONAS EP PALO AzUL N056 GEOPETSA 4 UPET 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP CULEBRA 003 GEOPETSA 5 LTO-550-VIN-26606 W.O.

PETROAMAzONAS EP APKA 06 HILONG HL-18 DFXK JC11/21 650HP W.O.

PETROAMAzONAS EP YNEB 021 HILONG HL-28 DFXK JC11/21 650HP MOBILIzING RIG

PETROAMAzONAS EP OSO A 075H NABORS DRILLING SERVICES 814 IRI 1287W / FRANKS 500 W.O.

PETROAMAzONAS EP LOBO 06 PETROTECH 4 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP SHUSHUFINDI 066 SAXON ENERGY SERVICES 32 WILSON MOGUL 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP ATACAPI E015 TRIBOILGAS 6 COOPER 550 W.O.

PETROAMAzONAS EP DRAGO ESTE A012 TRIBOILGAS 101 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP LAGO H055 TRIBOILGAS 102 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP VHRE 029 TRIBOILGAS 107 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP1 SHUSHUFINDI 104D CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POr DYGOIL) SSFD01 KING SERVICES 750HP W.O.

PETROAMAzONAS EP1 SHUSHUFINDI 108D SAXON ENERGY SERVICES 56 WILSON MOGUL 42B W.O.

GENTE OIL SINGUE B9 TUSCANY DRILLING 102 LOADCRAFT 1000 HP W.O.

RÍO NAPO C.E.M. SACHA 470 DYGOIL 20 FRANKS 600 W.O.

RÍO NAPO C.E.M. SACHA 460 TRIBOILGAS 106 SERVICES KING 550 HP W.O.

RÍO NAPO C.E.M. SACHA 331D CCDC 51 650 HP W.O.

REPSOL IRO A44 SINOPEC 908 650 HP W.O.

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

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

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i

REPORTES

Referencia histórica de nivel de torres de perforación en actividad en el Ecuador*

aÑO MES TORRES DE PERfORación TORRES DE REacOnDiciOnaMiEnTO

2015

Enero 25 38

Febrero 29 36

Marzo 30 35

Abril 26 36

Mayo 25 32

Junio 25 31

Julio 23 31

Agosto 22 35

Septiembre 23 32

Octubre 19 30

Noviembre 9 29

Diciembre 5 25

2014

Enero 39 37

Febrero 38 42

Marzo 38 40

Abril 37 45

Mayo 38 44

Junio 40 46

Julio 40 44

Agosto 41 41

Septiembre 39 42

Octubre 38 42

Noviembre 36 39

Diciembre 26 41

2013

Enero 42 42

Febrero 42 41

Marzo 42 37

Abril 43 38

Mayo 42 37

Junio 43 40

Julio 42 39

Agosto 42 36

Septiembre 42 32

Octubre 42 36

Noviembre 42 33

Diciembre 41 37

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

36 p G E p E T R ó l E O & G a s - D I C I E M B R E 2 0 1 5

i

REPORTES

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count Oct 2015

Torres de perforación en el mundo

ÁREafEcHa

REGiSTRO acTUaL

nÚMERO DE TORRES DE PERfORación

DifEREncia cOn REGiSTRO

anTERiOR

fEcHa DE REGiSTRO PREviO

DifEREncia cOn REGiSTRO DEL aÑO PaSaDO

fEcHa DE REGiSTRO DEL aÑO PaSaDO

Estados Unidos 25 noviembre 2015 744 -13 20 noviembre 2015 -1173 26 noviembre 2014

Canadá 25 noviembre 2015 184 18 20 noviembre 2015 -254 26 noviembre 2014

Internacional octubre 2015 1111 -29 septiembre 2015 -197 octubre 2015

2015 AMÉRICA LATINA EUROPA áFRICA MEDIO

ORIENTEASIA

PACÍFICOTOTAL

INTERNACIONAL CANADá ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan 351 128 132 415 232 1258 368 1683 3309

Feb 355 133 132 415 240 1275 363 1348 2986

Mar 351 135 125 407 233 1251 196 1110 2557

Apr 325 119 120 410 228 1202 90 976 2268

May 327 116 100 398 217 1158 80 889 2127

Jun 314 113 103 401 215 1146 129 861 2136

Jul 313 108 94 391 212 1118 183 866 2167

Aug 319 109 96 393 220 1137 206 883 2226

Sep 321 109 96 396 218 1140 183 848 2171

Oct 294 108 93 403 213 1111 184 791 2086

Avg. 327 118 109 403 223 1180 198 1026 2403

2014 AMÉRICA LATINA EUROPA áFRICA MEDIO

ORIENTEASIA

PACÍFICOTOTAL

INTERNACIONAL CANADá ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan 401 126 139 403 256 1325 504 1769 3598

Feb 400 132 154 396 259 1341 626 1769 3736

Mar 406 148 132 401 258 1345 449 1803 3597

Apr 403 151 136 407 252 1349 204 1835 3388

May 404 149 140 414 243 1350 162 1859 3371

Jun 398 147 123 425 251 1344 240 1861 3445

Jul 407 153 137 432 253 1382 350 1876 3608

Aug 410 143 125 406 255 1339 399 1904 3642

Sep 402 148 117 396 260 1323 406 1930 3659

Oct 393 148 125 390 252 1308 424 1925 3657

Nov 375 149 142 403 255 1324 421 1925 3670

Dec 369 148 138 403 255 1313 375 1882 3570

Avg. 397 145 134 406 254 1337 380 1862 3578

2013 AMÉRICA LATINA EUROPA áFRICA MEDIO

ORIENTEASIA

PACÍFICOTOTAL

INTERNACIONAL CANADá ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

Jan 414 134 115 379 237 1279 503 1757 3539

Feb 427 135 113 350 250 1275 642 1762 3679

Mar 437 133 115 336 247 1268 464 1756 3488

Apr 429 136 125 354 257 1301 153 1755 3209

May 424 124 124 362 249 1283 128 1767 3178

Jun 423 138 133 389 250 1333 183 1761 3277

Jul 418 139 128 379 241 1305 291 1766 3362

Aug 399 143 125 362 238 1267 368 1781 3416

Sep 404 139 119 379 243 1284 387 1760 3431

Oct 420 136 131 383 245 1315 378 1744 3437

Nov 411 137 135 388 240 1311 385 1756 3452

Dec 417 126 138 405 249 1335 372 1771 3478

Avg. 419 135 125 372 246 1296 355 1761 3412

25 años marcando la diferencia en innovación.

Estamos comprometidos con el desarrollo industrial y la excelencia tecnológica en todos los países donde operamos.

P

38 p G E p E T R ó l E O & G a s - D I C I E M B R E 2 0 1 5

ESTaDÍSTicaSi

ESTaDÍSTicaS

PRODUcción DE PETRóLEO-ESTaTaLES PRivaDaS Y naciOnaL (PROMEDiO DiaRiO)

PREciOS DE PETRóLEO ORiEnTE, naPO, WTi Y BREnT (1972-2015)

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

120.00

110.00

100.00

90.00

80.00

70.00

60.00

50.00

40.00

30.00

20.00

CRUDO ORIENTE CRUDO NAPO WTI (WEST TEXAS INTERMEDIATE) BRENT

SUBTOTAL CÍAS ESTATALES SUBTOTAL CÍAS PRIVADAS TOTAL NACIONAL

600 000

500 000537 002

419 934

117 068

400 000

300 000

200 000

100 000

0

sep-

15

oct-1

5

nov-

15

mar

-14

mar

-15

may

-14

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

ene-

15

ene-

14

feb-

15

feb-

14

abr-1

4

abr-1

5

jun-

14

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

Fuente: EP Petroecuador, BP Statistical Review of World Energy 2014 y EIA Energy Information Administration. Las cifras del 2015 corresponden al período Enero - Octubre 2015

Fuente: EP Petroecuador, BP Statistical Review of World Energy 2014 y EIA Energy Information Administration. Las cifras del 2015 corresponden al período Enero - Octubre 2015

p G E p E T R ó l E O & G a s - D I C I E M B R E 2 0 1 5 39

ESTaDÍSTicaSi

ESTaDÍSTicaS

OPERACIONES RÍO NAPO CEM GENTE OIL ECUADOR

76 00075 00074 00073 00072 00071 000

69 00070 000

68 00067 000

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

1 000

2 000

0

AGIP OIL ORION ENERGY OCANOPB S.A.

18 00016 00014 00012 00010 000

8 0006 000

2 0004 000

0

1 200

1 6001 400

1 800

1 000800600400200

0

sep-

15oc

t-15

mar

-14

mar

-15

may

-14

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

ene-

15fe

b-15

abr-1

4

abr-1

5

jun-

14

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

sep-

15oc

t-15

mar

-14

mar

-15

may

-14

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

ene-

15fe

b-15

abr-1

4

abr-1

5

jun-

14

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

sep-

15oc

t-15

mar

-14

mar

-15

may

-14

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

ene-

15fe

b-15

abr-1

4

abr-1

5

jun-

14

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

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15oc

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mar

-14

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-15

may

-14

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

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15fe

b-15

abr-1

4

abr-1

5

jun-

14

jun-

15

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14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

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mar

-14

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-15

may

-14

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

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15fe

b-15

abr-1

4

abr-1

5

jun-

14

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

sep-

15oc

t-15

mar

-14

mar

-15

may

-14

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

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15fe

b-15

abr-1

4

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5

jun-

14

jun-

15

ago-

14

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15

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4

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14

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mar

-14

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-14

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4

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5

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4

abr-1

5

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14

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14

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15

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4

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14

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-14

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4

jul-1

5

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14

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b-15

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4

abr-1

5

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jun-

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ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

PETROAMAZONAS EPCAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO)

375 000370 000365 000360 000355 000350 000345 000

335 000340 000

330 000

1 200

1 000

800

600

400

200

0

ANDES PETROLEUM ORIONOIL ER S.A.

36 000

35 000

34 000

33 000

32 000

31 000

30 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

500

1 000

0

PRODUcción naciOnaL DE PETRóLEO

40 p G E p E T R ó l E O & G a s - D I C I E M B R E 2 0 1 5

i

CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA REPSOL ÁREA BLOQUE 16 + TIVACUNO

6 000

7 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

40 00035 00030 00025 00020 00015 000

5 00010 000

0

PACIFPETROL ENAP - SIPEC

1 4001 600

1 2001 000

800600

200400

0

14 00014 500

13 50013 00012 50012 000

11 00011 500

10 500

sep-

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jun-

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15

ago-

14

ago-

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oct-1

4

dic-

14

CONSORCIO PALANDA YUCA SUR PETRORIENTAL (BLOQUE 14 Y 17)

4 0003 5003 0002 5002 0001 500

5001 000

0

14 000

12 000

10 000

8 000

4 000

6 000

2 000

0

PETROBELL TECPECUADOR

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

500

1 000

0

3 500

3 000

2 500

2 000

1 000

1 500

500

0

PRODUcción naciOnaL DE PETRóLEO

sep-

15oc

t-15

mar

-14

mar

-15

may

-14

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

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14

nov-

14

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15fe

b-15

abr-1

4

abr-1

5

jun-

14

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14

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mar

-14

mar

-15

may

-14

may

-15

jul-1

4

jul-1

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nov-

14

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15fe

b-15

abr-1

4

abr-1

5

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14

jun-

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ago-

15

oct-1

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-14

mar

-15

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14

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4

abr-1

5

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jun-

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oct-1

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-14

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may

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oct-1

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ESTaDÍSTicaS

ÁREa Técnica

42 p G E p E T R ó l E O & G a s - D I C I E M B R E 2 0 1 5

F

Ubicación del pozo de relleno PRLL1, para recuperar las

reservas remanentes e incrementar la producción en

el campo BvMa

Los resultados del análisis económico mues-tran un VAN de $7’146.400,20 y un TIR de 68,25%; en consecuencia el proyecto generó beneficios económicos.

INTRODUCCIÓNBVMA tiene una producción de más de 40 años, en el que existen ciertas reservas que no han sido drenadas por los pozos existentes, es por ello que se realiza la ubicación de pozos de relleno para recuperar las reservas rema-nentes de áreas productoras e incrementar y acelerar su producción.

Este proyecto de investigación, inició su desarrollo a través de la recolección de infor-mación técnica referencial: como los historia-les de producción, historiales de pruebas de presión (BUILD UP) y base de datos de produc-ción empleados en el software OFM, el cual genera mapas de movimiento de fluido, que indican el comportamiento y características de los pozos vecinos ubicados dentro de una misma arena productora, la cual tiene conti-nuidad y el mayor espesor para que los pozos se comuniquen entre sí. Analizando el mapa isobárico, se encontró la presión de fondo flu-yente del pozo PRLL1 y con mapas de facies y de saturación. Se halló la ubicación del pozo de relleno en la arena productora.

En el área de drenaje del pozo PRLL1, se realizó el cálculo de la interferencia entre pozos para saber el grado de comunicación entre ellos y determinar la caída de presión del pozo de re-lleno; se calcula el caudal de fluidos y el BSW a base de promedios de los datos de sus pozos aledaños, y el reservorio productor pertenece a la misma arena, que tiene características simi-lares. Para la proyección de producción se utili-zaron las curvas de declinación, así en este caso

En los campos maduros es necesario aplicar métodos extractivos para mejorar su producción, debido a que gran parte del hidrocarburo de los campos se queda entrampado

en los yacimientos como en el BVMA, ubica-do en la región amazónica. En este documen-to se analiza la ubicación de pozos de relleno, que buscan recuperar reservas remanentes de áreas productoras e incrementar y acelerar la producción del campo.

Se ubica el pozo de relleno PRLL1 en una zona en la que la presión de reservorio es alta.Los yacimientos escogidos poseen suficientes reservas, se encuentra entre pozos que están ubicados en la misma formación y poseen una buena producción, cuyas características petro-físicas son similares entre sí, además la arena debe tener continuidad y el mejor espesor. Con el mapa isobárico determinamos la presión de fondo fluyente a la que va a producir el pozo de PRLL1 y, por otro lado, mediante el análisis de los mapas de facies y de saturación, se encuen-tra la ubicación del mismo. La interferencia entre los pozos se eleva con el cálculo delta de presión (DP), lo que indica si es alta o baja es la influencia del nuevo pozo de relleno hacia sus pozos vecinos, el cual debe encontrarse a una profundidad similar y confirmar la conti-nuidad de dicha formación. El delta de presión (DP) de interferencia para el nuevo pozo de re-lleno es 30,74PSI, por lo que es óptimo ubicar el pozo. Los valores de POES y reservas para nuestro pozo de relleno, obtenidos mediante el método volumétrico son 1094254,68BF y 579954,88BF, respectivamente. La aplicación de esta técnica recuperó el 85,70% de las reser-vas originales dando un valor de 497034,18BF con un tiempo de recuperación de cinco años.

Autores: Bladimir Cerón Guerra, Víctor Imbaquingo, Mónica Bastidas, álvaro Gallegos y Andrea Salazar, Escuela Politécnica Nacional.

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Tabla 3. Valores de las distancias del pozo de relleno PRLL1 y pozos vecinos

Tabla 2. Propiedad de la rocaFigura 1. Mapa estructural de BVMA

Tabla 1. Propiedades de los fluidos

se aplicó la curva hiperbólica con n igual a 0,3, similar al valor encontrado en estudios de de-clinación de los pozos vecinos, que proporcionó el mejor ajuste de los datos de producción.

La producción de petróleo de este proyecto se calculó en cinco años, tiempo en el que se recuperó el 85,70% de las reservas estimadas, correspondientes a la reserva del pozo.

1. DataPara ubicar el pozo de relleno es necesario co-nocer los datos del campo que se evaluó para identificar las características de geología, roca y fluido y definir de manera exacta su proyec-ción de producción.

En la tabla 1 y 2, se describe los datos de fluido y roca del campo.

2. Base teórica y resultadosPozo de relleno se define como la perforación de un nuevo pozo, entre dos o más pozos de

PaRÁMETRO aREna PRODUcTORa

Presión inicial, Pi (PSI) 3867

Presión de burbuja, Pb (PSI) 1010

Temperatura de formación, T (°F) 218

Gravedad específica del petróleo (°API) 22,4

Factor volumétrico inicial de petróleo, Boi (BLS/BF) 1,288

Relación gas - petróleo, GOR (PCS/BF) 233

Saturación de agua inicial, Swi (%) 15

Salinidad NaCl (ppm) 99000

Salinidad Cl-1 (ppm) 60000

Resistividad del agua, Rw @ Temperatura de formación 0,031

Viscosidad del petróleo, (cp) 2,8

Viscosidad del agua, (cp) 0,25 - 0,5

Compresibilidad del petróleo, Co (psi-1) 7,756 x 10-6

Gravedad específica del gas, Yg 0,65

POZO DE RELLEnO

POZOS vEcinOS DiSTancia EnTRE POZOS (ft)

B-077 1558,56

B-083D 1842,81

B-102H 1508,14

B-109D 1879,53

PaRÁMETRO aREna PRODUcTORa

Profundidad promedio (pies) 9300

Espesor saturado de petróleo, ho (pies) 52

Porosidad media, ø (%) 18

área del yacimiento 36376

Factor de recobro, FR (%) 56

Permeabilidad, K (md) 40 - 1100

desarrollo, para recuperar los hidrocarburos restantes en las zonas que no han sido drena-das. De esta forma se logra una mayor explo-tación de las reservas recuperables y así incre-mentar la producción y factor de recobro del campo. Para ubicar el pozo PRLL1 se establece un objetivo geológico en arena productora de petróleo. Así, se escogió en la zona con mayor espesor, donde se encuentran ubicados los po-zos: B-77, B-83, B-102H y B-109D.

Para la ubicación de los pozos de relleno se debe conocer si la arena es continua. Se sabe que el nuevo pozo ubicado respecto a sus po-zos vecinos tiene comunicación. Así, el pozo PRLL1 se encuentra en una zona de petróleo y no en un acuífero. La zona de ubicación del pozo de relleno tiene buena presión, para ello se utilizaron pruebas Build-up de pozos veci-nos y el mapa isobárico del campo.

Por otro lado, se determinaron las distan-cias entre pozos y la ubicación UTM en los ma-pas de saturación y de facies. En la tabla 3 se muestra los resultados de las distancia entre el pozo PRLL1 y los pozos aledaños:

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Figura 2. Mapa Isobárico arena productora

El caudal estimado de fluidos y el BSW del pozo de relleno va a ser el promedio de los po-zos aledaños. Pero para la presión no se realiza un promedio, sino que se utiliza el mapa iso-bárico (figura 2).

En la tabla 4 se muestran los resultados del estudio.

Después se calcula el radio de drenaje aproximado con la ecuación siguiente:

Y por último se saca el área con la ecuación de un círculo, pero a esto se lo divide por un factor de conversión ya que la arena tiene ca-racterísticas isotrópicas.

En la tabla 5 se muestran los resultados, antes realizados.

4. Interferencia entre los pozosEl objetivo fundamental en el análisis de in-terferencia de pozos es determinar si dos o más pozos tienen comunicación de presión en el mismo yacimiento. Si la comunicación hidráulica existe, se puede verificar cuantita-tivamente el valor de la caída de presión del pozo PRLL1 y pozos vecinos.

En la figura 3, se representa esquemática-mente el comportamiento de drenaje que es-pera un pozo de relleno.

La tabla 6, muestra los datos necesarios para realizar los respectivos cálculos.

1600

1400 1800 2200 2600 2800

2000 2400 2800 3200

Tabla 4. Valores estimados del pozo de relleno PRLL1

Tabla 5. Valores de diámetro, área y radio de drenaje para el pozo PRLL1

POZO DE RELLEnO PRLL1

POZOS vEcinOS

PRODUcción (BPPD)

PRODUcción (BaPD)

BSW %

caUDaL (BPPD) ESTiMaDO PRLL1 Pwf

(PSi) BSW%

B-077 418 1255 76

B-083D 409 247 40 534,75 1860 41,5

B-102H 513 94 18

B-109D 799 259 32

POZO DE RELLEnO PRLL1

DiSTancia EnTRE POZOS

DiÁMETRO DE DREnaJE (ft)

RaDiO DE DREnaJE (ft)

ÁREa DE DREnaJE (acres)

vOLUMEn (acres-ft)

PRELL1/B-077

PRELL1/B-083D 1697,26 848,63 51,94 1289,5

PRELL1/B-102H

PRELL1/B-109D

ECUACIÓN 1

ECUACIÓN 2

ECUACIÓN 3

3. Estimación del volumen productor de PRLL1Para el cálculo de área y radio de drenaje pri-mero se calcula el diámetro medio de drenaje con la siguiente ecuación:

PRLL1

PRESIONES DEL YACIMIENTO

p G E p E T R ó l E O & G a s - D I C I E M B R E 2 0 1 5 45

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Figura 3. Gráfico del pozo de relleno y pozos vecinos

Tabla 6. Tabla de datos para el cálculo de la interferencia de pozos

Tabla 8. Cálculo de reservas para el pozo de relleno PRLL1

POZO DE RELLEnO PRLL1

q (BLS)

u (cp)

Bo (BLS/Bf)

K (darcy)

h (ft)

r (ft)

T (días)

ce (PSi-1)

Porosidad (%)

534,75 2,8 1,288 0,36 28,84 848,6302 10 1,48E - 06 17,8

POZO DE RELLEnO PRLL1

q (BLS)

ÁREa (acre) Ho (ft) Porosidad

(%) Sw (%) Boi (BLS/Bf) fR (%) POES (Bf) Reserva

(Bf)

534,75 51,94 25 17.8 0,21 1,28 0,53 1094254,68 579954,98

ECUACIÓN 4

ECUACIÓN 7

ECUACIÓN 6

POzO DE RELLENO PRLL1

POzOS PRODUCTORES Y VECINOS

Para determinar la interferencia entre po-zos se usa la siguiente ecuación:

La ecuación 4 es una función llamada la in-tegral exponencial. Es una solución de la ecua-ción de la difusividad, que modela las pruebas de interferencia entre los pozos.

En caso contrario usaremos la gráfica de fun-ción Ei (adaptada de Craft, Hawkings y Terry).El valor de n prima se lo encuentra mediante la siguiente ecuación:

En la tabla 7 se encuentran los resultados de las anteriores ecuaciones:

Se usa:

ECUACIÓN 5

Tabla 7. Resultados de la interferencia de los pozos

POZO DE RELLEnO PRLL1

n’ Ei

3093032,84 0,058 2.35 30.74

Al observar el cálculo podemos advertir que no hay una interferencia notable, lo cual es un buen indicador de que el pozo está cum-pliendo con los objetivos de su desarrollo por consiguiente se realiza el cálculo de reservas.

5. ReservasPara su cálculo se utiliza el método volumétri-co, la ecuación a aplicar es:

En la tabla 8 se encuentran los datos ne-cesarios para usar la ecuación 7 y calcular el valor de reserva.

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6. Proyección de producciónAl obtener las reservas se realiza una proyec-ción de producción, utilizando la curva de declinación hiperbólica que es la función que más se ajusta con el historial de producción de los pozos vecinos. Realizando una sensibilidad se determinó que la curva hiperbólica tiene un factor n=0.3. La ecuación hiperbólica es:

En la tabla 9 se muestra los resultados de las proyecciones para el pozo PRLL1.

Es importante observar que en el 2019 la producción del PRLL1 tiende a la tasa mínima de producción económica (50 BPPD), como se observa es de 41,859 BPPD por ello se abando-na el pozo.

7. Análisis económicoPara este análisis se utiliza el VAN y el TIR.

Valor Actual Neto (VAN): En una inver-sión, el valor actual neto es igual a la suma algebraica de los valores actualizados de los flujos netos de caja asociados a esa inversión. Si el VAN > 0 el proyecto es rentable. Si el VAN = 0 la rentabilidad del proyecto es igual a la inversión prevista en el mercado con un interés equivalente a la tasa de descuento uti-lizada. Si el VAN < 0 el proyecto no es rentable.

ECUACIÓN 8

ECUACIÓN 9

ECUACIÓN 10

ECUACIÓN 11

Tabla 9. En la tabla 9 se muestra los resultados de las proyecciones para el pozo PRLL1

Su ecuación es:

En la tabla 10 encontramos el VAN del proyecto. La tasa interna de retorno (TIR) de un proyecto es el promedio geométrico de los rendimientos futuros esperados de dicha in-versión y que implica el supuesto de una opor-tunidad para volver a invertir. Si TIR > r´ el proyecto es rentable. Si TIR = r´ el proyecto no tiene pérdidas ni ganancias. Si TIR < r´ el pro-yecto no es rentable. Su ecuación es:

Al observar la tabla 11 vemos que todavía no encontramos nuestro VAN igual cero con los TIR 68,2 y 68,4, para encontrarlo se lo hace de la siguiente manera.

Para la aplicación de esta ecuación se debe tener un VAN positivo y negativo.

Cálculo: TIR=68,35%

PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓNCAMPO BVMAPOzO DE RELLENO: PRLL1 ARENA ProductoraRESERVAS ESTIMADAS (BF) 579954,98PERÍODO DE PRODUCCIÓN (AñOS) 5q DE ABANDONO (BPPD) 50PRODUCCIÓN MáXIMA DIARIA (BPPD) 534,75n(%) 0,3DECLINACIÓN (%) 10

fEcHa DE iniciO DE La PRODUcción: 01.02.2014

TiEMPO (aÑOS) aÑO

PRODUcción DiaRia (BPPD)

PRODUcción anUaL (BPPa)

PRODUcción acUMULaDa

(BPPa)

RESERvaS REManEnTES

(Bf)

RESERvaS REcUPERaDaS

(%)1 2014 519,175 186902,91 186902,91 393052,07 32,23

2 2015 410,594 147813,88 334716,80 245238,19 57,71

3 2016 246,631 88787,03 423503,82 156451,16 73,02

4 2017 132,108 47559,05 471062,87 108892,11 81,22

5 2018 72,143 25971,31 497034,18 82920,80 85,70

6 2019 41,859 15069,35 512103,53 67851,45 88,30

cÁLcULO DE La PROYEcción DE La REcUPERación DE HiDROcaRBURO PaRa EL POZO DE RELLEnO PRLL1

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Tabla 11. TIR

Tabla 10. Análisis económico del pozo de relleno PRLL1

TiR

TiEMPO fLUJO nETO DE caJa

aÑOS USD 68,2 68,4

0 -6139853 -6139853 -6139853,00

1 5944836,08 3534385,30 3530187,69

2 4905942,77 1734085,45 1729968,93

3 2946841,45 619268,22 617064,42

4 1578484,88 197213,42 196278,20

5 861987,81 64028,18 63648,87

SUMa 9127,57 -2704,88

anÁLiSiS EcOnóMicO DEL POZO DE RELLEnO PRELL1

caMPO BvMa

POzO DE RELLENO: PRELL1 COSTO DEL BARRIL DE CRUDO (USD/BL)TASA DE ACTUALIzACIÓN (%)COSTO DE PRODUCCION (USD/BL)INVERSIÓN INICIAL (USD)AñOS DE PRODUCCIÓN

RESERVAS BF 579954,9834010

6,816139853

5

TiEMPO PRODUcción anUaLES

inGRESOS anUaLES

EGRESOS anUaL

fLUJO nETO DE caJa

aÑOS Bf USD USD USD

0 0 0 6139853 -6139853 -6139853

1 179115,28 7164611,20 1219775,12 5944836,08 5404396,43

2 147813,88 5912555,31 1006612,54 4905942,77 4054498,15

3 88787,03 3551481,10 604639,66 2946841,45 2214005,59

4 47559,05 1902362,01 323877,13 1578484,88 1078126,41

5 25971,31 1038852,44 176864,63 861987,81 535226,61

van del proyecto (USD) 7146400,20

RECOMENDACIONES1. BVMA es uno de los campos denominados “maduros”, debido al tiempo de explotación de los yacimientos. Por ello, se deben considerar nuevos proyectos de recuperación mejorada, infill drilling, nuevos estudios de sísmica 3D y 4D, que alarguen su vida. 2. Se recomienda tomar por lo menos tres pruebas de presión por año en pozos que sir-van como indicadores del campo, con el fin de organizar un historial apropiado del estado de depletación de presión. Asimismo, validar y preservar adecuadamente toda la data y eje-cutar simulación de reservorios en línea.

CONCLUSIONES1. La ubicación del pozo PRLL1 en el cam-

po maduro BVMA recuperó 497034,18BF de las reservas remanentes existentes en el cam-po en cinco años.

2. La ubicación del PRLL1 se encuentra en-tre los pozos B-077, B-083, B-102H, B-109D debido a que estos producen en la misma are-na del pozo propuesto y las características petrofísicas y geológicas determinaron una misma unidad hidráulica.

3. El pozo PRLL1 se ubicó en zona de alta pre-sión del campo, similar a la de los pozos vecinos.

4. La recuperación de la inversión del PRLL1 se obtiene después de 11 meses de la perforación. Los valores de los indicadores fi-nancieros VAN de $7’146.400,20 y el TIR re-ducido de 68.35% del PRLL1, que satisfacen

los requerimientos técnico-financieros, que demuestran la viabilidad de ejecución del ac-tual proyecto.

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REFERENCIas

ANDRADE, F. (2009) Actualización de Re-servas y Predicción de Producción de los Campos Culebra-Yulebra. Escuela Politéc-nica Nacional, Quito. BOWEN, D.G. (2003) Formation Evalua-tion and Petrophysics. Core Laboratories,

Jakarta. CRAFT, B. C. y HAWKINS, M. F. (1977). Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos. ARAUz, A. (2013). Estudio para ubicar pozos de relleno de la formación del campo Cononaco. Escuela Politécnica Na-cional, Quito.

nOMEncLaTURa

A = área [acres] n= Factor que está en función de las características del pozo (0<n<1)

βo = Factor volumétrico inicial de petróleo [BLS⁄BF] n = Número de años

BAPD = Barriles de agua por día Np = Petróleo inicial [BF]

BF = Barriles fiscales ∆P = Variación de presión [PSI]

BFPD = Barriles de fluido por día OFM = OilField Manager

BLS = Barriles. POES = Petróleo original en sitio [BF]

BPPD = Barriles de petróleo por día PRLL1 = Pozo de relleno uno

BSW = Porcentaje de agua [%] PSI = Libra por pulgada cuadrada

Cp = Centipoise Pwf = Presión de fondo fluyente [PSI]

Ce = Compresibilidad efectiva del petróleo [psi-1 ] q = Caudal [Bls⁄día]

Di = Declinación constante q = Producción a un determinado tiempo[BFPD]

Dp = Diámetro promedio de drenaje [m] qi = Producción inicial, cuando inicia la declinación[BFPD]

D1, D2, D3, D4 = Distancia del pozo de relleno a los pozos cercano [m] r = Distancia entre el pozo de

relleno y los pozos vecinos, [ft]

Ei = Valor integral exponencial rd = Radio de drenaje [ft], [m]

Ft = Pies r´ = Rentabilidad

FNC = Flujo neto de caja R = Distancia entre el pozo de relleno y los pozos vecinos[ft],

FR = Factor de recobro [%] Sw = Saturación de agua [%]

H = Espesor de la zona productora, [ft] t = Tiempo determinado de producción [Años]

Ho = Espesor neto saturado de petróleo [ft] T = Tiempo de retardo [días]

I = Tasa de actualización de la empresa EP PETROECUADOR (i = 12%) μ = Viscosidad [cp]

Io = Inversión a realizarse en el período “cero” Ø = Porosidad [%]

k = Índice que muestra el año correspondiente BVMA = Campo petrolero

K = Permeabilidad [darcy] TIR = Tasa interna de retorno

Km2 = Kilómetros al cuadrado VAN = Valor actual neto

M = Metro B-001 = Número de pozo

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introducción de la tecnología cTS: sensor con cable a superficieAutores: Alejandro Andrade, Ramón Correa / Fernando Velasco (Agip Oil Ecuador) / Diego Castillo (Schlumberger – Artificial Lift)

fundidad de 6 450 pies MD, teniendo como obje-tivo primario la formación Hollin. La evaluación del pozo incluyó la toma de 218 pies de núcleos, la corrida de registros PEX (Multicombo), ADT-CMR (resonancia magnética), FMI-SS (imágenes resistivas - registro sónico), MDT-Saturn (pun-tos de presión - toma de muestras de fluido para análisis PVT. Adicionalmente, la prueba de pro-ducción (intervalo 5 990’-6 070’; 80 pies) alcan-zó una tasa máxima de 1 163 BPPD (15.4°API) mediante bombeo electrosumergible.

Para evaluar el pozo, en un solo viaje, se bajó una sarta compuesta por los cañones, sensores de presión, muestreadores y bomba electrosu-mergible (TCP-DST-ESP) con la finalidad de ob-tener toda la información necesaria y optimizar tiempo y costos, ya que con esta metodología se disminuye el número viajes de tubería. Por otra parte, durante la producción del pozo se realizó el muestreo de fluidos en fondo para realizar análisis PVT. Adicionalmente, se utilizó una vál-vula (IRDV) para realizar un cierre de fondo y minimizar el efecto de almacenamiento durante las pruebas de restauración de presión Build UP.

Esta tecnología se aplicó en la sarta TCP-DST-ESP como una herramienta de diagnóstico y resolución de problemas en tiempo real, duran-te las pruebas iniciales de producción del pozo Oglan 2 Dir.

El campo Oglan fue descubierto por el Consorcio Anglo-Superior-Unión en 1972 mediante la perforación del pozo exploratorio Oglan A-1, efec-tuando una prueba de producción

(DST y pistonaje), que recuperó alrededor de 200 BPPD de crudo pesado (11-13 °API).

El pozo fue abandonado porque en esa fecha el descubrimiento fue considerado no comer-cial y fueron devueltas las concesiones. Agip Oil Ecuador, como parte del compromiso explorato-rio del Bloque 10 perforó el pozo Oglan 2 Dir, desde julio a septiembre de 2014, mediante ope-raciones 100% heli-transportables. La figura 1 muestra la ubicación del campo.

El pozo Oglan 2 Dir fue perforado con un perfil ligeramente desviado (22°) hasta una pro-

Pozo “Oglan 2 Dir”

Figura 1. Ubicación del campo Oglan

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• Obtenerlosdatosdepresiónytemperaturaen el punto instalado en tiempo real.

• Interpretacióndelainformacióndepresióny temperatura para confirmar todos los pa-sos del proceso de prueba, tales como: Ac-tivación de cañones, ingreso de fluido a la sarta, correcto asentamiento del packer y activación de comandos de las válvulas de fondo TFTV y la IRDV.

• Interpretación de la información de pre-sión y temperatura para constatar el correcto desarrollo de la prueba en sus diferentes etapas: Pruebas con flujo a dife-rentes caudales (variación de frecuencia), restauración de presión (PBT) y período de flujo final.

• Analogía de la información, obtenida delsensor CTS y sensor de la ESP.

• Reducción del tiempo no productivo dela operación, basado en la eliminación de la incertidumbre en todos los pasos de la prueba de pozo.

En el caso muy particular del pozo Oglan 2 Dir, se tuvo problemas con la integridad del liner de 7” al no poder realizar una cementación pri-maria de este revestidor, bajo estas circunstan-cias, el sensor CTS ayudó de gran manera para el análisis en tiempo real de los fenómenos que estaban ocurriendo en el pozo, con lo cual la toma de decisiones fue acertada y los objetivos de la prueba se cumplieron completamente. La sarta utilizada para la evaluación se muestra en la figura 2.

APLICACIÓN TÉCNICAAl ser la primera aplicación de este tipo, la inclu-sión del sensor CTS dentro de la sarta TCP-DST-ESP, requirió de un estudio técnico para determi-nar el tipo de sensor y proceso de instalación para poder adicionarlo a la sarta.

Los retos principales fueron: la instalación bajo la válvula principal de la prueba (IRDV), conexión roscada a la sarta principal y transmisión de la in-formación de presión y temperatura hasta superfi-cie en tiempo real, mediante un sistema indepen-diente (cable independiente hasta superficie).

Basado en los tres puntos anteriores, se conclu-yó que la opción más adecuada era la instalación del sensor Phoenix CTS (Dual Pressure Gauge) para obtener lectura dentro y fuera del tubing. Las especificaciones del sensor utilizado se muestran en la tabla 1 y el diseño e instalación en la figura 3.

La figura 4 muestra la comparación de las presiones y temperaturas registradas durante la prueba de producción del pozo,

Para el registro de presiones y temperatura se bajó sensores de memoria y adicionalmente el sensor CTS (Cable To Surface) para poder obser-var y monitorear los datos de fondo en tiempo real, durante el período de flujo y cierre del pozo. Con estos antecedentes, los objetivos principa-les de la prueba que se cumplieron satisfactoria-mente fueron:• BajarlasartacompuestadeTCP-DST-BESen

una sola corrida.• Recolectarmuestrasdelosfluidosdelreser-

vorio en fondo y en superficie.•Estimacióndelapresiónytemperaturadel

reservorio.• Evaluarlosparámetrosdereservorio:Capa-

cidad de flujo, permeabilidad y daño.• Validarlaproductividaddelpozo,mediante

la curva de afluencia IPR y análisis Nodal. En el pasado se han realizado con mucho éxito, gran cantidad de operaciones TCP-DST-ESP so-bre todo en la Amazonía peruana (SPE 110743) para probar los pozos de crudo pesado. En to-das las sartas utilizadas se instalaron sensores de alta resolución (modo memoria) los cuales entregan información sólo al final de la prue-ba, para su posterior interpretación. Para el caso del pozo Oglan 2 Dir, Agip Oil Ecuador y Schlumberger Artificial Lift, detectaron la ne-cesidad de incrementar el control de la infor-mación mediante la instalación de un sensor adicional (CTS) bajo la válvula principal de la prueba “IRDV (Intelligent Remote Dual Valve)” con los siguientes objetivos:

Figura 2. Sarta TCP-DST-ESP con sensor CTS, utilizada en el pozo Oglan 2 Dir

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rante toda la prueba. La aplicación más im-portante que se obtuvo con el sensor CTS fue durante el proceso de disparo de los cañones.

La cabeza de disparo instalada original-mente fue una e-fire, la cual requiere de pul-sos o comandos de presión enviados desde superficie para su detonación. El sensor CTS permitió detectar en tiempo real que la pre-sión que estaba llegando a la cabeza de dispa-ro no era suficiente para la activación debido al problema que se presentó en el pozo (Fuga Anular -Tubing), en superficie se enviaban pulsos de presión hasta de 800 Psi, sin embar-go en fondo solo se registraban 200 Psi. Sin el sensor CTS no se hubiera podido realizar el disparo lo cual conllevaba a un problema grande en tiempo, costo y seguridad porque en ese punto había que retirar del pozo los ca-ñones sin activarse (figura 5).

Al saber que la cabeza e-fire no podía ac-cionarse mediante el uso de comandos (siste-ma primario), se tomó la decisión de disparar con el sistema secundario (sistema redundante HDF en modo delay). Para activar este sistema se tenía que desasentar la empacadura, enviar la presión directamente por el anular, reasen-tar nuevamente la empacadura y, finalmente, la detonación de los cañones.

en la cual se corrobora el match de la data obtenida en tiempo real con el sensor CTS y los sensores modo memoria. De esta ma-nera, se comprueba la fidelidad de los datos cumpliendo con el objetivo de monitorear en tiempo real el comportamiento del pozo du-

Tabla 1. Especificaciones sensor CTS (Dual Pressure Gauge), utilizado en el pozo Oglan 2 Dir

Figura 3. Diseño e instalación del sensor CTS en la sarta TCP-DST-ESP; pozo Oglan 2 Dir

Parameter Range Accuracy Resolution

Intake Pressure

2,900 psi (200 bar) ±5 psi 0.1 psi

Discharge Pressure

5,800 psi (400 bar) ±5 psi 0,1 psi

Intake Temperature

32 degF to 302 degf (0 degC to

150 degC)±2 degC 0,1 degC

Discharge Temperature

32 degF to 302 degf (0 degC to

150 degC)±2 deg C 0,1 degC

Vibration 0 to 30 g ±1 g 0,1 g

Cable

Gauge Clamp

Ported Coupling

4.716°

5.692°

6.652°

pre

ssur

e (p

sia)

Elapsed time (Date)

4000

14-Sep 15-Sep 16-Sep 17-Sep0

3000

2000

TpQR 955 (Modo Memoria) pressure @ 5781 ft MDCTs sensor pressure @ 5776 ft MD

1000

Figura 5. Identificación de problema de activación de la cabeza de disparo e-fire, mediante el sensor CTS – Pozo Oglan 2 Dir

Efi

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WH

P, C

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P 2000

1800

1600

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1000

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600

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200

0

3400

3200

3000

2800

2600

2400

2200

2000

1800

1600

1000

800

600

400

200

0

-200

-400

-600

-800

-100013:00:00 13:15:00 13:30:00 13:45:00 14:00:00 14:15:00 14:30:00 14:45:00 15:00:00 15:15:00

13-Sep -14 15:15:00Time

Whp

(psi

a)

Bhp1 (

psi

a)

Csg

p (p

sia)

Csg Pressure

CTS

WHP

13-Sep -14 13:00:00

Pérdidas de presión en el anular

Comandos de presiónregistrados en fondo

Comandos de presiónrequeridos para activarla e-fire

Figura 4. Sensor CTS vs. Sensor Modo memoria

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RESULTADOS, OBSERVACIONES Y CONCLUSIONESEl sensor CTS dio los resultados esperados, obteniendo datos de presión y temperatura en tiempo real para la comprobación y compren-sión de cada etapa de la operación, utilizando una sola sarta de evaluación TCP-DST-ESP. La verificación de activación de la válvula IRDV, a través de comandos de presión, principalmente permitió incrementar el control de la prueba.

La información enviada por el CTS permitió analizar los problemas y tomar las decisiones para realizar la detonación de los cañones bajados en la sarta TCP sin sacar la sarta. Estos trabajos op-timizaron la prueba del pozo en todas sus etapas, dando la oportunidad de tomar decisiones impor-tantes sobre la marcha que redujeron el tiempo no productivo de las pruebas tradicionales. La infor-mación del CTS mostró el tiempo exacto de la en-trada de fluidos y prueba de recirculación, lo cual permitió realizar una analogía de las curvas de presión y temperatura en tiempo real. No se obser-vó ninguna discrepancia durante la comparación de la respuesta de la presión en tiempo real con los medidores de memoria instalados en la sarta. La inclusión de este sensor contribuye a reducir la incertidumbre de manera comprobada y efectiva, durante las operaciones de pruebas de pozos.

Adicionalmente el sensor CTS se utilizó para:• Confirmación de la correcta activación

de todos los procesos que conllevan cam-bios de presión, el funcionamiento de las herramientas de fondo incluidas en la sarta principalmente (IRDV, TFTV, SCAR) se activan o funcionan con presiones de-bidamente seteadas, el sensor CTS ayudó a corroborar que todos los ciclos de aper-turas y cierres de válvulas se cumplan correctamente.

• Interpretaciónde informaciónde presiónen tiempo real de ambos sensores (CTS bajo válvula IRDV y Phoenix XT-150 en equipo ESP) para confirmar el correcto de-sarrollo de la prueba. Con el sensor CTS en tiempo real se moni-toreó los períodos de flujo y cierre del pozo optimizando los caudales producidos, ya que una de las limitantes de la prueba era la capacidad de almacenamiento de fluidos en superficie. Adicionalmente, en tiempo real se pudo interpretar la prueba de res-tauración de presión.

• Interpretación de información de tempe-ratura en tiempo real de ambos sensores (CTS bajo válvula IRDV y Phoenix XT-150 en equipo ESP) para confirmar temperatu-ra de operación de equipo ESP y entrada de fluido a la sarta. La temperatura de en-trada a la sarta ayuda a determinar el tipo de fluido que está ingresando; esto fue de gran ayuda al momento de tomar las mues-tras de fluido fondo.

Las presiones registradas por el CTS, duran-te la prueba de producción y restauración de presión del pozo Oglan 2 Dir se muestran en la figura 6.

Figura 6. Presiones registradas en sensor CTS y sensor ESP

Oglan 2 Dir - Pressure

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Psi

Date

Discharge pressure - CTs Intake pressure - phoenix

activación de herramientas

Oglan 2 Dir - Pressure

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Psi

Date

Discharge pressure - CTs Intake pressure - phoenix

Cierre de fondo

Oglan 2 Dir - Temperature160

150

140

130

120

110

100°F

DateDischarge Temperature - CTs Intake Temperature - phoenix

Temperatura de entrada del fluido

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Eficiencia y reducción de costos en la construcción de pozos Autores: José Luis ziritt1 y Nelson Quintero2

EL RETO PRESENTE DE LA INDUSTRIA: REDUCIR COSTOS EN LA CONSTRUCCIÓN DE POzOSEn estos tiempos de reducción de costos y espe-cialmente en proyectos en tierra, la pre-instala-ción de la tubería conductora que corresponde a la construcción de la primera sección del pozo, genera ahorros significativos comparados con los costos totales involucrados en la perforación de esta sección de manera convencional.

La construcción de la sección inicial de un pozo petrolero juega un rol de mucha importancia tanto, desde el punto de vista del adecuado aisla-miento de los acuíferos someros nor-

malmente presentes y utilizados como fuentes de agua para el consumo humano, así como desde el punto de vista técnico, ya que perforar estas secciones pueden constituirse en retos por la dificultad para mantener la integridad del pozo. A esto se suma el tiempo y el costo significativo que requiere una perforación tra-dicional de esta sección, que usualmente no es muy profunda, pero que igualmente necesita de una torre de perforación con todas sus ca-pacidades incluida su tripulación. Y del cumpli-miento de las etapas de la construcción de un pozo que constan de la perforación con broca, preparación de lodo y su circulación, bajada del revestidor, cementación del pozo, así como también del tratamiento y manejo de lodos de perforación y los ripios.

Una tecnología conocida, utilizada y que ha sido probada por su efectividad para hacer fren-te a estos retos, es el hincado de conductores que usualmente se realiza con tubos de diámetros externos que van desde 9-5/8” hasta 30”. El hincado de la tubería conductora se puede rea-lizar con un martillo diésel o hidráulico hasta una profundidad determinada o hasta su punto de rechazo. El hincado del conductor reemplaza todas las actividades difíciles de una perforación convencional de la sección superficial.

Los martillos, especialmente configurados para hincar tuberías conductoras, imprimen fuerzas variables y controladas de acuerdo con el tamaño y grado del material de la tubería, oscilando entre 24 mil pies/lb hasta 162 mil pies/lb, que permite que la tubería superficial se pueda hincar hasta una profundidad o un ni-vel de resistencia predeterminado.

Foto 1. Colocación del conductor en el contrapozo

1 josé luis Ziritt. Ingeniero en petróleos de la Universidad del Zulia. Tiene un Doctorado en Mecánica Física en el Instituto Francés del petróleo y en la Universidad Bordeuax I. Gerente país de Frank’s International Ecuador.

2 Nelson Quintero. Ingeniero Metalúrgico. Especialización en administración de Empresas. Es Gerente de Ventas y Desarrollo de Negocios de Frank’s International para latinoamérica. Con 22 años de experiencia, ha desempeñado cargos gerenciales en varios países de asia pacifico, Rusia y latinoamérica.

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VALOR AGREGADO AL CLIENTE No solo hay razones económicas para preferir el hincado de conductores, sino que hay fuertes razones técnicas y ambientales. Entre ellas, la relacionada con la inestabilidad del terreno en la parte superficial y somera, con la presencia de potenciales derrumbes durante la perforación, generación de lavados y pérdida de estabilidad del terreno, riesgos de contaminación de acuífe-ros dentro de los primeros 150 pies de profundi-dad, así como también pérdidas superficiales de fluidos de perforación. En algunas ocasiones se han observado afloramientos severos de agua, lo que obliga a la construcción de piscinas de trata-miento y a transportar el líquido con viajes fre-cuentes de carro tanques, esto sólo para pasar la primera sección de 120 pies.

Una razón siempre atractiva y la más obvia son los ahorros en los costos de perforación. Los valores ahorrados por la mayoría de los clientes, que han introducido esta técnica en sus opera-ciones suman el valor de un día de taladro y de todos los gastos relacionados con la perforación y completación de la sección superficial que, comparado con el hincado, puede significar un 50% de ahorro en costos.

Estos son relativos a los costos de operación de cada país, pero en general el costo-beneficio de hincar el conductor de superficie es impor-tante comparado con perforar esta sección. Al-gunas de las ventajas derivadas del uso de esta tecnología son:• Noserequiereequiponifluidosdeperfo-

ración, dado que el trabajo se realiza cuan-

Como primera ventaja se tiene el ahorro en el tiempo de utilización del taladro, puesto que la actividad de hincado se realiza generalmente algunos días u horas antes de que el taladro arri-be a la locación, una vez que se ha construido el contrapozo.

Otro beneficio es el hecho de que se requie-re de una menor cantidad de personal, lo cual disminuye los riesgos en seguridad generados durante la movilización de personal y equipos involucrados en la operación.

GENERALIDADES DEL PROCESOExiste un concepto erróneo de que hincar un conductor es una operación simple, usualmente realizada por el área de obras civiles de las com-pañías operadoras con un martillo de hincado de pilotes u otros métodos.

El equipo de ingeniería de Frank s Interna-tional ha mejorado aún más la fiabilidad y la eficiencia de sus operaciones de martillo me-diante el diseño específico de varias mejoras al martillo diésel, incluyendo opciones de una bomba de combustible y dispositivos de disparo a control remoto hidráulicos. La bomba de com-bustible da al operador el máximo control sobre la cantidad de energía efectivamente entregada por el martillo y permite su rápido apagado. Los proyectos de instalación de conductores pueden diseñarse para:• Instalarlatuberíahastasupuntoderecha-

zo, evitando que esta colapse. • Controlarlaperpendicularidaddelconduc-

tor superficial mediante el uso de una guía.• Facilitar la penetración de la tubería, por

medio de la fabricación en la punta del pri-mer tubo de una zapata de perforación. El proceso de soldadura para la fabricación e instalación de esta zapata, se encuentra de-bidamente aprobada, documentada y cum-ple con los requisitos de la norma ASME.

• Controlar lapotenciadelmartillo, aislan-do el daño que el impacto pueda ocasionar a la boca del tubo y en la totalidad del conductor.

• Reducirel tiempodeconstrucción,yaquela operación total de hincado y soldadura se realiza de 8 a 10 horas continuas en una sola jornada de trabajo.

• Soldar las juntas en un proceso técnica-mente controlado. Uno a uno se van in-troduciendo (hincando) los tubos hasta alcanzar el punto de rechazo, que se define como la máxima cantidad de golpes que se utilizan para hincar un pie de tubo.

Foto 2. Estructura guía para hincado de conductores

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Desde hace varias décadas el hincado de con-ductores se ha utilizado en la industria petro-lera, sin embargo ha sido de manera artesanal y con penetraciones muy someras, que oscilan entre los 15 y 30 pies. Frank’s International ha mejorado esta técnica, utilizando principios y cálculos de ingeniería e integrando su experien-cia de punta de pozos costa afuera. Hace ocho años que se introdujo esta tecnología a varios países de la región latinoamericana como: Méxi-co, Trinidad, Colombia, Venezuela y Perú. Se ha realizado más de 350 trabajos exitosos de hin-cado, sin accidentes, sin tiempos perdidos y sin daños al ambiente alcanzando en algunos casos profundidades cercanas a los 250 pies.

ACCESORIOS PARA FACILITAR EL HINCADOLa zapata rápida o speed shoe está diseñada como una ayuda para hincar la tubería a través de capas duras o consolidadas de arena con re-sultados sorprendentes. El borde cortante de la zapata rápida es dentado/aserrado para desme-nuzar la arena consolidada y facilitar el hincado. Frank’s ha encontrado que la zapata rápida no solamente facilita un hincado más rápido, sino que también se requieren menos golpes por pie que la zapata estándar y se obtiene mayor pe-netración. El gráfico muestra dos trabajos de hincado desde la misma plataforma en el golfo de México. Ambos fueron conductores de 30”

do está terminado el contrapozo y previo al arribo a la locación del taladro de perfo-ración.

• Seevitaelserviciodecorridadelatuberíaderevestimiento.

• Noserequieredelodos,nicementarelcon-ductor, ya que este queda perfectamente afirmado contra el suelo circundante.

• No hay contaminación dado que no se re-quiere de ningún tipo de fluidos, ni químicos durante el proceso, ni del procesamiento de cortes o control de sólidos.

• Sereducen losriesgosenHSE,dadoqueseinvolucra mucho menos personal que perfo-rando la sección. Se requiere entre 8 a 12 per-sonas, entre operadores, operarios de grúa, manlift, soldadores, conductores de camio-nes y personal de HSE.

• Seprevienenproblemasdeaguassuperficia-les y lavados (wash-out).

• Se previenen problemas, ocasionados porconglomerados.

• Seprevienenproblemas,ocasionadosporga-ses superficiales.

Foto 3. Maniobra de izado del martillo para hincar un conductor

Figura 1. Trabajos de hincado, realizados por Frank s en Latinoamérica desde 2008

Trabajos de hincado realizados por Frank s en Latinoamérica desde 2008

Méx

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Trin

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Perú

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161

8366

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13 5

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Figura 2. Hincado de conductores de 30 con y sin zapata rápida

Entre otras aplicaciones de la técnica del hincado, Frank’s International ha patentado una zapata para hincar conductores desvia-dos, el cual provee la oportunidad de colocar los conductores en una dirección y desviación pre-determinada al final de la operación de hincado. Este sistema ofrece ventajas que an-tes no se tenían como:

Punto de desviación temprano en pozos desviados. La zapata puede ser diseñada para alcanzar entre uno y cuatro grados de desvia-ción por cada 100 pies de penetración, según la especificación del cliente y la geología.

Orientación Predeterminada.- La zapata provee un método para determinar la direc-ción del punto de desviación del conductor antes de la instalación.

Previene el choque o interferencia de con-ductores.- La zapata permite que conductores nuevos se hinquen sin interferir o chocar con conductores ya hincados o abandonados, desde una misma locación o contrapozo.

CONCLUSIONESEl uso de la tecnología de hincado de conducto-res ayuda a reducir costos, elimina el riesgo de contaminar acuíferos someros y reduce otros riesgos ambientales asociados con la perfora-ción y completación del conductor de superfi-cie. Más aún, varias mejoras a los martillos han incrementado su eficiencia y confiabilidad. En combinación con ciertos accesorios, hacen que se alcancen mayores profundidades, en menos tiempo, a menor costo y de manera más segura.

hincados con el mismo martillo D-62. Se pue-de notar la diferencia no solo en la penetración total, sino también en los golpes por pie que se necesitaron para hincar cada conductor. La operación, representada con la curva de color verde, se realizó con una “zapata rápida.”

Para escoger o diseñar una zapata adecuada se debe considerar:• Registrosdehincadosanterioresenlamisma

área lo cual determinará si se requerirá del uso de una zapata rápida o una tradicional.

• Unmaterialdemayorespesorenelextremoinferior del primer tubo que puede ser usado como una zapata. En este caso, se debe verifi-car que la broca que se utilice para perforar la siguiente sección, pueda pasar por el diámetro interno reducido del tubo de mayor espesor.

• Zapatas desviadas/direccionales también sepueden utilizar para guiar la tubería en una dirección específica. En general se alcanzan desviaciones típicas de 1 a 4 grados por cada 100 pies.

250

200

150

100

50

0

Profundidad alcanzada por el conductor en pies

Gol

pes

por

pie

1 10 19 28 37 46 55 64 73 82 91 100

109

118

127

136

145

154

163

172

181

190

199

208

217

226

235

Figura 3. Golpes requeridos para hincar un pie de conductor en el pozo Guatiquia, Colombia 2012. Profundidad alcanzada 235 pies

Hincado de conductores de 30 con y sin zapata rápida

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Blows per foot

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Standard ShoeSpeed Shoe

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acTive: la transformación tecnológica en operaciones de intervención de pozos con tubería flexible

• ¿Se tienealgunaanomalíaen la tuberíadeproducción o revestimiento?

Estas incertidumbres o asunciones han limi-tado los trabajos de TF en Ecuador a sólo reali-zar actividades de:•Estimulaciónmatricialconosintaladrode

reacondicionamiento.• Limpiezas de equipos, como: bombas elec-

tro-sumergibles, liners de producción ranu-rados, tuberías de completaciones, cabeza-les de válvulas y bombas hidráulicas.

• Pescas.• Moliendadeobstrucciones.• Cortedetubería.• RegistrosdeproduccióndepozosoPLT(Pro-

duction Logging Tools por sus siglas en inglés).• Taponesdecemento.• Abandonosdepozos.En la actualidad, las compañías operadoras re-quieren mejor resolución y exactitud en los pa-rámetros críticos durante las intervenciones de pozos tales como profundidad, temperatura y presiones y saber que está haciendo la TF en el fondo del pozo. En tiempos de crisis, optimizar la intervención de pozos existentes es una op-ción para reducir los riegos y costos asociados. Tecnologías innovadoras de TF ofrecen varia-dos beneficios, como por ejemplo:• Lareducciónenlautilizacióndetaladrosde

rehabilitación.• Medicionesdepresionesdefondoytempe-

ratura, con exactitud y en tiempo real.• Correlacionesdeprofundidad.• Medicionesdetensiónycompresiónejerci-

das sobre la herramienta de fondo.Esta información permite a las operadoras to-mar decisiones o ajustes de los programas de trabajo con datos reales, durante la ejecución de las operaciones.

T ubería Flexible (TF) es un equi-po para intervenciones de po-zos que consta de una tubería continua de diámetro pequeño, generalmente de 1.00 a 2.88 pulgadas, enrollada en un carre-

te cuyo tamaño depende de la longitud y del diámetro de la tubería. Posee los siguientes componentes básicos: sistemas hidráulicos de poder, cabina de control, cabeza inyectora, carrete y sistemas de preventores de revento-nes. La tubería continua fue desarrollada du-rante la Segunda Guerra Mundial como par-te del proyecto PLUTO (Pipe Line Under The Ocean por sus siglas en inglés, o Línea de Tubo debajo del Océano) con el objetivo de sumi-nistrar combustible desde el sur de Inglaterra hasta Francia. La primera unidad para servi-cios en la industria petrolera funcionalmente completa de TF fue desarrollada en California en 1962, por Bowen Tools Company para lim-piar arena en pozos localizados en las costas del Golfo.

En trabajos con unidades convencionales de TF los sensores para la obtención de datos como presión de bombeo, celda de peso, pre-sión de cabezal y profundidad están ubicados en superficie. Las simulaciones se realizan con datos que, probablemente, hace meses o años fueron tomados en los pozos y no se asemejan a la realidad del yacimiento, con todo este con-texto surgen varias interrogantes durante las operaciones:• ¿A qué profundidad exactamente está la

punta de la TF?• ¿Qué presión y temperatura tiene el pozo

en el fondo?• ¿Eslacaídadepresióneneldifusor(boqui-

lla) la adecuada?

Autores: Ing. Dubrasky Nava, Gerente de Operaciones Intervención de pozos Ecuador Schlumberger; Ing. David Flor, Ingeniero Técnico Intervención de Pozos Ecuador Schlumberger; Ing. Fernando Báez, Gerente Dominio Técnico Intervención de Pozos Sur América, Schlumberger

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El desarrollo de la medida de parámetros de fondo en tiempo real inició a principios de 2000 con mediciones de presión, temperatura y CCL (Casing Collar Locator por sus siglas en inglés, o Localizador de Collar de Tubería de Completación). Hoy, con la tecnología ACTive se tiene la capacidad de realizar perfiles de temperatu-ra a lo largo del pozo, lo que ha permitido a la industria entender lo que está ocurriendo en la zona de interés, así como la distribución de los fluidos en la formación durante la es-timulación matricial y cómo ésta responde al tratamiento. Todo en tiempo real, logrando optimizar los volúmenes de tratamiento y las etapas de divergencia, lo que 15 años atrás era solo un sueño.

El portafolio actual de ACTive va desde herramientas que permiten registros de pre-sión, registro de temperatura, correlación de profundidad utilizando CCL o GR (Gamma Ray por sus siglas en inglés, o Rayos Gamma), registro de temperatura distribuida y medi-ciones de tensión y compresión al final de la herramienta, hasta la capacidad de realizar registros de producción o inyección de pozos.

El sistema ACTive permite monitorear en tiempo real los eventos que ocurren en el pozo durante una intervención, permitiendo ajustar parámetros, mejorar la efectividad técnico-económica de la operación, reducir riesgos y optimizar resultados, mediante la integración de: •Sistemadetelemetríaavanzado,constitui-

do por un pequeño tubo de inconel de 1.8 mm de diámetro externo que protege a cua-tro fibras ópticas, que se introducen dentro de la TF. Su diámetro reducido no interfiere en los caudales de bombeo nominales, pro-duce un pequeño incremento en el peso de la tubería de apenas 7 lb por cada 1 000 ft siendo resistente a la gran mayoría de am-bientes operacionales (Figura 1).

• Herramientas de fondo 2 1/8 pulgadas dediámetro que permiten medir en tiempo real presión de fondo interna y externa, temperatura, correlación mediante GR-CCL, sensor distribuido de temperatura y tensión-compresión.

• Equipos electrónicos y software, que per-miten colectar la información y procesar para poder presentarle en un formato de fácil interpretación.

APLICACIONES EN EL ECUADOR La tecnología ACTive está disponible en Ecua-dor desde septiembre de 2014 y se ha utiliza-do en tres tipos de trabajo que se describen a continuación:Optimización de evaluación de producción

RetoEvaluación de producción del pozo hasta esta-bilizar condiciones de fondo (PWF o presión de fondo fluyente, temperatura) y realizar cierre de pozo para establecer presión de yacimiento en tiempo real.

SoluciónIntervención de pozo, utilizando TF con siste-ma ACTive para realizar:• Inducción con nitrógeno para estabilizar

condiciones de fondo (PWF, temperatura).•Realizarcierredeproducciónenfondo,uti-

lizando un empaque mecánico y monitoreo de prueba de incremento de presión (PBU o Pressure Build Up por sus siglas en inglés).

• Evaluación de parámetros en tiempo realpara la toma de decisiones oportunas en una sola corrida de CT.

Resultados• Lainformaciónentiemporealseutilizópara

optimizar la respuesta del yacimiento en cuanto a tiempo y recursos de evaluación.

• Seahorraronmásde36horasdeevaluacióncomparando con el método tradicional, con bomba hidráulica.

EjecuciónLa operación consiste en bajar TF con fibra óptica y herramientas de fondo, provista de un empaque mecánico para tubería de 3 ½’’.

Figura 1. Tubo de inconel con fibra óptica dentro de la TF, ejemplo TF 1-3/4” (izquierda) y TF 2-3/8” (derecha)

Fiber optic

ACTive: TELEMETRÍA A TRAVÉS DE FIBRA ÓPTICA

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Figura 3. Perfiles de gradiente geotérmico

El caudal óptimo de inyección del nitrógeno se determina, mediante la lectura de la pre-sión de fondo fluyente en tiempo real. Cuan-do los parámetros de producción y de fondo (PWF, temperatura) se estabilizan, alrededor de ocho horas (figura 2), se realiza el asenta-miento del empaque mecánico para el cierre en fondo y monitoreo de la prueba PBU. Todos los parámetros de la prueba se adquieren en tiempo real, permitiendo una interpretación continua de los datos de yacimiento y una toma de decisiones rápidas; estas decisiones incluyen realización de una estimulación ma-tricial y/o el diseño del equipo de bomba elec-tro-sumergible.

Registro de temperatura distribuida para identificar el origen anómalo de produc-ción de agua

RetoDurante una operación de evaluación con TF se observaron parámetros anormales de presión y temperatura, así como producción no espe-rada de agua cuya salinidad no correspondía a la zona de interés, requiriéndose identificar y entender el origen anormal del corte de agua.

SoluciónRealizar un registro de temperatura distribui-da del pozo para conocer el gradiente geotér-mico, inyección de salmuera para determinar las variaciones de temperatura, a través de la zona de interés y detrás de la tubería de com-pletación, identificando el origen de la pro-ducción de agua anómala, utilizando TF con sistema ACTive.

Resultados•Medianteel registrode temperaturadistri-

buida se pudo identificar un flujo cruzado por detrás del la tubería de completación, permitiendo elaborar un plan de remedia-ción de cemento.

• Segastóel70%menosdetiempooperativoen comparación con una operación conven-cional.

• Selogrórecuperarel100%delaproducciónde crudo del pozo.

EjecuciónLa operación consiste en bajar TF con fibra óp-tica y herramientas de fondo, llegar hasta el CIBP (Cast Iron Bridge Plug por sus siglas en inglés o tapón permanente al final de la tube-ría de producción) correlacionando con CCL, adquirir el gradiente geotérmico utilizando re-gistro de temperatura distribuida durante tres horas. Luego se bombeó un volumen de 160 bbl de salmuera, se cerró el pozo y se adquirieron cuatro gradientes térmicos (adicional), con una

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Figura 2. Tiempo de estabilización y asentamiento del empaque

Caudal de nitrógeno scf/min Horas

Pres

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, psi

Temperatura de fondo, degF

Período de estabilidad de flujo

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3 000

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Figura 4. Armado de cañones

ACTive LA SOLUCION PARA TRABAJOS DE TF EN TIEMPO REAL

diferencia de tiempo de tres horas entre ellos, detectándose cambios de temperatura por de-bajo de los perforados evaluados. En la zona de interés perforada no se observó ningún cambio de temperatura, confirmando así que el flujo venía del yacimiento inferior (figura 3).

Operación rigless de disparos y estimula-ción matricial

RetoRealizar la operación rigless para disparar 65 ft de cañones en una nueva zona productiva, eva-luar el yacimiento para determinar daño y efec-tuar estimulación matricial en una solo corrida de TF, optimizando el uso de taladro para la ejecución de trabajos de rehabilitación en otro pozo del mismo campo.

SoluciónIntervención de pozo, utilizando TF con siste-ma ACTive para:• Armarybajarcañonesde4.5pulgadascon

cabeza de disparo hidráulica.• Realizar correlación de profundidad con

sensores de CCL y GR para colocar los caño-nes en la zona de interés.

• Activarlacabezadedisparo,monitoreandola presión de fondo del sistema ACTive.

• Confirmarladetonacióndeloscañones,ob-servando cambios en presión y temperatura en la herramienta de fondo.

• Liberacióndeloscañonesenelpozo.• Evaluacióndepozoyestimulaciónmatricial

en la misma corrida de los disparos.

Resultados• Losdisparosylaestimulaciónmatricialfue-

ron realizados con éxito.• Uso óptimo del taladro de reacondiciona-

miento, efectuando operación de rehabilita-ción simultánea en otro pozo.

EjecuciónLa operación consiste en colocar la mesa de trabajo para realizar el armado y colgado de los cañones (figura 4), bajar hasta la profundidad de interés según el registro CCL y GR, realizar correlación de profundidad, una vez en pro-fundidad deseada activar para detonar y soltar cañones, evaluar condiciones de yacimiento con registro de presión y temperatura en tiem-po real y efectuar estimulación matricial de la nueva zona productiva; todo en la misma inter-vención del pozo.

El uso de nuevas tecnologías con tubería flexi-ble, en especial cuando involucran datos de fondo en tiempo real, permiten a las operado-ras tomar decisiones durante la ejecución de los trabajos, dando la posibilidad de optimizar los recursos empleados, eliminando las incerti-dumbres operativas y asegurando la consecu-ción de los objetivos planeados.

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Autor: Steven E. Kallós

Ecuador ha identificado como prio-ridad nacional el desarrollo de la industria petroquímica. Como par-te de esa iniciativa, SIMTRONICS participó en el Foro de la Industria

y la Petroquímica 2015 realizada en la Univer-sidad de las Fuerzas Armadas ESPE, extensión Latacunga. En el evento desarrollado en julio se presentó a los estudiantes, profesores y di-rectores, las herramientas de entrenamiento modernas, disponibles para ingenieros, tecnó-logos y operadores.

Los simuladores de entrenamiento del opera-dor (OTS) tienen una historia larga y probada en la industria de procesos y en la preparación de operadores e ingenieros; para ejecutar procesos complejos petroquímicos en forma segura y ren-table. La generación anterior de OTS fue hecha a medida y requerimientos de la planta, basados en principios de ingeniería básicos. Proyectos

de 12 a 18 meses que requieren una importante inversión financiera, compromiso de ingeniería y participación del usuario final. Así como un tedioso mantenimiento a largo plazo para exten-der la vida útil del sistema.

Nuevos procesos todavía requerirán de simu-ladores fabricados a medida. Pero, para entender bien las tecnologías petroquímicas, está dispo-nible un mejor enfoque de OTS, basado en mo-delos de procesos dinámicos estándar con todas las características y ventajas. Los simuladores de entrenamiento estándar proporcionan un am-biente realista para los operadores, ingenieros, técnicos y estudiantes a situaciones reales de práctica, incluyendo arranques, paradas, proble-mas y respuestas de emergencia.

Esta introducción presenta el caso para un OTS, basado en modelos estándar y adaptable (con entregas en semanas) y a una pequeña frac-ción de los costos de un simulador personalizado.

La necesidad de simuladores en capacitación

para los operadores de la industria petroquímica

steven E. Kallós.Máster en Ingeniería

Química de la Universidad McGill

de Montreal Canadá. Tiene más de 30 años

de experiencia en optimización, mejora de procesos y aplicaciones

informáticas en las industrias de procesos.

Es propietario y presidente de Isla Inc.

MODELOS ESTÁnDaR

MODELOS PERSOnaLiZaDOS

Proceso modelo fidelidad Alta Alta

Tiempo de entrega Días-semanas 6-24 meses

Costo Asequible Significativo

Inversiones de ingeniería del cliente Mínimo Varios meses

Configuración - modificaciones modelo y escenario Si Si

Modelos personalizados de apoyo Si Si

Escenarios de entrenamiento – sofisticados y analíticos Incluido Extra

Tutoriales de equipo integrado Incluido No

Operador de campo interactivo 3D Si– desarrollo de nuevos Talvez y costosos

Evaluación de prácticas – “Rendimiento anotando la utilidad” Si Si

Ayudas de entrenamiento dinámico – libros, TEV y Simtec Si No

Autoestudio y el ambiente de aprendizaje autodidacta Si Si

Aceptación por parte de instituciones académicas Generalizada No

Apoyo a programas de grado de la tecnología de petróleo Si No

Requisitos de mantenimiento de ciclo de vida Mínimo Significativa

Conforme a estándares de la industria OSHA, EPA, ISO, API... Talvez

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1. La necesidad de OTSJubilaciones masivas de operadores expertos, cuyos conocimientos deben incorporar procedi-mientos operativos estándar. Nuevos operado-res necesitan ser entrenados, a veces desde las bases hacia arriba (es decir, bombas, válvulas, etc.) y la correspondiente certificación. Los ope-radores calificados necesitan refrescar su habili-dad para manejar situaciones anormales y volver a aprender para evitar problemas potenciales. La planta necesita funcionar óptimamente. Por ello, las situaciones de emergencia deben prevenirse antes que se conviertan en un proble-ma de seguridad y producción. Las herramientas que emplean tecnología de enseñanza moder-na (Simuladores 3D) permite que los alumnos aprendan en un ambiente moderno, que incluye retroalimentación positiva para la eficiencia.

2. Requisitos OTSLa siguiente tabla resume las necesidades y ex-pectativas de los usuarios. El modelo persona-lizado es comparado con el modelo estándar. Nótese que en pocas situaciones, el enfoque del modelo de proceso estándar de Simtronics DSS-100 es la solución de elección.

3. Aceptación por la industria y las institu-ciones académicas Varias escuelas de tecnología de punta se estan-darizaron en SIMTRONICS, como Del Mar Co-llege en Corpus Christi, TX y Alvin Community College, también en Texas. En todo el mundo, más de 150 instituciones educativas están utili-zando el sistema de simulador dinámico de DSS-100. DuPont, Offshore de Shell y Phillips 66 son algunos de los muchos líderes de la industria que gozan de los beneficios de nuestra tecnología. Nuestra tasa de órdenes nuevas son un testimo-nio de la satisfacción de nuestros clientes.

4. Operador de campo virtual interactivo 3-d (VFO) Permite al alumno comprender y visualizar el entorno operativo del mundo real. VFO amplía las oportunidades de formación al incluir fun-ciones y responsabilidades del operador de cam-po. Los estudiantes pueden navegar a través de unidades virtuales, seguimiento de flujos y la localización de equipos. Para ello, utilizan indi-cadores locales y paneles en los que se observan condiciones de funcionamiento reales. Iniciar/detener bombas, abrir y cerrar válvulas.

El VFO está conectado al simulador a tra-vés de conexiones de red TCP/IP normales que

permite que el software corra en paralelo en el mismo equipo o, si lo desea, en equipos indepen-dientes. Los alumnos pueden navegar usando el teclado estándar y mouse o a través de un USB estándar, controlador del proceso. La funciona-lidad incluye:•Marchadelaunidadatravésdetutorial.•Verlosparámetrosdeoperación(cuandoestán

conectados al simulador) desde los paneles e indicadores locales.

•Start/Stopequiposconinterruptoreslocales.

5. Petroquímica, modelos específicosa. Serie instrumentación.b. Serie compresores.c. Serie reactores. d. Serie destilación.

6. Beneficios de usar el simulador dinámico de DSS-100 con gráficos 3D integrados

a. Costos de formación reducida y reentrena-miento: construido en DSS-100 tutoriales.b. Enfoque de capacitación de bajo riesgo: fa-cilitamos la aceptación del cliente, ofrecien-do un previo sistema de evaluación antes de la compra.c. Autodirigido. Curva de aprendizaje: mate-rial didáctico adaptado a las necesidades de los aprendices, así tanto del estudiante como del operario experto. Rastrea el progreso de cada estudiante, por lo que los resultados de estudios pueden ser evaluados.d. Refuerza un proceso de pensamiento ana-lítico, que servirá al alumno no sólo en los ejercicios específicos, sino en la solución de diversos problemas.e. Certifica profesionales calificados: El PSU 100 analiza el rendimiento de los alumnos contra un estándar de desempeño.

Foto. Simuladores de entrenamiento

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Autor: Edmundo S. Brown

Como una colaboración dentro de la Expoconferencia Petroquímica 2015, organizada por la Universi-dad de las Fuerzas Armadas ESPE y el Science Technology Institute de

Houston de Texas, Estados Unidos, se exponen las perspectivas tangibles y reales que existen en el Ecuador y una guía para la ejecución de este proyecto integrado nacional, en la Indus-tria Petroquímica Ecuatoriana (IPE). Desde luego este proyecto requiere la ejecución inme-diata y de manera impostergable un estudio completo, que incluya su contribución al desa-rrollo estratégico nacional a largo plazo. Este resumen se circunscribe al estudio de todos los parámetros reales existentes en el país y para un proyecto de esta naturaleza, como conse-cuencia de la situación económica nacional, del mercado petrolero mundial para combustibles fósiles y la industria petroquímica.

MODELO DEL SISTEMA PETROQUÍMICO ECUATORIANONo se conoce todavía cual es el mejor modelo para el sistema ecuatoriano en cuestión, sin em-bargo se podría afirmar que hasta el momento este ha significado el resultado de la inacción gu-bernamental durante varias décadas, o de haber comprendido de forma incompleta o quizá equi-vocada las fuerzas políticas, económicas, finan-cieras, tecnológicas y ambientales relacionadas con esta industria.

El modelo del sistema debe enfocar e identi-ficar a profundidad las oportunidades, fortale-zas, amenazas y debilidades (FODA) y proveer una visión objetiva con metas sustentables para hacer una realidad esta industria. Un criterio sobre el uso eficiente de la materia prima dispo-nible y de la estructura dominante actual en la industria mundial es importante, para ayudar a fijar los mejores criterios de rendimientos, pro-ductividad y precios de los productos interme-dios y finales a largo plazo, y con ellos proponer los potenciales escenarios de ejecución y de ope-

ración en el largo plazo. De otra forma continuar por ejemplo con el impulso tentativo incluido en el proyecto de la Refinería del Pacífico para el benceno, xileno y propileno, o de la urea a partir del LNG del Campo Amistad, o de caucho sin-tético a partir de butadieno, o la línea de posi-bles plásticos de nylon, ABS y policarbonatos, o emprender la conocida política de sustitución de importaciones en el mercado actual, o quizá dar el apoyo y fortalecer a la producción nacio-nal actual de unas 600 empresas que abastecen nuestro mercado y, posiblemente, con ellas también tratar de fomentar prioritariamente las exportaciones, significan algunas variables claves que hay que analizar seriamente para dar “luz verde” a este proyecto.

FACTORES EXISTENTES DE ESTRATEGIA PARA LA IPE A continuación se exponen, pero no limitados solo a ellos, tres factores básicos para la IPE: • Mercadonacionalactual.• Materiaprimabásicadisponible.• Decisiónpolítica,laConstituciónyelCódigo

Orgánico de la Producción vigente.

a) Mercado nacional actualTratándose del mercado nacional actual y de una posible estrategia de sustitución de importacio-nes en el Ecuador, el monto total trianual hasta el 2014 fue de $540 700 000, equivalentes a 363 mil toneladas anuales antes de la aplicación de las salvaguardias. En esta cantidad se incluye un 67% correspondiente a la fabricación de bolsas, botellas, tanques, garrafones, etc. De ellas el 16% tiene como objetivo la elaboración de ma-terial reciclado, que en todo caso sirve para com-pensar cualquier reducción en las importaciones de materia prima petroquímica.

b) Materia prima básica disponibleLa disponibilidad en el Ecuador de una materia prima básica para esta industria significa, en primer lugar, la oportunidad de la producción

Perspectivas tangibles de la industria Petroquímica

Ecuatoriana (iPE)

Edmundo s. Brown. Fue subgerente de Coordinación Empresarial de

CEpE. Gerente de petroindustrial

de petroecuador, superintendente de

Refinería Esmeraldas, Gerente de OECUaGas.

Graduado MBa en la Universidad de New Haven, CT. Estados Unidos. Graduado Ingeniero Químico

de la EpN, Quito. actualmente es

Consultor en Refinación de petróleo.

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de crudo ecuatoriano (Oriente y Pesado) en un volumen de 530 mil b/d, la operación de dos re-finerías de petróleo tipo Topping con un total de 65 mil b/d y una refinería Hidroskimming con mediana conversión de 110 mil b/d. Estas requieren de una reconfiguración y reprograma-ción integrada para ofrecer la disponibilidad de las materias primas (petroquímicos básicos) ne-cesarias tales como: aromáticos benceno, tolue-no y xileno, u olefinas como etileno, propileno, etc. En segundo lugar la producción actual de 60 MMscfd de LNG en el Campo Amistad y el Bloque 3 del Golfo, con un posible potencial de incremento de producción en el mediano plazo, la certificación de las reservas probadas exis-tentes, la expansión de su capacidad de trans-porte y licuefacción y la reprogramación de su capacidad como combustible para generación eléctrica nacional.

c) Decisión política, la Constitución y el Código Orgánico de la Producción vigenteDe acuerdo con la Constitución y Legislación vigentes, el Ecuador ofrece una de las menores cargas fiscales en Sudamérica reguladas por la vigencia del Código Orgánico de la Producción, Comercio e Inversiones y también por una serie de exoneraciones a impuestos y tasas aduaneras, cuando las empresas se instalen y operen según sus disposiciones.

Esto representa un importante atractivo para su competitividad, al menos regional, y es-tar en posibilidad de garantizar la rentabilidad o una óptima utilidad. Todo este anteceden-te conduce a la necesidad de tener un estudio completo de mercado, de las oportunidades, fortalezas, amenazas y debilidades (FODA), y de marketing con estrategias empresariales probadas para la IPE.

ESTUDIO DE VISUALIzACIÓN DE LA PLANTA Después de la aprobación del Modelo del Siste-ma Petroquímico Ecuatoriano, que incluye la estrategia de mercado para el proyecto, la pla-nificación se dirige a preparar de manera im-postergable el Estudio de Visualización de las plantas necesarias con la mejor tecnología dis-ponible mundialmente.

La IPE es la apuesta productiva definida en el marco de la nueva matriz productiva, energética y ambiental para el desarrollo económico sus-tentable del Ecuador. Esta significa su encade-namiento en la producción petrolera y gasífera de nuestro país y la capacidad de asimilación del

mercado objetivo. Seguramente habrá que con-siderar el desarrollo tecnológico de los procesos y productos terminados, instalando los equipos y sistemas recomendados y obtener el capital o financiamiento adecuado oportunamente. Lo que produce el mejor resultado sin duda alguna es una combinación de la capacidad tecnológica local y la extranjera y su transferencia ordenada de conocimientos, no solo utilizar la experiencia de los profesionales que dirigen sino de un mo-nitoreo de los avances y mejoras de los cambios probados y con éxito, que permiten superar los límites tecnológicos y cuellos de botella. Final-mente la estructura económica de las tecnolo-gías como: costos, licencias y garantías, entre otros, son muy importantes para definir los rendimientos y producción, así como incenti-vos y penalidades para utilizar o adaptar tal o cual tecnología y con ello establecer los Estima-dos de Costo (Cost Estimate) de las inversiones en los proyectos.

La factibilidad económica y financiera de la IPE complementa la etapa del Estudio de Visua-lización y con ello disminuir cualquier posible improvisación o error de un modelo equivocado en el largo plazo.

PROYECTO NACIONAL IPE El Ecuador desea también impulsar la IPE con parámetros de uso de la mejor tecnología y equi-pos, así como de una sustentable viabilidad eco-nómica, luego de observar y analizar lo sucedido en otros países más o menos similares, como por ejemplo: Argentina, Corea del Sur, Colombia, México, entre otros, que asumieron posiblemen-te entusiastas políticas iniciales de desarrollo insuficientes, o tal vez muy cuidadosas, que dilu-yeron su crecimiento y agotaron el desarrollo en el mediano o largo plazo, para dejar a sus países estáticos, al “vaivén” de las transnacionales.

Esta es la fase de definiciones del proyecto, que requiere también un mínimo capital semi-lla, que sea compartido entre los sectores más representativos de la economía nacional para llevar adelante esta planificación optima de la IPE. Con ello ingresamos al Estudio de Concep-tualización, de Optimización de Casos y de la Ingeniería Básica de los proyectos (FEED). Aquí se definirán los siguientes asuntos: la mezcla de productos finales del mercado, las especificacio-nes de los productos finales y materias primas, los esquemas de procesos licenciados o sin ellas, las plantas y equipos, capacidades y rendimien-tos de productos, los sistemas de construcción e instalación más adecuados para culminar el

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arranque y producción comercial según lo pla-nificado, y, finalmente, los contratos o acuerdos internacionales de producción.

INGENIERÍA, ADQUISICIONES Y CONSTRUCCIÓN (EPC) Este es el procedimiento o el orden típico a se-guir de un proyecto complejo, importante en la IPE, porque de esta manera los proyectos perduran muchos años. La última fase de eje-cución, que es un preámbulo del comisionado y arranque satisfactorio de esta obra fundamental para el Ecuador es la fase de Ingeniería, Adqui-siciones y Construcción (EPC). Debido a su alta complejidad es recomendable contratar un Con-sultor de la Gestión (PMC) correspondiente para obtener una terminación y operación programa-das, quien tiene que garantizar la terminación mecánica según el plazo, las especificaciones del proyecto y la producción de acuerdo al contrato respectivo del proceso y unidades instaladas.

La planificación de la fase de construcción y arranque de las plantas debe incluir de forma ineludible la volatilidad del mercado mundial petroquímico y el comportamiento cíclico de sus

ventas e ingresos, de manera que estas etapas coincidan con el inicio del ciclo ascendente de precios internacionales y no excedan ese perío-do, para contribuir a obtener la rentabilidad de-seada. Por otro lado, es también crítico conocer y definir los límites de operación económicos, los indicadores claves de desempeño (KPI) para ob-tener el efecto positivo que ellos dan al funcio-namiento y sustentabilidad de la empresa. Con ello se puede resolver y promover la constitución del financiamiento privado, o de las compañías privadas, o el “Capitalismo de Estado” recomen-dado para la IPE y obtener los informes de “Due Diligence” indispensables, los permisos del Mi-nisterio del Ambiente, o la adquisición del área ZEDE (Zona Especial de Desarrollo Económico) recomendable. Al comisionar la IPE aprobada, después de cuatro o cinco años aproximadamen-te se modificarán sustancialmente los siguientes factores de la economía nacional: la mezcla del mercado objetivo del Ecuador, el modelo de de-sarrollo industrial nacional, se incrementarán los ingresos y circulante, habrán más oportuni-dades de trabajo y por sobre todo dará inicio real el cambio de la matriz productiva ecuatoriana.

Foto. Planta Petroquímica de Polietileno

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La planificación oportuna incrementa la efectividad y la eficiencia Las soluciones para el manejo de desperdicios que Baroid implementa a la medida de la necesidad, maximizan la efectividad durante la perforación. Este sistema de soluciones creadas a medida entrega variedad de controles para el manejo de desperdicios, alineadas a las prioridades del proyecto.

Ya sea que su objetivo sea cumplir con las regulaciones de la industria, reducir consumo de agua, reducir costos de transporte o mantener control de los sólidos hasta su desecho final. Nosotros estamos listos para entregar esas especificaciones manteniendo la efectividad en protección ambiental, mientras se logran los objetivos de extracción.

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