revista pge petrÓleo&gas marzo 2016

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

Modelo estratigráfico de la arenisca U en

el campo Sacha

GEStOrESAnálisis de la función del

Área de Data Management en la industria petrolera

CIFrASPrecio del

petróleo sin norte

LA REFINERÍA DE ESMERALDAS yA cAMbIó

No. 008 - MARZO 20162 000 ejeMplARes Iss

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En reconocimiento al éxito obtenidoen la rehabilitación de la

• Limpieza química y mecánica de equipos• Aislamiento Térmico• Pintura de alta y baja temperatura• Fireproofing• Brandeo

Servicios:

Centro Ejecutivo Espacia Of. 211 - Av. Interoceánica Km. 10,5 - CumbayáTeléfonos: 204 2136 / 289 3357 / 602 4499

E-mail: [email protected]

Refinería Estatal Esmeraldas

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EDItOrIAL

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La variación del precio del petróleoTras el desplome de casi 20 meses del 65% del pre-cio del crudo, la situación en el mercado se vuelve más compleja. La pregunta clave es ¿cómo evolucionará el sector en 2016? Para los expertos en el área, los pre-cios podrían recuperarse un poco el próximo año, pero a corto plazo las noticias no son muy alentadoras. El mercado del crudo se halla inmerso en un desequi-librio enorme causado por la sobreproducción a nivel mundial, que sigue creciendo. No obstante, no hay que olvidar que otros muchos factores influyen en esta com-pleja situación y podrían contribuir a revertirla.

La negativa de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) a reducir su cuota de producción del crudo pese al desplome de los precios, es uno de los factores clave que explican el estado actual del sector.

En esta nueva edición de la revista PGE PETRÓLEO&-GAS, Ernesto Grijalva, Director Ejecutivo de la AIHE, res-ponde varias inquietudes sobre la oferta y la demanda del crudo, la capacidad de refinación en el mundo y las medidas que se deberían tomar en el país para palear la situación. Una de las medidas favorables, sería el in-cremento de producción por parte de Petroamazonas EP que pasó de los 340 mil barriles por día, registra-dos en enero, a 360 mil barriles de petróleo diarios, en la actualidad.

En esta edición también le presentamos la importancia del concepto de administración de los Datos, Informa-ción y Conocimiento como un nuevo factor de produc-ción y activo corporativo, así como las cifras más rele-vantes del sector hidrocarburífero.

Ponemos a su disposición este y otros temas de interés.

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COntEnIDOi

6 Precio del petróleo sin norte

10Análisis de la función del Área de Data Management en la industria petrolera

32Reducción de costos y diluciones en el proceso de floculamiento selectivo en el campo AUCA

39 La Refinería Esmeraldas ya cambió20 Estadísticas

8 El intercambio de información técnica, el reto de la SPE - Ecuador

29Nueva tecnología en perfilaje para zonas de bajo potencial aplicado en arenisca M2, Campo Edén Yuturi

36Sistema ZEiTECS Shuttle™ para instalar equipos electrosumergibles sin una torre16 Reportes: Taladros de perforación

y mantenimiento

43Plataforma Remota BATATA2: Desarrollo sostenible en un área sensible de la Cuenca Amazónica24 Modelo estratigráfico de la

arenisca U en el campo Sacha

OPINIÓNO PUBLICITARIOP INFORMATIVOi ENTRETENIMIENTOE FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURALF DEPORTIVOD PROPAGANDAPr

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS

rEvIStA PGE PEtróLEO & GAS

Consejo Editorial: Ing. José Luis Ziritt, director de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Capítulo Ecuador e Ing. Ernesto Grijalva, Director Ejecutivo de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE).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: Alexis Oña / Cinthya Cisneros Fotografía: Shutterstock Images, Gerencia de Refinación de EP Petroecuador, Baker Hughes. Colaboradores de esta edición: Ing. Javier Goyes, Ing. Ramón Correa, Ing. Ernesto Grijalva Haro, Ing. Jorge Rosas, Ing. Pierre Kummert, Ing. Jorge Roldán, Ing. Nelson Xavier Ramírez, Ing. Juan Minchala, Ing. Sergio Costa, Ing. Kléver Maiquiza, Ing. Mario Serrano, Ing. Alejandro Bastidas, Ing. José Enríquez, Ing. Rodrigo Vidal, Ing. Diego Tapia, Ing. Fernando L. Benalcázar e Ing. Sebastián Valdivieso.

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: 008 - marzo 2016 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812Contacto, ventas e información: [email protected]

Canadá, 4.4

México, 2.6

Estados Unidos, 13.9

Brasil, 3.0

Colombia, 1.0

Noruega, 1.9

Reino Unido, 1.0

Kazakhstan, 1.6

Rusia, 10.8

China, 4.4

Omán, 1.0

Otros, 17.5

Autor: Ernesto Grijalva H.

Precio del petróleo sin norte

CIFrAS

¿EL PRECIO DEL PETRÓLEO ES UN ENIGMA?Si. En la actualidad es difícil conocer e interpre-tar hacia dónde irá el precio del petróleo. Usual-mente las variables que intervenían en el valor de los crudos además de los desajustes entre la oferta y la demanda, era la capacidad de refi-nación instalada, especulaciones financieras y algunos problemas geopolíticos. Hoy, además tenemos una guerra por captar los mercados en la cual los países bajan su precio de venta hasta en $4 el barril para recuperar mercados perdi-dos y la sobreproducción en la OPEP (regreso a la producción de Argelia y Libia). A ello se suma el incremento de la producción de Rusia y la expansión del fracturamiento (Eagle Ford en Texas, Bakken en Dakota y la Cuenca Pérmica Oeste de Texas y Nuevo México) en los Estados Unidos. A este desequilibrio en los precios del petróleo han contribuido el decrecimiento de la demanda de China, Japón e India y la recesión en Europa. Todas estas particularidades difi-cultan predecir dónde se ubicarán los precios del petróleo. Lo que sí está claro es que de no haber cambios, el precio no se recuperará.

¿QUé PASA CON LA OFERTA y LA DEMANDA?La oferta de los países afiliados a la OPEP bor-dea los 32 millones de barriles, mientras que la producción de países no OPEP se encuentra en alrededor de los 63 millones de barriles por día.

Figura 2Fuente: Monthly Oil Market Report, OPEC

La oferta mundial alcanza los 94,94 millones de barriles de petróleo, por día. Mientras que la demanda mundial bordea los 92,9 millones de barriles de petróleo. Como resultado, existe una sobreoferta de más de 2 millones de barriles de petróleo por día.

Algeria, 1.11

Angola, 1.74

Ecuador, 0.55

Irán, 2.84

Iraq, 3.93

Kuwait, 2.73

Libia, 0.40

Nigeria , 1.85 Qatar, 0.67

Arabia Saudita, 10.11

Emiratos Árabes Unidos, 2.86 Venezuela,

2.37

Indonesia, 0.69


PRODUCCIÓN ESTIMADA PAÍSES NO OPEP: 63,1 MILLONES DE BARRILES

DE PETRÓLEO POR DÍA

Ernesto Grijalva H. Ingeniero de Petró-

leos por la Universi-dad Autónoma

de México

PRODUCCIÓN ESTIMADA PAÍSES OPEP: 31,84 MILLONES DE BARRILES

DE PETRÓLEO POR DÍA

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p G e p e T R ó l e O & G A s - M A R Z O 2 0 1 66

CIFrAS


México y Canadá, 4.7

Estados Unidos, 19.8

Europa, 13.6

Asia, 8.1

Países En Desarrollo, 24.0

América Latina, 6.6

Ex Unión Soviética, 4.6

Otros Europa, 0.7China, 10.8

DISTRIBUCIÓN DE LA DEMANDA MUNDIAL

Figura 4Fuente: EP Petroecuador, BP Statiscal Review of World Energy y EIA Energy Information Administration (EIA)

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CRUDO ORIENTE CRUDO NAPO WTI BRENT

¿CUáL ES LA CAPACIDAD DE REFINACIÓN EN EL MUNDO?En el mundo existen alrededor de 700 refi-nerías, de las cuales el 21,9% se ubican en los Estados Unidos, China y Japón. Desde el 2010 están en proceso de construcción apro-ximadamente unas 15 refinerías en su mayo-ría en Asia Pacífico y Medio Oriente, cuyos incrementos representan más del 30% del total de la capacidad global. Además de las ampliaciones (up grade) de las refinerías en

los Estados Unidos existe un exceso de capa-cidad para la demanda mundial de productos que sobrepasa el 15%.

¿HUBO SITUACIONES PARECIDAS EN EL PASADO, EN EL ECUADOR?Entre los años 1986 hasta el 2002 los precios del petróleo se mantuvieron parecidos a los actuales. Por eso es necesario y recomendable tomar algunas decisiones en el Ecuador y así suplir la falta de ingresos para el erario nacio-nal (figura 4).

¿QUé SE DEBE HACER PARA AUMENTAR LOS INGRESOS PETROLEROS EN EL ECUADOR?Lo aconsejable sería retirar el subsidio a los com-bustibles y fijar precios iguales a los de los países vecinos en los tres productos: gasolinas, diésel y GLP utilizando la misma fórmula que se aplicó para quitar los subsidios al combustible aéreo o industrial. Esto es ponderar los costos de lo impor-tado y lo producido, pero equiparar al precio de los vecinos si este cálculo es menor. Exceptuando el GLP para uso doméstico, que lo recomendable es subsidiarlo pero focalizado.

Sin duda, otro elemento que incrementará los ingresos petroleros es elevar la producción y bajar los costos de extracción manteniendo inversiones.

PRECIO DE PETRÓLEO DÓLARES POR BARRIL (1972 - 2015)

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p G e p e T R ó l e O & G A s - M A R Z O 2 0 1 6 7


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GEStOrES

La Sociedad de Ingenieros de Petróleos (SPE) fundada hace 59 años, confor-mada por más de 143 mil miembros localizados en 147 países, desarrolló más de 160 eventos entre conferen-

cias, exhibiciones, talleres y foros en 2015. Su trabajo se basa en la donación voluntaria de tiempo y talento de los miembros de la SPE, que se convierten en el recurso más importante para el éxito histórico y futuro de la sociedad. Sus miembros son profesionales (no necesariamente ingenieros de petróleos) cuyo trabajo tiene rela-ción con la industria de los hidrocarburos.

SPE Capítulo Ecuador tiene como princi-pal objetivo continuar con la exitosa labor que ha desempeñado y que tuvo como evento más destacado la organización por primera vez en Ecuador de “La Conferencia de Ingeniería del Pe-tróleo para Latinoamérica y del Caribe en el año 2015” (LACPEC).

La acción del nuevo comité, elegido para un período de dos años, se fundamenta en el aporte de un Comité Técnico de primer nivel conforma-do por la mayoría de las compañías operadoras y de servicios y un Comité de Honor que lo inte-gran autoridades del sector hidrocarburífero, los gerentes de compañías operadoras, de servicios y de consorcios, así como expertos de nuestra in-dustria. Además, la Sección SPE Ecuador cuenta con la activa participación y soporte de los capí-tulos estudiantiles de las facultades de Ingenie-ría de Petróleo de las universidades del país.

La razón de ser de la SPE o la actividad que jus-tifica su existencia más conocida como Misión, es la siguiente:

“Recolectar, difundir e intercambiar conocimien-to técnico concerniente a la exploración, desarrollo y producción de recursos de petróleo, gas y tecnologías relacionadas para beneficio de la comunidad. Ade-más de promover oportunidades a los profesionales del área para que mejoren sus competencias técnicas y profesionales”.

La proyección hacia el futuro de cómo SPE vi-sualiza su actividad a largo plazo, conocida como Visión se resume a continuación:

“Continuar siendo una organización de excelen-cia, que brinde a sus asociados la oportunidad de acceder a una educación continua de la más alta calidad, que redunde en beneficio de un crecimiento personal y profesional”.

La Visión descrita, es más que nunca opor-tuna considerando la realidad actual, donde el precio del petróleo está fuertemente domina-do por escenarios especulativos de corto plazo. Sabemos que la industria no puede influenciar estos precios, pero si puede desarrollar planes para adaptar sus actividades optimizando pro-ducción y controlando sus costos. La tecnología ha tenido como primer objetivo la optimización de producción, pero en escenarios como éste, su rol debe focalizarse más en la optimización de costos. El cambio de enfoque debe darse toman-do como ejemplo la industria de manufactura, donde el costo unitario generalmente se reduce con el incremento de producción.

Tomando en cuenta este desafío el SPE capí-tulo Ecuador propone un plan de trabajo (2016- 2017) basado en los siguientes puntos: • SPEEcuadorcoordinaráconcompañíasope-

radoras y de servicios de reuniones técnicas bimensuales a través de las cuales, se com-partan trabajos técnicos exitosos en optimi-zación de producción y costos aplicables a la realidad de la industria petrolera nacional.

• Programa de Distinguished Lecturer. Cada año, la SPE Internacional elige un grupo de 30 expertos mundiales para disertar y com-partir su conocimiento con los miembros de la SPE, visitando a las distintas secciones alrededor del mundo. Más de 450 presen-taciones son ofrecidas anualmente y cada sección recibe hasta tres charlas por año.

Autor: Ramón Correa

El intercambio de información técnica, el reto de la SPE Capítulo Ecuador

Ramón Correa. presidente de la

sección spe Capítulo ecuador

(2016 - 2017).


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GEStOrES

Para el período 2016 - 2017 SPE Ecuador ha seleccionado entre los temas técnicos pro-puestos, los más aplicables a la realidad de la industria local.

• LaplanificaciónyrealizaciónenelEcuadorde un segundo Workshop de Recuperación Mejorada en 2017 (EOR2017). Nuestro pri-mer evento en Manta tuvo una gran aco-gida en la industria y la idea es “patentar” la realización de este evento en el Ecuador cada dos años.

• Participación activa condosdelegados en elcomité de entrenamiento de la SPE interna-cional para América del Sur y el Caribe (SAC). Este comité tiene como objetivo principal la creación de un programa sostenible y conti-

nuo de entrenamiento práctico, focalizado en las necesidades de la región.

• Elfortalecimientodelapoyoaloscapítuloses-tudiantiles y la relación con las universidades.

Aprovecho la oportunidad para invitar a nues-tros colegas a actualizar sus membresías o a unirse a la SPE. El ser miembro activo nos da la ventaja de mantenernos informados de las últi-mas tecnologías, a través de la revista mensual JPT, el acceso a la librería de papers técnicos más importante de la industria One Petro y los des-cuentos para conferencias, eventos y entrena-miento dictados a nivel mundial. http://www.spe.org/join/

“La inversión en conocimiento siempre paga el me-jor interés” - Benjamin Franklin.

Bridging the Gap between Drilling and Completions: Challenges and Solutions in Horizontal Wells

Facilitador: Mary Van Domelen DeContinental ResourcesOrganiza: SPE Distiguished LecturerAuspicia: SertecpetLugar y fecha: Quito, 14 de marzo de 2016Información: [email protected]

Impacto inmediato en intervenciones de pozos: convertir los retos en oportunidades

Organiza: Círculo de Expertos AIHEAuspicia: HalliburtonLugar y fecha: Quito, 31 de marzo de 2016Información: [email protected]

El error humano y estrategias para evitar la violación de las normas y procedimientos en las empresas

Gerencia profesional de activos no productivos

Aplicación de un trazador quí-mico para validar un modelo de simulación numérico de yacimiento, un caso histórico.

Facilitador: Ronald ManosalvasOrganiza: Círculo de Expertos AIHEAuspicia: TecpetrolLugar y fecha: Quito, 28 de abril de 2016Información: [email protected]

Facilitador: Mauro HoyerOrganiza: Círculo de Expertos AIHEAuspicia: Vindustriales S.A.Lugar y fecha: Quito, 7 de abril de 2016Información: [email protected]

Facilitador: Andres Gaibor Organiza: Círculo de Expertos AIHEAuspicia: RepsolLugar y fecha: Quito, 26 de mayo de 2016Información: [email protected]

CAPACItACIón Y EvEntOS

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Autor: Javier Goyes, Petroamazonas EP

Análisis de la función del Área de Data Management en

la industria petrolera

GEStOrES

javier Goyes. Ingeniero Informático y Magíster en Gestión Informática

empresarial por la Universidad Central del ecuador. Cuenta

además con una especialidad en la

Industria de Oil&Gas por Aden Business

school. Con 10 años de experiencia en el

sector, ha desarrollado proyectos para

Administración de Datos e Información

de la Industria petrolera. Actualmente, desempeña el cargo de

Coordinador del Área de Gerenciamiento

de Datos en petroamazonas ep.

La aparición y creciente importancia del concepto de administración de los Datos, Información y Conoci-miento como un nuevo factor de pro-ducción y activo corporativo, hace

que el desarrollo de tecnologías, metodologías, mejores prácticas y estrategias para su adqui-sición, creación, procesamiento, medición, y difusión se convierta en una de las principales prioridades de las organizaciones petroleras en la sociedad del conocimiento actual.

PROBLEMáTICA ACTUAL El acceso rápido, ágil y fácil a la información representa un problema si no se dispone de estándares, mejores prácticas y procedimien-tos adecuados para el ingreso, procesamiento y generación del Dato, la Información y el Co-nocimiento, sistemas informáticos con bases de datos asociadas de forma centralizada, un seguimiento, aseguramiento y control de cali-dad adecuado y permanente de la información e indicadores de gestión, que permitan medir el nivel de madurez de la empresa en términos de administración de Datos.

Para la industria petrolera no es un secreto el costo millonario en dólares, que tiene una campaña de adquisición de información sís-

mica; tampoco lo cuantioso que es adquirir información del subsuelo en la perforación de un pozo (figura 1).

LA TEORÍAData Management es una disciplina, derivada en los últimos años de la función natural de TI (Tec-nologías de la Información) en las organizaciones.

Por lo anterior, surge en las últimas dos dé-cadas la disciplina de Data Management que se preocupa, principalmente, por la administra-ción de las diferentes manifestaciones de Da-tos, Información o Conocimiento. Es un hecho que estamos viviendo en la era de la informa-ción, donde las organizaciones deben tratar esta variable del negocio como elemento dife-renciador y sobre todo de variable clave para la supervivencia de los negocios.

“La función del Área de Data Manage-ment en una organización es convertir los Datos, la Información y el Conocimiento en activo organizacional y administrarlo como tal”. (figura 2)

CICLO VITAL DEL DATO, INFORMACIÓN y CONOCIMIENTOEn las organizaciones basadas en información como lo es una empresa petrolera, es impor-

Figura 1. Inversión sísmica y geológica en pozos exploratorios en

el Ecuador

Desde 2008, Petroamazonas EP invirtió aproximadamente $238’700.000,00 en exploración sísmica y geológica de nuevos pozos petroleros en la Amazonía y Litoral ecuatoriano.

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2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

INVERSIÓN SÍSMICA y GEOLÓGICA EN PETROAMAzONAS EP


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GEStOrES

tante entender el ciclo de vida de los datos y la información y cómo se interrelacionan con el negocio, la tecnología y con los expertos. En la figura 3 se observan algunos aspectos fundamentales:• Elnegocio realmenteno requiere la tec-

nología por tecnología. Requiere tener información y la tecnología se puede apo-yar en ese suministro. La verdadera razón de ser de la tecnolo-gía informática son los Datos, la Infor-mación y el Conocimiento.

• Elnegociosibienrequieredelosexpertos,lo que realmente usa y le interesa de ellos es la información y su conocimiento. Lue-go, lo que articula y cohesiona el negocio con los expertos es el conocimiento.

Bajo este esquema se evidencia el hecho que podemos tener mucha inversión en tecnolo-gía, pero baja calidad de información.

HABILIDADES PARA REALIzAR LA FUNCIÓN DE DATA MANAGEMENTLas habilidades del equipo de Data Manage-ment son integrales en su perfil. Deben te-ner claros los objetivos del negocio y los pro-cesos de la cadena de valor de la Industria del Petróleo y Gas. Solo así se podrán determinar las prioridades que tienen los diferentes ti-pos de datos y de información, que se gene-ran y se usan en la industria. Obviamente deberán existir especialistas en los principa-les procesos del negocio, pero como requisito básico deberán tener la integralidad mencio-nada (figura 4).

PROPUESTA DE UN MODELO EVOLUTIVO PARA LA ADMINISTRACIÓN DE DATOS, INFORMACIÓN y CONOCIMIENTO TéCNI-CO EN LA INDUSTRIA PETROLERALas empresas petroleras, por lo general, han realizado excelentes esfuerzos en la incorpo-ración de tecnología informática brindándo-les a los expertos de los diferentes procesos, software y hardware de alto valor, para el ma-nejo de los datos y la información. Sin embar-go, se adolece de prácticas y procedimientos que garanticen calidad en la información y tampoco se han realizado esfuerzos impor-tantes en materia de integración.

En este sentido se deben hacer esfuerzos adicionales para pasar a estadios de madura-ción en la gestión de la información y donde las empresas petroleras concentren sus esfuerzos

Figura 2. Vista 3D de un horizonte sísmico bajo el subsuelo

Figura 3. Ciclo Vital de la Data, Información y Conocimiento

CICLO VITAL DE LA DATA, INFORMACIÓN y CONOCIMIENTO

Negocio

Data, información y conocimiento

ExpertosTecnologíaInformática

Apoya la generación,organización y uso de

la información y conocimiento

Define el tipo de tecnología

requeridaData, información

y conocimiento son usados

Basados en información y conocimiento se toman decisiones Generan

información y conocimiento

Tecnología y expertos interactúan para generar y usar información


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GEStOrES

en los próximos años, a partir del uso de un mo-delo que le permita ir “evolucionando” en tér-minos de madurez en la administración de sus Datos, Información y Conocimiento (figura 5).

Si actualmente una empresa está situada en un estado de estructuración de la informa-ción, debe hacer esfuerzos importantes para pasar a su integración y los procesos a través de ella. Otro elemento importante en la evo-lución es la conciencia respecto de la impor-tancia de la información y la constitución del equipo de “Data Management”, que brindará la posibilidad de tener un ente director y guia-dor en la organización sobre la administración del Dato, Información y el Conocimiento.

ESTRUCTURA ORGANIzACIONALEn Petroamazonas EP el equipo de Data Ma-nagement o Gerenciamiento de Datos reporta sus actividades a la Gerencia Nacional de Ope-raciones. En la estructura organizacional que se muestra en la figura 6, se toma en cuenta los principales procesos de negocio de la cadena de valor de la Industria de Oil & Gas en lo que res-pecta al upstream y la división zonal de la com-pañía para actividades de soporte en el distrito amazónico y Litoral: Zonas Centro, Este y Oeste.

MEDICIÓN DE RESULTADOSUsando las mejores prácticas del PMI (Project Management Institute), el área de Data Mana-

Figura 4. Habilidades de la función de

Data Management

Figura 5. Modelo evolutivo para la gestión

de un Área de Data Management

FUNCIÓN DE DATA MANAGEMENT

• Entendimiento del negocio

• Entendimiento de los procesos del Negocio

• Claridad sobre ciclo de vida de información petrolera

• Conocimiento de tecnología informática

• Tecnología como apoyo al manejo de la información

• Compresión de las necesidades de los expertos, en materia de información

• Apoyo a expertos quienes generan y usan información

• Apoyo a quienes usan la tecnología informática

• Expertos en administrar información

• Asesores en calidad de información

• Asesores de la seguridad de la información

NEGOCIO ExPERTOS INFORMACIÓNTECNOLOGÍAINFORMáTICA

DATA MANAGEMENTHABILIDADES

NEGOCIO SOSTENIDO EN INFORMACIÓN• Información como activo corporativo• Información como ventaja competitiva

DECISIONES BASADAS EN INFORMACIÓN• Calidad de información para los procesos• Corporación bien informada

ANáLISIS DE LA INFORMACIÓN• Colección histórica de informes• Correlación de información• Proyecciones basadas en información

INTEGRACIÓN INFORMACIÓN - PROCESOS• Procesos integrados• Tecnología integrada

ESTRUCTURACIÓN INFORMACIÓN• Completitud • Estandarización • Calidad • Procedimientos

MODELO EVOLUTIVO GERENCIAMIENTO DEL DATO


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GEStOrES

gement realiza un proceso de mejora conti-nua en la generación del catálogo, selección, seguimiento, monitoreo y control de proyec-tos relacionados con la administración del dato y la información técnica de operaciones, con la finalidad de ejecutarlos con eficacia y eficiencia (figura 7).

Las actividades de soporte diario que nuestro personal de Quito y campo entrega al usuario de Operaciones, a la Gerencia Ge-neral, Entidades de Regulación y Control, Mi-

nisterio del ramo y en general cualquier per-sona natural o jurídica que requiera nuestro servicio, se basan en las mejores prácticas de ITIL (Infraestructura de Tecnologías de la In-formación) para que la atención y soporte al usuario sean entregados con la mayor genera-ción del valor y por ende alineado a la estrate-gia y valores corporativos.

Con la finalidad de realizar una medición y mejora continua de los objetivos del Área de Data Management, se incorporó en los últimos cuatro

Figura 6. Estructura organizacional del Área de Data Management

Figura 7. Métrica de eficacia & eficiencia e Indicador de gestión en el Área de Data Management, 2016

GERENTE NACIONAL DE OPERACIONES

Analista de Datos Perforación y

Producción Campo zona Norte


Producción Campo zona Centro


Producción Campo zona Oeste

Analista de Datos Geología y Geofísica

Analista de Datos Perforación

Analista de Datos Producción

Analista de Datos Reservorios

Administrador de Datos Reservorios

Administrador de Datos Geología y

Geofísica

Administrador de Datos Perforación

Administrador de Datos Producción

Coordinador de Gerenciamiento de

Datos

Asistente Administrativa de Archivo Técnico

Asistente de Archivo Técnico

Asistente Administrativa

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MéTRICA DE EFICACIA: áREAS DE DATA MANAGEMENT

MéTRICA DE EFICIENCIA: áREAS DE DATA MANAGEMENT

INDICADOR DE GESTIÓN POR áREAS EN DATA MANAGEMENT


F

GEStOrES

años un indicador que forma parte del Cuadro de Mando Integral (Balanced Score Card), de la Ge-rencia Nacional de Operaciones que de acuerdo al primer nivel del modelo evolutivo propuesto, tie-ne relación con la completitud del dato.

El indicador se denomina “Evolución de la Gestión del Dato en Operaciones” y relaciona porcentualmente la cantidad de variables de los procesos de la cadena de valor del upstream, necesarias para la operación con el número de estas variables almacenadas en la base de datos corporativa de Petroamazonas EP (figura 8).

CONCLUSIONES•Mantenerunbalanceentrelainversiónen tecnología y la calidad de Información.

• El portafolio de proyectos del Área deData Management debe estar alineado a la estrategia corporativa: a su visión, mi-sión, objetivos y valores.

• Los integrantes del equipo Data Manage-ment deberán tener claros los procesos en el negocio, sólo así se podrán determinar las prioridades que tienen los diferentes tipos de datos e información que se generan y se usan en la industria petrolera.

•ElÁreadeDataManagementpara cumplircon sus objetivos debe apoyarse en las me-jores prácticas y estándares de la industria como: ITIL, COBIT, PMI, Frameworks de desarrollo como: SCRUM, MSF, Modelos de Datos PPDM, POSC, Metodología FEL, etc.

Figura 8. Balanced Score Card - Evolución de la gestión del dato

en operaciones

MEDICIÓN DE RESULTADOS


rEPOrtES

torres perforando en el EcuadorMarzo 1, 2016

OPErADOr POZO COntrAtIStA tALADrO tIPO DE EQUIPO COMEntArIOS

ANDES PETROLEUM JOHANNA ESTE 8 CCDC CCDC25 2000 HP DRILLING

PETROAMAzONAS EP TIPUTINI C002 (BLOCK 43) SINOPEC 248 2000 HP MOBILIzING RIG TO

LOCATION

PETROAMAzONAS EP1 SHUSSHUFINDI 180 HILONG 15 2000 HP COMPLETION & TESTING

EP PETROAMAzONAS EP2 CONONACO 64D SINOPEC 119 2000 HP MOBILIzING FORM AUCA 151

PETROAMAzONAS EP2 AUCA SUR 025D SINOPEC 191 2000 HP DRILLING 12 1/4" HOLE

GENTE OIL SINGUE A 11 WIW TUSCANy DRILLING 102 LOADCRAFT 1000 HP COMPLETION

ORION ENERGy MIRA 02 TUSCANy DRILLING 117 HELI RIG 200O HP DRILLING 16" HOLE

OPERACIONES RIO NAPO (ORN) SACHA 461D CCDC 28 200O HP COMPLETION & TESTING

1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros)2.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP

torres de perforación disponibles en el EcuadorCOntrAtIStA no. rIG tIPO DE EQUIPO COMEntArIOS

CCDC CCDC036 BAOJI 2000 HP yNOA 025

CCDC CCDC037 zJ70DB (2000 HP) TAPIR NORTE

CCDC CCDC038 CHINA MODEL JC50-D (2000 HP) LAGO AGRIO BASE

CCDC CCDC039 1600 HP DEMOB. FROM SANSAHUARI 24.TO CCDC LAGO AGRIO BASE

CCDC CCDC066 2000 HP DEMOB. FROMAUCA M146. TO CCDC COCA BASE

CCDC CCDC068 2000 HP ACAL 140. RIG MAINTENANCE

CCDC CCDC069 2000 HP COCA. RIG MAINTENANCE

HELMERICH & PAyNE 117 MID CONTINENTAL U1220EB COCA BASE

HELMERICH & PAyNE 121 IDECO E1700 COCA BASE

HELMERICH & PAyNE 132 OILWELL 840 COCA BASE

HELMERICH & PAyNE 138 MID CONTINENT 1220 COCA BASE

HELMERICH & PAyNE 176 2000 HP / LEE C. MOORE COCA BASE

HELMERICH & PAyNE 190 2000 HP COCA BASE

HILONG 16 zJ70DB VFD 2000 HP COCA BASE

HILONG 7 zJ70D 2000 HP ANDES PAD

HILONG 17 2000 HP PAyAMINO G PAD

NABORS DRILLING SERVICES 609 2000 HP SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES 794 PyRAMID 2000HP PALO AzUL B PAD

PDVSA PDV-79 zJ70DB 2000 HP DEMOB. FROM RIO NAPO & PREPARRING TO MOBILIzE TO VENEzUELA

PETREx 3 2000 HP COCA BASE

PETREx 20 HELI NATIONAL 1320 UE 2000 HP AGIP CPF STDBy

PETREx 5824 NATIONAL 1320 (HELI RIG) COCA BASE

PETREx 5899 2000 HP EL PROyECTO BASE (SHUSHUFINDI)

SINOPEC 127 2000 HP COCA BASE


SINOPEC 129 70B OSO A PAD

SINOPEC 156 zJ70/4500D 2000 HP LAGO AGRIO

SINOPEC 168 zJ70DB (2000 HP) SUSPENDED OPERATIONS (KAMANA)

SINOPEC 169 zJ70DB (2000 HP) JIVINO

SINOPEC 183 2000 HP SUSPENDED OPERATIONS (PAÑATURI)

SINOPEC 185 2000 HP CEIBO 1

SINOPEC 188 3H-1500 COCA BASE

SINOPEC 219 zJ70DB (2000 HP) COCA BASE


TRIBOILGAS 202 SERVICE KING 1000 HP COCA BASE

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report, February 1, 2016

i


rEPOrtESi

1.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros)2.- Para proveer servicios en esta área, Consorcio Pardalis firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros)3.- Para proveer servicios en esta área, SHAYA ECUADOR S.A. firmó un contrato con Petroamazonas EP

torres de reacondicionamiento disponibles en el Ecuador

torres reacondicionando en el EcuadorOPErADOr POZO COntrAtIStA no. rIG tIPO DE EQUIPO COMEntArIOS

ENAP SIPEC MDC 18 TUSCANy DRILLING 105 650 HP STDBy WITH CREW

PETROAMAzONAS EP SHUSHUFINDI H202 DyGOIL 30 CAMERON 600 W.O.

PETROAMAzONAS EP PALO AzUL B015 GEOPETSA 4 UPET 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP SHIRA A001 HILONG HL-18 DFxK JC11/21 650HP W.O.

PETROAMAzONAS EP yANAQUINCHA ESTE A018 HILONG HL-28 DFxK JC11/21 650HP W.O.

PETROAMAzONAS EP COCA A057H PETROTECH 4 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP SHUSHUFINDI 187D SAxON ENERGy SERVICES 32 WILSON MOGUL 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP ATACAPI F028 TRIBOILGAS 6 COOPER 550 W.O.

PETROAMAzONAS EP DRAGO NORTE C023 TRIBOILGAS 101 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP LAGO AGRIO 46 TRIBOILGAS 102 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP ATACAPI C030 TRIBOILGAS 104 LOADCRAFT 550 W.O.

PETROAMAzONAS EP VHR 023 TRIBOILGAS 107 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP PAÑACOCHA B005 TRIBOILGAS 201 DRILLING SERVICE KING 1000HP W.O.

PETROAMAzONAS EP1 SHUSHUFINDI 151D CONSORCIO SHUSHUFINDI (OPERADO POR DyGOIL) SSFD01 KING SERVICES 750HP W.O.

PETROAMAzONAS EP1 SHUSHUFINDI 113D SAxON ENERGy SERVICES 56 WILSON MOGUL 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP2 ATACAPI G017 CCDC 42 CHINA MODEL xJ550, 650 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP2 ATACAPI 30 TUSCANy DRILLING 104 CARE 550 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP3 AUCA 122 SAxON ENERGy SERVICES 34 WILSON 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP3 AUCA 117 SAxON ENERGy SERVICES 47 WILSON 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP3 CHONTA SUR 3 SAxON ENERGy SERVICES 53 WILSON MOGUL 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP3 AUCA 161D SAxON ENERGy SERVICES 55 WILSON MOGUL 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP3 ANURA 1 TUSCANy DRILLING 111 665 HP W.O.

PETROAMAzONAS EP3 AUCA J110 SINOPEC 907 xJ 550 W.O.

PETROAMAzONAS EP3 CULEBRA 09 GEOPETSA 5 LTO-550-VIN-26606 W.O.

PETROAMAzONAS EP3 AUCA 65 GEOPETSA 6 zPEC 650 W.O.

ORION ENERGy ENO 5 NABORS DRILLING SERVICES 819 CABOT 600 W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 184 DyGOIL 20 FRANKS 600 W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 32 TRIBOILGAS 106 SERVICES KING 550 HP W.O.

RIO NAPO C.E.M. SACHA 305D CCDC 51 650 HP W.O.

REPSOL DAIMI 10 SINOPEC 908 650 HP W.O.

COntrAtIStA no. rIG tIPO DE EQUIPO COMEntArIOS

AGIP OIL ECUADOR AOE 1 OIME 750SL STBy. VILLANO "B"

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

CCDC 40 CHINA MODEL xJ550, 650 HP KUPI E PAD (MAINTENANCE)

CCDC 41 CHINA MODEL xJ550, 650 HP LAGO AGRIO BASE (MAINTENANCE)

CCDC 52 650 HP COCA BASE (MAINTENANCE)

ESPINEL & ASOCIADOS EA 12 xJ 650 COCA BASE


rEPOrtES

torres de perforación en el mundoAÑOS AMéRICA

LATINA EUROPA áFRICA ORIENTE MEDIO

ASIA PACÍFICO

TOTAL INTERNACIONAL CANADá ESTADOS

UNIDOSTOTAL

MUNDIAL

Ene-Feb 2016 240 108 91 406 188 1032 202 593 1826

2015 319 117 106 406 220 1167 193 977 2337

2014 397 145 134 406 254 1337 380 1862 3578

2013 419 135 125 372 246 1296 355 1761 3412

2012 423 119 96 356 241 1234 365 1919 3518

2011 424 118 78 291 256 1167 423 1875 3465

2010 383 94 83 265 269 1094 351 1541 2985

2009 356 84 62 252 243 997 221 1086 2304

2008 384 98 65 280 252 1079 379 1878 3336

2007 355 78 66 265 241 1005 344 1767 3116

2006 324 77 58 238 228 925 470 1648 3043

2005 316 70 50 248 225 908 458 1380 2746

2004 290 70 48 230 197 836 369 1190 2395

2003 244 83 54 211 177 771 372 1032 2174

2002 214 88 58 201 171 732 266 831 1829

2001 262 95 53 179 157 745 342 1155 2242

2000 227 83 46 156 140 652 344 916 1913

1999 187 81 42 140 139 588 246 622 1457

1998 243 99 74 166 173 755 260 829 1843

1997 277 113 80 159 180 809 375 944 2128

1996 282 120 79 136 176 793 271 777 1841

COntrAtIStA no. rIG tIPO DE EQUIPO COMEntArIOS

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

GEOPETSA 1 COOPER LTO 550 COCA BASE

GEOPETSA 2 WILSON 42B 500 COCA BASE

GEOPETSA 3 WILSON 42B 500 COCA BASE

HILONG 3 xJ 650 DORINE 5 PAD

HILONG 18 DFxK JC11/21 650HP COCA BASE

NABORS DRILLING SERVICES 814 IRI 1287W / FRANKS 500 SHUSHUFINDI BASE

NABORS DRILLING SERVICES 815 IRI 2042 / FRANKS 600 SHUSHUFINDI BASE

SAxON ENERGy SERVICES 7 COOPER 550 SHUSHUFINDI BASE

SINOPEC 903 CHINA MODEL xJ650 HP LAGO AGRIO

SINOPEC 904 750 HP LAGO AGRIO

SINOPEC 905 750 HP EDyT 158H SUSPENDED OPERATIONS (KAMANA)

SINOPEC 932 xJ650 ITAyA B008 SUSPENDED OPERATIONS (PAÑATURI)

TRIBOILGAS 5 LTO-550-VIN-26606 COCA BASE

TRIBOILGAS 7 WILSON 42 B COCA BASE

TRIBOILGAS 8 COOPER 550DD COCA BASE

TRIBOILGAS 103 550 HP COCA BASE CAMP

TRIBOILGAS 203 SERVICE KING 1000 HP TAMBILLO (QUITO)



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

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count January 2016.Adaptación: AIHE

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report, February 1, 2016.

i


rEPOrtESi

referencia historica de nivel de torres perforando en el Ecuador

nivel de actividad referencial de torres perforando en el Ecuador (2012-2016)

AÑO MES tOrrES DE PErFOrACIón tOrrES DE rEACOnDICIOnAMIEntO

2016

mar-16 8 30

feb-16 6 26

ene-16 5 18

2015

dic-15 5 25

nov-15 9 29

oct-15 19 30

sept-15 23 32

ago-15 22 35

jul-15 23 31

jun-15 25 31

may-15 25 32

abr-15 26 36

mar-15 30 35

feb-15 29 36

ene-15 25 38

2014

dic-14 26 41

nov-14 36 39

oct-14 38 42

sept-14 39 42

ago-14 41 41

jul-14 40 44

jun-14 40 46

may-14 38 44

abr-14 37 45

mar-14 38 40

feb-14 38 42

ene-14 39 37

* Toma como referencia el “Rig report” elaborado mensualmente por J. Rosas Fuente: Jorge Rosas, Rig Report March 1, 2016

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

TORRES DE PERFORACIÓN

TORRES DE REACONDICIONAMIENTO

ene

-12

mar

-12

may

-12

jul -

12

sep

-12

may

-13

jul -

13

sep

-13

nov

-12

nov

-13

nov

-14

nov

-15

ene

-13

mar

-13

may

-14

jul -

14

sep

-14

ene

-14

mar

-14

may

-15

jul -

15

sep

-15

ene

-15

mar

-15

ene

-16

mar

-16

EStADÍStICAS


i

PrODUCCIón nACIOnAL DE PEtróLEO POr EMPrESA (PrOMEDIO DIArIO)

PrECIOS DE PEtróLEO OrIEntE, nAPO, WtI Y BrEnt (1972-2015)

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

CRUDO ORIENTE CRUDO NAPO WTI (WEST TExAS INTERMEDIATE) BRENT

1 200 000

1 000 000

800 000

600 000

400 000

200 000

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

feb-

15

feb-

14

abr-1

4

abr-1

5

jun-

14

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

ene-

16

feb-

16

dic-

15

TOTAL NACIONAL

SUBTOTAL CÍAS PRIVADAS

SUBTOTAL CÍAS ESTATALES

Fuente: EP Petroecuador, BP Statistical Review of World Energy y EIA Energy Information Administration

Fuente: ARCH


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

-15

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

nov-

15

ene-

15

ene-

16

feb-

15

feb-

16

abr-1

5

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

dic-

15

sep-

15oc

t-15

mar

-15

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

nov-

15

ene-

15

ene-

16

feb-

15

feb-

16

abr-1

5

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

dic-

15

sep-

15oc

t-15

mar

-15

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

nov-

15

ene-

15

ene-

16

feb-

15

feb-

16

abr-1

5

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

dic-

15

sep-

15oc

t-15

mar

-15

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

nov-

15

ene-

15

ene-

16

feb-

15

feb-

16

abr-1

5

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

dic-

15

sep-

15oc

t-15

mar

-15

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

nov-

15

ene-

15

ene-

16

feb-

15

feb-

16

abr-1

5

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

dic-

15

sep-

15oc

t-15

mar

-15

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

nov-

15

ene-

15

ene-

16

feb-

15

feb-

16

abr-1

5

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

dic-

15

sep-

15oc

t-15

mar

-15

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

nov-

15

ene-

15

ene-

16

feb-

15

feb-

16

abr-1

5

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

dic-

15

sep-

15oc

t-15

mar

-15

may

-15

jul-1

4

jul-1

5

sep-

14

nov-

14

nov-

15

ene-

15

ene-

16

feb-

15

feb-

16

abr-1

5

jun-

15

ago-

14

ago-

15

oct-1

4

dic-

14

dic-

15

PETROAMAZONAS EP CAMPO 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

EStADÍStICASi

Fuente: ARCH

EStADÍStICASi

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

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

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PETRObELL TECPECuADOR

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Fuente: ARCH

ÁrEA téCnICA


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Modelo estratigráfico de la arenisca U

en el campo SachaAutor: Pierre Kummert

La arenisca U corresponde a un me-dio ciclo regresivo entre los pisos Cenomaniano y Turoniano, entre los máximos transgresivos de las calizas B y A. Ese ciclo se puede subdividir en otros menores,

usando registros eléctricos de pozos (los da-tos sísmicos no tienen suficiente resolución).

LÍMITES DE CICLOS MENORES

El límite superior del intervalo U fue puesto en la base de la lutita transgresiva, que sucede al nivel U superior (la base de la caliza A resultó no ser una línea de tiempo, sino un contacto diagenético). Entre el tope de la caliza B y la base de la arena U hay una secuencia de mar-gas, que se vuelve más arcillosa hacia arriba y termina en una lutita orgánica. Esa secuencia tiene un espesor casi constante en el campo y su tope puede usarse como base del intervalo U.

Entre esos límites se desarrolló un modelo estratigráfico secuencial. Se nota en la figura precedente que el intervalo U no mantiene un espesor constante, eso será interpretado como el resultado de una reactivación tectónica local que coincide con la base del intervalo y se anali-zará su efecto sobre la distribución de las arenas.

ESTRATIGRAFÍA SECUENCIALLa estratigrafía secuencial se desarrolló desde la década de 1930 en los Estados Unidos con el estudio de los ciclotemas de carbón, secuencias sedimentarias cíclicas de plataformas estables controladas por variaciones eustáticas del nivel del mar. Las causas de esas variaciones eran poco entendidas en esa época, ahora se sabe que son controladas por factores tectónicos que cambian el volumen global de los océanos (esencialmente las variaciones en la tasa de ex-pansión de las dorsales medio-oceánicas) y por factores climáticos que controlan el volumen total de agua disponible (glaciaciones y evapo-ración de mares cerrados). En los años 1970 la sísmica estratigráfica permitió observaciones a gran escala, que dieron lugar a la nueva nomen-clatura muy detallada que se usa en los mode-los actuales.

SECUENCIAS-TIPO y MODELOS DE FACIESEn los métodos clásicos, se define una secuen-cia-tipo que contiene todas las facies del mode-lo, ubicadas por orden de profundidad bajo el nivel del agua (a cada facies se le da un número de orden en esa secuencia). Todas esas facies no se encuentran necesariamente en cada corte o pozo de la región estudiada. En sedimentología, se elaboran modelos de facies correspondientes a secuencias típicas de cada ambiente (canales, barras y lagunas, caracterizadas por granulo-metrías crecientes o decrecientes). En un siste-ma deposicional se pueden encontrar varios de esos modelos en diferentes sitios y en registros eléctricos, son los que permiten identificar las facies. Para construir una secuencia-tipo se tie-ne que usar dos o más de esos modelos y dar a las facies números de orden, que pueden ser iguales o alternados para poner cada uno en la misma escala de profundidad y completando la serie con algunas facies más profundas o super-

Figura 1. Muestra la secuencia estratigráfica global entre las calizas B y A, cuyos topes son considerados como líneas de tiempo, en un corte Oeste - Este

CALIZA A

OESTE360

OESTE470

LUTITA Sup

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U InferiorLutita Basal

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Caliza B.

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ficiales. La figura 2 muestra los dos modelos y la secuencia compuesta, utilizada para la arena U de Sacha.

Las facies encontradas en un pozo se inter-pretan como partes de esa secuencia-tipo y los números asociados a ellas componen una cur-va, que representa la historia de transgresión y regresión del intervalo interpretado. Esa curva es muy irregular y requiere de un procesamien-to para suavizarla.

PROCESAMIENTO DE LAS CURVAS Para extraer ciclos de una secuencia de núme-ros de facies, se desarrolla la curva en serie de Fourier. En el caso de la arena U que representa la mitad regresiva de un ciclo completo, la es-cala de la secuencia-tipo ha sido invertida (se representa elevaciones sobre el nivel de lutita marina en vez de profundidades). El medio ci-clo por debajo de ese nivel no es parte de los da-tos estudiados, se completa ese medio-ciclo por simetría (con valores negativos) para calcular los coeficientes sobre el ciclo completo. Los va-lores del desarrollo en serie sobre ese medio-ci-

clo complementario ficticio son descartados (son necesarios para el cálculo, pero no corres-ponden a datos reales). Se limita el desarrollo a un número de términos adecuado, escogiendo la cantidad de varianza residual que se quiere eliminar. Ese procedimiento elimina el ruido, correspondiente a eventos aleatorios aislados que siempre están presentes en una secuencia sedimentaria y que por ser aleatorios tienen una fuerte contribución de altas frecuencias, mientras el efecto de los ciclos eustáticos de baja frecuencia es conservado. Para que pozos con componentes de facies muy distintos den curvas procesadas similares, el desarrollo en serie es precedido por un tratamiento previo que reemplaza los valores absolutos por valores relativos (se representa la relación de orden en-tre valores en lugar de los valores mismos). La figura 3 representa la interpretación de cuatro pozos, que se intenta correlacionar. Se repre-sentan curvas con distintos números de térmi-nos en el desarrollo de Fourier, los valores altos representan regresión (si se quiere la represen-tación clásica hay que invertir esa escala), a la izquierda se representa la litología y esa misma litología, interpretada como facies que sirvió de base para los cálculos.

Figura 3. Se representan curvas con distintos números de términos en el desarrollo de Fourier

Figura 2. Modelos. Secuencia-tipo compuesta

MUDFLAT

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BARRA

LAGUNA

185 132 100 195d

LU Lutita marina 17HG Hard ground 16LO Lutita orgánica (black shale) 15LA Limolita arcillosa 14CS Caliza siderítica o piritosa 13AL Arenisca arcillosa (base de canal) 12CA Caliza o limolita cementada 11AG Arenisca gruesa de canal 10LC Limolita calcárea (bioturbada) 9AF Arenisca fina (tope de canal) 8AC Arenisca calcárea (barra) 7LI Limolita flaser o laminada 6AB Arenisca gruesa de barra 5AS Arenisca fina (duna o playa) 4LS Limolita caolínica (paleosuelo) 3UC Arcilla caolínica (underclay) 2CB Carbón 1

En la figura 3, la línea de correlación en la base de los pozos (azul) puede considerarse como una BSFR, la siguiente (verde) una MRS, la siguiente (roja) una MFS, el tramo que sigue es un HST. Esos intervalos corresponden al ni-vel de la arena U inferior, después se da una nueva subida del nivel del mar (transgresión) seguida de una muy leve regresión (en Sacha ese nivel se llama U superior) y la serie ter-mina con una nueva transgresión mucho más rápida. El medio ciclo de la arena U contiene pequeños ciclos secundarios, que se combinan con el ciclo principal.

A partir del tope del intervalo inferior (FSS-T+LST), el espesor de las capas se mantiene constante, el intervalo inferior tiene un espesor muy variable (entre 0 y 60 pies) y no se pueden explicar esas fuertes variaciones como produc-to de erosiones sub-aéreas, sólo un mecanismo tectónico sin-sedimentario puede explicarlas. La figura 5 muestra su efecto y cómo opera.


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Los puntos de inflexión de las curvas corres-ponden a las máximas aceleraciones en las su-bidas y bajadas del nivel del mar y constituyen los límites entre ciclos menores, son puntos de referencia para las correlaciones entre pozos.

La interpretación de la litología, como facie se basa en el reconocimiento de los modelos de ba-rra y canal en las arenas. Se observa apilamien-tos de esos modelos en los pozos que contienen abundantes arenas (el registro de GR muestra tramos de secuencias grano-crecientes y grano decrecientes) y las litologías finas se interpretan por su posición, con respecto a esos cuerpos de arena. En los pozos que atraviesan sobre todo li-tologías finas (no reservorio), esa interpretación se vuelve difícil porque los registros de pozos no están diseñados para interpretar ese tipo de li-tologías y es necesario correlacionarlos con sus vecinos para interpretarlos.

TRAMOS DE CICLOS (SySTEM TRACTS)La interpretación moderna de la estratigrafía secuencial divide los ciclos en tramos (system tracts) separados por superficies de tiempo, que se identifican como líneas en los cortes. Esa subdivisión ayuda mucho a correlacionar correctamente los pozos en un corte.

En la figura 4 se representa la relación entre la variación del nivel de base (nivel del mar) y la curva de transgresión y regresión, la defini-ción de los tramos del ciclo (FSST = Falling sta-ge system tract, LST = Lowstand system tract, TST = Transgressive system tract, HST = Hi-ghstand system tract), y de las superficies que los separan (BSFR = Superficie basal de regre-sión forzada, C.C. = Conformidad correlativa, MRS = superficie de máxima regresión, MFS = superficie de máxima inundación) en ambiente marino somero.

Figura 5. Mapa de espesor de columna mecanismo pull-apart

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189

HSTBSFR

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C.C.

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NIVEL DE BASE

TRANSGRESIÓNREGRESIÓN

Figura 4. Relación entre la variación del nivel de base y la curva de transgresión y regresión


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La secuencia regresiva de margas y lutitas previa a la base de la arena U, muestra una gran regularidad en todo el campo Sacha, lo que indica que el fondo del mar era una super-ficie plana. Si el nivel del mar bajara lo sufi-cientemente lento, se debería observar una se-cuencia progradante que empieza con barras arenosas (grano-crecientes) como se observa más al este en Shushufindi.

Ahí la secuencia de la arena U empieza unos 20 pies más abajo estratigraficamente y continúa con depósitos fluviátiles. Si la bajada de nivel es mayor, esa secuencia se deposita por encima del nivel de base de las olas y es removida y transportada más allá por esas, la secuencia LST puede ser ausente (by-pass).

En Sacha se observan secuencias apiladas de canales en depresiones alineadas a lo largo de líneas rectas SE-NW y SW-NE y una casi au-sencia de sedimentación fuera de esas depre-siones. Estas son producto de una reactivación de fallas laterales SE-NW, como se indica en la figura 4, combinadas con la de fallas normales de dirección SW-NE que corresponden a la tec-tónica extensiva de la época jurásica (mecanis-mo pull-apart), ese modelo es simplificado por-que cerca de la superficie esas fallas se pueden subdividir en varias fallas más pequeñas (flor negativa). Los sedimentos erosionados por las olas fueron redepositados en esas depresiones y redistribuidos por corrientes de mareas que removieron los finos, formando depósitos are-nosos grano-decrecientes de canales.

Esas arenas forman los reservorios de excelente calidad de la base de la arena U en Sacha, pero los cuerpos de arena están poco comunicados entre ellos, muchas veces sólo por las capas superiores de arena de menor ca-lidad de los tramos superiores transgresivos y de alto nivel.

Además, las fallas laterales que dieron ori-gen a esos depósitos se reactivaron varias ve-ces durante la formación de la estructura del campo, reduciendo todavía más la continui-dad de los reservorios. La correlación entre las arenas del tramo LST entre depresiones, que no están intercomunicadas es difícil porque los movimientos de las distintas fallas que las generaron no estaban sincronizados.

A veces alguna de esas depresiones queda-ba aislada de los aportes detríticos y se deposi-taba una capa de caliza en vez de arena (eso se observa sobre todo en la base de la secuencia).

LOS TRAMOS SUPERIORES (TST, HST y NIVEL U SUPERIOR)En esos tramos se conserva el espesor de las capas y se las puede subdividir en estratos ho-rizontales. Cada estrato corresponde a un nivel de tiempo. Se mapea la distribución de las fa-cies en cada estrato utilizando la ley de Walther, que estipula que las facies se suceden lateral-mente en el mismo orden que verticalmente en una columna litológica (un pozo).

Figura 6. Estratos horizontales

TST

HST

U SUPERIOR


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Se han representado en la figura 6 un es-trato de 6 pies de cada uno de los tramos su-periores (los colores son aproximadamente los de la secuencia-tipo). En el tramo transgresivo, se ven canales arenosos muy anchos que for-man una capa casi continua, con unas pocas manchas aisladas de limos y calizas. Una parte importante de esas arenas son de baja calidad (finas, laminadas o arcillosas).

En el tramo de alto nivel se nota unas ba-hías de arena limpia y unos canales estrechos, dentro de una planicie de limos, calizas, arci-llas de inundación y hasta carbón. Hay bastan-tes variaciones entre estratos sucesivos y los superiores contienen menos arenas.

En el nivel U superior se da una secuencia de plataforma marina con lodos limosos y cal-cáreos, lutitas y muy pequeñas barras de arena fina glauconítica, aisladas y que no tienen cali-dad de reservorio.

CONCLUSIONES La arena U es un excelente reservorio en Sacha, sobre todo en su tramo inferior, por la poca continuidad lateral de los cuerpos, se trata tí-picamente de trampas estratigráficas. Sólo se conoce un contacto agua-petróleo en la parte Norte del campo, el mismo del pozo Condo-razo 1, en el centro se encuentra petróleo 50 pies más abajo y en el sur 100 pies más abajo. El desarrollo del campo hacia el flanco de la es-

tructura por Río Napo C.E.M. ha dado buenos resultados y puede extenderse más.

Para simular ese yacimiento se sugiere uti-lizar una malla compuesta que corresponde a la estratigrafía del reservorio, con celdas de igual espesor en los niveles superiores (el espesor de las capas se conserva) y con celdas de espesor variable en el nivel inferior, como se indica en la figura 7.

Así se evitará que al poblar la malla con datos petrofísicos se interpole entre capas distintas, que no están intercomunicadas y se conseguirá un modelo estático ajustado a interpretación estratigráfica de los cuerpos de arena.

ReFeReNCIAs

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HST

TST

LST

Figura 7. Malla, que muestra la estratigrafía del reservorio

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Autores: Jorge Roldán y Nelson xavier Ramírez, Halliburton Juan Minchala, Petroamazonas EP

nueva tecnología en perfilaje para zonas de bajo potencial, aplicado en arenisca M2; Campo Edén Yuturi

El Campo Edén Yuturi se encuentra ubicado en la región oriental ecua-toriana. Inició su producción el 22 de octubre del 2002 con los pozos: EDYC-005 del Reservorio T con 2

800 bppd; el pozo EDYC-006 del Reservorio U Inferior, con 4 800 bppd y el pozo EDYC-008 del Reservorio U Superior, con 4 400 bppd .

Los reservorios Arenisca U Superior, U In-ferior y en menor cantidad M-1 y T Principal, han sido los que mayor contribución han apor-tado a la producción del campo. Sin embargo, desde mediados del 2006, la producción de es-tos reservorios han venido reduciéndose con el tiempo, por lo cual el grupo de Geociencias de Petroamazonas EP vio la necesidad de realizar más estudios en reservorios “marginados” tal como la Arenisca M2.

En el sur del Campo Edén Yuturi se tomó un núcleo de corona en el pozo EDYG-170, con el objetivo de evaluar a más detalle las carac-terísticas del reservorio M2. Esto permitió discriminar cuerpos de areniscas con buena sa-turación de hidrocarburo que los registros con-vencionales no veían, permitiendo continuar con la campaña de perforación al sur del cam-po, donde se perforó el pozo EDYD-176 cuyo objetivo primario era la arenisca M2.

En este pozo se decidió bajar herramientas de registros especiales. Además de los conven-cionales, se corrió un registro mineralógico (GEM), presiones de formación (RDT) y un re-gistro de resistividad triaxial (Xaminer).

UNA MIRADA DIFERENTE DEL RESERVORIOEsta publicación documenta la experiencia obtenida con las herramientas: mineralógica (GEM) y resistividad triaxial (Xaminer) de Ha-

lliburton, en el pozo EDYD-176, para develar rasgos texturales de la roca en el reservorio M2, que presenta una marcada heterogeneidad que enmascara la respuesta de las curvas resistivas y nucleares, mediante métodos de perfilaje con-vencionales. Esto hace que zonas con presencia de hidrocarburo puedan ser mal interpretadas con presencia de agua y por tanto by-paseadas a la hora de seleccionar la zona de producción.

Las diferentes unidades de roca ,que for-man un reservorio, son consecuencia de su fuente de origen y de particulares condiciones de depósito. Los que determinaron su litología, textura, estructuras sedimentarias y paleonto-logía, formando diferentes facies sedimenta-rias que varían en su génesis y coexisten en di-ferentes proporciones en un mismo reservorio.

El reservorio M2 de Edén Yuturi es un re-servorio, cuyo ambiente de formación (transi-ción entre el shoreface y offshore de playa) pro-dujo una gran heterogeneidad en el depósito de sus facies sedimentarias, con diferentes propie-dades petrofísicas, que afectan las lecturas de las herramientas de registros eléctricos. De esa forma proporcionan lecturas que están afecta-das debido a la influencia de elementos conduc-tores, diferencia de densidad de matriz y tiem-po de decaimiento transversal de los diferentes agregados minerales presentes en la roca (ver figura 1). Esto hace que la interpretación petro-física convencional esté afectada y proporcione datos erróneos que pueden contribuir a bypa-sear zonas con potencial hidrocarburífero. En-tre los parámetros petrofísicos, afectados por la mineralogía del reservorio se destacan dos:

LA RESISTIVIDADLa respuesta de las herramientas de resistivi-dad es un promedio ponderado de varias lectu-

jorge Roldán. Ingeniero Geólogo de la Universidad Central del ecuador. Con 16 años de experiencia en la industria del petróleo, de ellos 10 años los ha desempeñado en el área de petrofísica. en la actualidad se desempeña como Consultor en Halliburton ecuador.


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ras registradas, durante el viaje de la sonda a través de la zona de interés. Los valores de resistividad son lecturas de corriente que viajan de manera paralela a los estratos de los reservorios, que pueden estar afectadas por la presencia de minerales conduc-tivos como glauconitas, pirita y láminas arcillo-sas con valores resistivos bajos.

Una vez que entren en los ponderados, afec-tan la respuesta o resistividad real de la arenis-ca con hidrocarburo y su impacto directo sobre la saturación de los fluidos presentes en el me-dio poroso.

Con el objeto de determinar la resistividad verdadera del reservorio libre del efecto de con-ductividad de minerales accesorios, Hallibur-ton desarrolló la herramienta de resistividad triaxial Xaminer (figura 2), que emite corrien-tes en los tres planos X, Y y Z, que luego de su procesamiento permite obtener la resistividad verdadera de los intervalos de arenisca con hi-drocarburo libre del efecto mineralógico.

LA DENSIDAD DE MATRIzLa densidad de matriz es una variable que interviene en el cálculo de la porosidad, que frecuentemente se asume un valor de 2.65 gr/cc para cuarzo en caso de no tener datos de corona variable que se utiliza para evaluar todo el reservorio.

Sin embargo, esta suposición deja de ser acertada, dado a la variación de facies que está directamente relacionada a la variación de la densidad de matriz.

El reto es definir el valor de densidad de ma-triz verdadero cuando se carece de información de núcleos, esto se lo puede solventar con el uso de la herramienta de bombardeo de neutrones de espectroscopia de Halliburton (GEM) para determinar la densidad de matriz para cada una de las facies sedimentarias.

CASO DE APLICACIÓN EN EL POzO EDéN yUTURI D-176El pozo EDYD-176 es un pozo que alcanzó 8 290 ft MD de profundidad, en el que se ad-quirieron registros eléctricos convencionales (triple combo) y especiales (mineralógico y re-sistividad triaxial), registrándose los reservo-rios M2, U superior, U inferior, T superior y T inferior. Sin embargo, este artículo focalizará su análisis sólo al reservorio M2, que es muy heterogéneo, constituido de arenisca masiva con intervalos de cemento y/o nódulos, arenis-cas con estratificación cruzada y concreciones, intercalados con lutitas de tipo masivas, lami-nares, bioturbadas, limos, lutitas con niveles cementados e inclusiones de glauconita. Esta variación litológica hace que la respuesta de las curvas resistivas estén siendo afectadas.

La interpretación petrofísica inicial evaluó el reservorio M2 del pozo de Edén Yuturi-176, utilizando la resistividad leída por la herramien-

Figura 1. Litofacies de la arenisca M2, pozo EDYC-005. A) Arenisca glauconítica de grano medio, con estratificación cruzada, facies de shoreface superior (7243 pies). B) Intercalaciones de arenisca con riples simétricos (olas) y lutitas negras, facies de shoreface inferior (7238 pies). C) Areniscas de shoreface superior saturadas de petróleo, bioturbación de tipo ophiomorfa (7218 pies)

Figura 2. Herramienta triaxial Xaminer de Halliburton


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Figura 3. Evaluación petrofísica Edén Yuturi-176 considerando: Una densidad de matriz por defecto, la densidad de matriz de la herramienta mineralógica y la resistividad triaxial

Figura 4. Comparación entre: Evaluación petrofísica generada por Halliburton con el uso de datos de las herramientas mineralógicas y triaxial

ta inductiva del triple combo y una densidad de matriz de arenisca de 2.65 gr/cc, arrojando como resultado un reservorio de 24 pies, de los cuales 18 pies estaban saturados con crudo.

Luego se evaluó utilizando la curva de densidad de matriz leídos directamente de la herramienta mineralógica GEM, dando como resultado 33 pies de reservorio con 26 pies de saturación de petróleo y finalmente se evaluó integrando la resistividad verdadera procesada de la herramienta triaxial Xaminer.

El resultado fueron 38 pies de reservorio con 36 pies de arenisca saturada con crudo. La tercera evaluación petrofísica aumentó en un 100% el espesor de la zona de pago (figura 3).

Posteriormente, Petroamazonas EP adqui-rió el núcleo del reservorio M2 que permitió ca-librar la petrofísica inicial, consiguiéndose una alta correlación entre la evaluación petrofísica con datos de registros especiales (mineralógi-co GEM y triaxial Xaminer) y con la petrofísica

ajustada a núcleos. Esto dio como resultado 37 pies de reservorio de arenisca, de los cuales 32 pies se encontraban saturados con hidrocarbu-ro (figura 4).

La figura 4 exhibe una alta correlación en-tre las dos evaluaciones petrofísicas, lo que evidencia el aporte de utilizar tecnología de avanzada en la adquisición de registros eléc-tricos. Con los resultados de las interpretacio-nes de los registros especiales GEM y Xami-ner, se confirmó el potencial de la Arenisca M2 esto abrió las expectativas para perforar otros pozos. Posteriormente, se perforaron pozos donde el objetivo primario era la Arenisca M2.

Actualmente, el campo Edén Yuturi es ob-jeto de optimización por parte del Consorcio Kamana, donde se intensifica la explotación del Reservorio Arenisca M2, mediante fractura-miento hidráulico. Este análisis abrió el debate técnico en el verdadero potencial del POES y re-servas de un campo de petróleo en el Ecuador.


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Autores: Sergio Costa, Klever Maiquiza y Mario Serrano, Halliburton;Alejandro Bastidas y José Enríquez, Petroamazonas EP

reducción de costos y diluciones en el proceso

de floculamiento selectivo en el campo AUCA1

Debido a la creciente preocupación para reducir el consumo de los recursos naturales y generar más conciencia ambiental en la in-dustria del petróleo, es necesario

diseñar estrategias para aumentar la eficiencia de la perforación, con el objetivo de reducir el impacto ambiental de los procesos involucrados.

Es bien conocido que la eliminación de los sólidos de perforación de manera eficiente es una operación crucial, que aumenta la eficien-cia de la perforación y el éxito de toda la ope-ración. La estrategia de floculación selectiva ayuda a aumentar la eficacia de la eliminación de sólidos perforados, especialmente las par-tículas más pequeñas o de tamaño coloidal, lo que resulta un aumento del rendimiento de los productos para fluidos de perforación, debido a que hay mayor disponibilidad para interactuar con la formación, que es donde se prefiere.

Un alto contenido de sólidos coloidales provoca problemas de estabilidad en los recor-tes, tales como embolamiento de broca, baja tasa de penetración (ROP) y la pérdida de pro-ductos químicos de fluidos al adherirse la gran área de superficie de los sólidos coloidales, haciéndolos menos eficientes. También puede afectar a la capacidad de lograr la estabilidad química-formación.

El proceso de floculación es selectivo por-que se centra en la eliminación de los sólidos coloidales. Tiene un impacto mínimo en los polímeros, que componen los sistemas a base de agua y no impacta sobre los productos di-sueltos, tales como los inhibidores de arcilla. Se tiene beneficios adicionales como menor consumo de agua, reducción de las necesidades de volúmenes adicionales que deben mezclarse

para dilución y una reducción en el consumo de productos necesarios para mantenimiento de la reología, control de filtración y la inhibición.

Cuando se tienen sólidos deseables para el fluido, como la barita, el proceso puede ser adaptado para recuperar estos sólidos en una etapa anterior y recuperarlos en una corriente paralela. Se han desarrollado varios estudios para la optimización en equipos y métodos de control de sólidos con el fin de mejorar el proce-so. Se dispone hoy en día de matrices de evalua-ción con varias variables (Rengifo et al, 2005) y se han creado estudios de optimización.

En otros estudios, se observó un proceso de dewatering como un enfoque real para redu-cir el costo y volúmenes en el tratamiento de fluido de perforación (Sinanan 2003). Sin em-bargo, se requería una solución personalizada para estas operaciones.

MéTODOS y PROCEDIMIENTOSEn un equipo de perforación en el campo Auca, Ecuador, se realizó una evaluación y un análisis exhaustivo de los equipos disponibles de con-trol de sólidos.

El sistema de control de sólidos consistía en cuatro zarandas, un limpia lodo y dos cen-trífugas. Luego, tras un cálculo de eficiencias se determinó que trabajaban con un margen de 85%. La tabla 1 muestra una configuración típica de los pozos.

Durante la perforación, el sistema de con-trol de sólidos trabajó adecuadamente desde las zarandas hasta las centrífugas. En un pequeño tanque separado, se preparó una solución de claygrabber, polímero floculante de alto peso molecular que no es destructivo para el fluido y se inyecta en la succión de las centrifugadoras,

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1.- Este artículo es un extracto del Paper SPE-178892, presentado en 2016 IADC/SPE Drilling Conference & Exhibition (16 DC), Marzo 2016.


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utilizando un acople a 90 °. Los sólidos resultan-tes se desecharon y el fluido producido fue de-vuelto al sistema de circulación, con un pequeño flujo para reponer el nivel en el tanque en el que se mezcló el polímero. El proceso se monitoreó, controlando el flujo de inyección del polímero hasta que se observó el resultado deseado.

Este proceso básico se aplica cuando el fluido de perforación no contiene barita. En caso de re-querirlo, debe ser instalado al principio del pro-ceso una segunda centrífuga de baja velocidad, a modo de recuperación de barita (figura 1). La barita se devuelve al sistema de circulación y el líquido resultante entra en el proceso de flocula-ción selectiva.

Se realizó un análisis de las concentracio-nes de polímero floculante en la inyección para determinar la relación óptima en el proceso. La concentración puede depender del diámetro del hueco perforado y la velocidad de perforación (ROP); en una ROP más alta, se eliminan más sólidos. Se observó que la concentración apro-piada puede variar entre 0,5 y 1,0 lbm de polí-mero por barril de fluido de la solución.Se realiza el monitoreo de las propiedades de los fluidos en el sistema circulatorio, según los procedimientos habituales. El ingeniero de flui-dos de perforación supervisa las propiedades, haciendo hincapié en el MBT, reología, control

de filtración y contenido de sólidos de baja gra-vedad específica (LGS). Cuando el contenido de sólidos aumenta, se activa el proceso hasta que los parámetros alcanzan los valores deseados. El número de horas por día, requerido dependerá del valor de MBT deseado. Se determinó que el sistema pierde eficacia cuando el contenido LGS es menor a 2% y MBT es inferior a 5 libras por barril equivalente (lpbeq), ya que se requieren los sólidos para la operación.

Como resultado de la aplicación de la flocu-lación selectiva, se observó una reducción en el volumen total de fluido generado vs. programa-do. En los pozos previos en el campo, en el que no se utilizó el proceso, el planeado y las can-tidades reales fueron similares. El planeado vs. volumen real se muestra en la figura 2 para la primera sección de 16 pulgadas. Los pozos Auca Sur 19D y Auca Sur 18D no utilizaron el proce-so. En Auca P 178D, el volumen real generado se redujo en aproximadamente 26%. Se encontró también ahorro en dinero proporcional al costo de dewatering y la disposición final de fluidos.

Desde la perspectiva de la perforación, las secciones de 16 pulgadas normalmente requie-re alrededor de 72 horas para perforarse, con un viaje intermedio de 40 horas. Mediante la modificación de algunos parámetros de perfora-ción y el uso de un fluido más limpio, obtenido

Tabla 1. Configuración típica de los pozos

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DIáMETRO DE HUECO

(IN.)

REVESTIMIENTO (IN.) FORMACIONES PROFUNDIDAD

(FT) TIPO DE FLUIDO VENTANA DE DENSIDAD DE FLUIDO (LBM/GAL)

16 13.375 Terciario indiferencia-do (claystone) 6,400 Spud mud 8.9 a 9.7

12.25 9.625Orteguaza, Tiyuyacu, Tena (Arcillas, arenis-cas, lutitas y conglo-merados)

9,900 Base Agua Polímero con Inhibidor 9.6 a 10.7

8.5 7 Napo, hollín (Lititas y Areniscas) 10,800 Base Agua tipo Drill-N 8.9 a 9.1

Figura 1. Ejemplo de proceso de floculación selectiva con recuperación de barita


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mediante la aplicación de floculación selectiva. El tiempo de la sección de perforación se redujo a 55 horas y el viaje intermedio fue eliminado, ahorrando tiempo de equipo.En la sección de 12 1/4 pulgadas (figura 3) se usó el proceso de recuperación de barita. Usualmen-te se programa una dilución de 500 bbl y se apli-ca para reducir la LGS y MBT, para restaurar las propiedades reológicas y de control de filtrado. En Auca P 178, no fue necesario utilizar este vo-lumen de dilución una vez aplicado el proceso. El

volumen previsto para un segundo pozo, el Auca P 002I, usando el proceso de floculación selec-tiva se redujo a un nuevo valor medio restando 400 bbl de dilución, que ya no eran necesarios. Con la aplicación de esta curva de aprendizaje en los siguientes pozos se pudo reducir el volumen real generado.

Para perforar esta sección se invierte nor-malmente un promedio de 150 horas, con dos viajes intermedios. Sin embargo, la aplicación de los nuevos parámetros de perforación y nueva-mente el uso de un fluido más limpio permitió reducir el tiempo, en promedio, a 130 horas. De-bido a la corta longitud de la sección 8 ½” el pro-ceso de floculación no se aplicó (figura 4).

Figura 2. Volumen de fluido planeado vs. real para la sección de 16” en varios pozos

Figura 3. Volumen de fluido planeado vs. real para la sección de 12.25” en varios pozos

Figura 4. Comparación de MBT vs. profundidad entre dos pozos con y sin floculación selectiva

PLAN VS. ACTUAL VOLUMEN

VOLUMEN PLAN VS. ACTUAL

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bbl

CONCLUSIONESEn el mercado actual son cada vez más impor-tantes la reducción de los costos de operación de perforación y la mejora del impacto ambiental, al reducir la presión sobre los recursos hídricos. Como tal, el proceso de floculación selectiva pue-de ser un método alternativo prometedor. La re-lación costo/beneficio se optimiza, debido a que la inversión inicial no es mayor que la necesaria y normalmente presupuestada para el manteni-miento del equipo de control de sólidos. El bene-ficio de mantener un fluido de perforación más limpio es de gran importancia para una perfo-ración eficiente. Este artículo es un extracto del Paper SPE-178892.

Rengifo, R., Browning, W. K., Bernal, G., Carruyo, F., Figueroa, V., & Medina, J. (2005, January 1). Evaluation and Optimization of Solids-Control Equipment Systems Reduce Waste Volumes, Improve Safety, and Lower Costs. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/93935-MS Sinanan, B. (2003, January 1). Improved Solids Control Technique For Onshore Drilling Operators In Trinidad. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/81083-MS

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12.25 in. Section MBT vs. Depth

MBT(ppbeq)


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El desempeño natural de los yaci-mientos de hidrocarburos se carac-teriza por la pérdida progresiva de presión en fondo durante la etapa de producción del pozo, significan-

do la reducción de energía suficiente para pro-ducir fluidos desde el fondo del pozo hasta su-perficie. Así como el objetivo de la perforación de pozos de hidrocarburos es producir fluidos hasta superficie, instalar Equipos de Bom-beo Electrosumergible (BES) en fondo, surge como un método eficiente de levantamiento artificial para campos o pozos de petróleo en particular que se encuentren sin suficiente energía para levantar el fluido hasta superfi-cie; sin embargo, este tipo de levantamiento se instala acoplado a la tubería de producción. El cambio del sistema BES, por cualquier ra-zón inherente al pozo o al sistema mismo hace necesaria la utilización de una torre de reacondicionamiento incurriendo en produc-ción diferida durante extensos períodos de tiempo, incrementos de los costos operaciona-les e inesperados cortes en las operaciones de producción, ocasionando que dicha actividad pierda rentabilidad.

Tomando en consideración la actual si-tuación del mercado petrolero, los costos de las operaciones con Torre suelen ser eleva-dos. Por esa razón, la implementación de una tecnología de última generación que permita reducir notablemente los costos de reacondi-cionamiento con bombas eléctrosumergibles, se convierte en una necesidad para mantener rentable un mercado que se encuentra actual-mente en recesión.

Con base a lo mencionado, la búsqueda constante de métodos para mejorar el des-empeño de los equipos BES y extender su tiempo de vida útil, se ha convertido en un

objetivo de investigación diario. Varias op-ciones de implementación en equipos BES se han desarrollado a lo largo de los años, pero por diversas razones válidas, ninguna ha sido fácilmente aceptada por la industria. Actual-mente se ha introducido una tecnología de conectores húmedos eléctricos, que permiten al equipo BES ser instalado a través de la tu-bería de producción utilizando Wireline, Coi-led Tubing, Slickline o Sucker Rods hasta llegar a conectarse con un Plug instalado en fondo Docking Station, sin la necesidad de utilizar una torre de reacondicionamiento o perfora-ción (figura 1).

Esta tecnología llamada ZEiTECS Shuttle™, la misma que, luego de un estudio de factibili-dad, brinda la ventaja de hacer los reacondicio-namientos de bombas eléctrosumergibles sin una torre de reacondicionamiento.

Esta ventaja permite a las compañías pro-ductoras de petróleo del Ecuador la reducción del costo del reacondicionamiento hasta en un 80%, en comparación con la utilización de una torre para realizar el mismo trabajo.

Sistema ZEitECS Shuttle™ para instalar equipos

electrosumergibles sin una torre

Autor: Schlumberger del Ecuador S.A.

Figura 1. Tecnología de conectores húmedos eléctricos

Seal AssemblyBypass ValveExpansion Joint

Pump Protector

MotorGauges

Cable

Tubing

Docking Station MotorConnector


DESCRIPCIÓN DEL SISTEMAZEiTECS ha desarrollado un sistema que per-mite la recuperación de equipos de bombeo electrosumergible sin la necesidad de utili-zar una torre de reacondicionamiento. Para nueva condición, todo el sistema BES (bom-ba, protector y motor) puede ser reemplazado utilizando una unidad de wireline, coiltubing o socker rods sin la necesidad de una torre. Ade-más, la tecnología Zeitecs Shuttle™ es com-patible con los componentes estándar de un sistema BES normal.

BENEFICIO DE LA TECNOLOGÍA:• Operacionesmássegurasdebidoalaelimina-

ción de trabajos de reacondicionamiento con torres de Workover incluyendo todos los peli-gros y la exposición del personal asociado.

• Reemplazo económico y rápido de sistemascon falla (minimizando el tiempo de respues-ta, el tiempo de la intervención, los costos de intervención, OPEX y la producción diferida).

• SustituciónrápidayrentabledelossistemasBES para optimizar el diseño instalado.

• Instalacióntemporalde“Sistemasdesacrifi-cio”, para trabajos de limpieza de pozo.

• Instalacióntemporalde “Sistemasdeprue-ba”, para medir la productividad del pozo y facilitar un diseño óptimo de las condiciones iniciales.

• Mantenimiento preventivo para garantizarun buen desempeño del sistema BES hasta contar con un reemplazo programado.

• Intervencióndepozospordebajodelequi-po BES.

FUNCIONAMIENTOEl sistema ZEiTECS ShuttleTM está compues-to por dos partes principales: El componen-te semi-permanente, el cual se instala con la

tubería y queda en fondo durante la produc-ción del pozo. Este componente está integrado principalmente por tubería, cable y la Docking Station. Y los componentes recuperables hacen referencia principalmente al sistema BES con conectores electromecánicos, que pueden ser corridos a través de la tubería hasta conectar-se en Plug en la Docking Station.

Existen actualmente tres tipos de Shuttle de tecnología ZEiTECS, su diferencia principal radica en las dimensiones (diámetro externo) y las dimensiones del equipo BES que puede ser instalado en su interior.

El sistema Shuttle™ serie 700 (figura 2)está diseñado para instalar y posteriormente retirar equipo BES standard serie 562 (o me-nor) a través de un tubing de 7” utilizando wi-reline, coil tubing o sucker rods. Por tal razón, el pozo candidato debe tener un casing de 9 5/8” (máx. 53.5 lbs/ft) hasta la profundidad donde quedaría sentada la bomba.

El sistema Shuttle™ serie 550 está dise-ñado para instalar y posteriormente retirar equipo BES standard serie 456/400 (o menor) a través de un tubing de 5½” utilizando wire-line, coil tubing o sucker ruds. Por tal razón, el pozo candidato debe tener un casing de 7” hasta la profundidad donde quedaría sentada la bomba.

El sistema Shuttle™ serie 450 está dise-ñado para instalar y posteriormente retirar equipo BES un standard serie 375 a través de un tubing de 4½” utilizando wireline, coil tubing o sucker ruds. Por tal razón, el pozo candidato debe tener un casing de 7” hasta la profundi-dad donde quedaría sentada la bomba.

RESULTADOSEl sistema ZEiTECS ShuttleTM fue instalado exitosamente con equipo BES marca Schlum-berger en el Ecuador a finales de 2015.

Los procedimientos implementados por la compañía operadora y Schlumberger Artificial Lift fueron aplicados de una manera adecua-da, lo cual se tradujo en una instalación exito-sa sin ningún error humano, mecánico o pér-dida de tiempo asociada durante la operación.

El sistema ZEiTECS está instalado correc-tamente y listo para realizar un rediseño de equipo BES en caso de ser necesario, utilizan-do una unidad de coiled tubing, reduciendo considerablemente los costos de reacondicio-namiento para este pozo.

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Figura 2. Sistema diseñado para instalar y luego retirar equipo BES

700 Series

Section C-C


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Autor: Diego Tapia A.

La refinería Esmeraldas ya cambió

Diego Tapia A.Ingeniero Químico, Master en Gestión

Ambiental. se desempeña como

Gerente de Refinación de ep petroecuador.

Hoy, al caminar por la Refinería Esmeraldas, se observa los pro-fundos cambios que se han ma-terializado en tan poco tiempo. La refinería es un lugar más

seguro, más confiable operacionalmente y con tecnología de vanguardia para incrementar la producción de gasolina y otros derivados del petróleo. Los logros alcanzados se traducen en una reducción de la dependencia de com-bustibles internacionales y en ahorro econó-mico para el país.

Las bases sólidas de esta transformación, comenzaron con una visión de cambio que era crucial para que EP Petroecuador continúe ope-rando en un mercado cada vez más competitivo. Aunque gran parte del trabajo de modernización se ha completado satisfactoriamente y con resul-tados tangibles, las mejoras no terminan ahí. La refinería continúa con su proceso de transfor-mación gracias a la inversión y alianzas impor-tantes que la actual administración realizó. Los resultados obtenidos en tan corto tiempo, son prueba de que las mejoras implementadas gene-raron un gran cambio en lo operacional y en la actitud de los trabajadores.

ALIANzAS ESTRATéGICASLa Gerencia de EP Petroecuador concretó en los últimos años, una serie de alianzas estratégi-cas que le permitió llevar adelante el proceso de modernización de la Refinería Esmeraldas.

Gracias a la asesoría y apoyo de empresas internacionales con vasta experiencia en la in-dustria, se materializó la modernización de la principal planta industrial del país. Empresas de gran trayectoria a nivel mundial como SK Engineering & Construction, Worley Parsons, UOP, KBC Advanced Technologies, Nolimit, Dresser, Honneywell y Eagle Burgmann, han sido aliados estratégicos para EP Petroecuador y son piezas fundamentales que contribuyeron con su experticia a la ejecución del proyecto de rehabilitación de Esmeraldas.

ESTOS SON LOS PRINCIPALES RESUL-TADOS DE LA MODERNIzACIÓN DE LA REFINERÍA ESMERALDAS:Petroecuador se ha enfocado en lograr cambios significativos en el área de seguridad física, la comunidad, los equipos y el ambiente. Los re-sultados hablan por sí solos: la refinería se ha convertido en un lugar que vela por la seguridad de sus empleados y de sus instalaciones. Duran-te la rehabilitación de la refinería, se trabajaron más de 20 millones de horas hombres sin acci-dentes graves que lamentar. Un récord extraor-dinario, al nivel de las mejores empresas inter-nacionales dentro de la industria. Asimismo, se intervinieron los equipos existentes para asegu-rar su integridad mecánica y se reemplazaron aquellos que no garantizaban una operación se-gura por nuevos equipos. El enfoque e inversión en seguridad mostrado por EP Petroecuador en este proceso de transformación, tanto hacia sus empleados como hacia la refinería, muestra un profundo compromiso y respeto por sus trabaja-dores, el país y el ambiente.

MAyOR PRODUCCIÓN DE GASOLINA y OTROS DERIVADOS DEL PETRÓLEOReducir la dependencia de combustibles inter-nacionales ha sido parte de la visión de la actual administración de EP Petroecuador. Al reducir la importación de combustibles, Ecuador da un paso hacia adelante económica y estratégica-mente. Gracias a la modernización de la Refi-nería Esmeraldas, las unidades de destilación atmosférica podrán procesar la máxima capa-cidad de diseño, es decir, 110 mil barriles por día, la unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC, por sus siglas en inglés), principal unidad productora de gasolina, aumentó su capacidad a 20 mil barriles por día. Este incremento se tra-duce en una reducción de importación de nafta (gasolina) y contribuye significativamente a la economía del país.

Los beneficios cuantificables para el Ecuador son muchos, entre los que se destacan:

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• Reduccióndeimportacionesdenafta(másde6 000 barriles por día).

• Mayorproduccióndegas licuadodepetróleo(+ 260 barriles por día).

• Mayorincorporacióndenaftadebajooctanajeen el mezclado de gasolinas (+ 3 200 barriles por día).

• Mayor producción de diésel #2 y premium(+ 5 600 barriles por día).

• Mayorproduccióntotaldefueloil (+13700barriles por día).

Este incremento en varios rubros de la produc-ción de la planta, sumados a los beneficios por la mejora en el API del crudo y a la implementación de las mejores prácticas a efectuarse en todos los procesos de la Refinería Esmeraldas, estima un ahorro para el país de $220 millones al año.

Cabe destacar que luego de la culminación de actividades de construcción y rehabilitación de la Unidad de FCC, su puesta en marcha fue un éxito. Los resultados obtenidos son un ejemplo de correcta planificación, experiencia, enfoque por la seguridad y la producción. Al parecer la puesta en marcha de esta unidad fue una acti-vidad sencilla, pero no fue así. Los que hacemos la dirección técnica de la refinería empleamos muchas horas hombre en la planificación y di-rección del arranque. Hubo momentos decisivos que, únicamente, por la experiencia y el conoci-miento de los técnicos ecuatorianos se supera-ron los obstáculos y se estabilizó la planta. En menos de 40 horas, la unidad FCC estuvo estable con productos en especificaciones.

RECUPERACIÓN DE LA CAPACIDAD ORI-GINAL DE LA REFINERÍA ESMERALDAS y MEJORAS AMBIENTALESGracias al proceso de rehabilitación, la refine-ría recupera el 100% de su capacidad de proce-samiento de crudo, lo que equivale a 110 mil barriles por día. Esto se logró mediante el re-emplazo de equipos críticos y mejoras en la con-fiabilidad operacional de la planta. Adicional-mente, se estima que la refinería ha logrado un ahorro de energía equivalente al 10%, gracias al reemplazo de equipos críticos como hornos, quemadores de calderas y, el cambio del aisla-miento térmico de las torres de destilación, re-cipientes e intercambiadores. Otro gran aporte de los nuevos equipos y la rehabilitación, es la reducción de emisiones ambientales.

CAMBIO DE CULTURA y PRáCTICASLos excelentes resultados obtenidos durante el proceso de rehabilitación y modernización de la Refinería Esmeraldas no podrán ser sos-tenibles en el tiempo, si no se logra un cam-bio en la cultura de trabajo de la empresa y no se invierte en el componente más importan-te de cualquier organización: los empleados. Por ello, EP Petroecuador, paralelamente a la inversión en equipos, motivó un cambio de cultura que asegure la excelencia operacio-nal, ofrezca a sus empleados un ambiente de trabajo que asegure su continuo desarrollo y los determine a sentirse orgulloso de trabajar para la planta industrial más grande del país.

Foto 1. Intercambiadores de calor de la unidad Catalíticas III

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Desde el 2013, la actual administración para sacarle el mayor provecho a las instala-ciones rehabilitadas, contrató a la empresa in-ternacional KBC Advanced Technologies, para llevar adelante el Plan de Mejores Prácticas (PMP) para la Refinería Esmeraldas. Este pro-yecto promueve la excelencia operativa de la re-finería gracias a la adopción de metodologías de trabajo, que aseguren que las tareas y procesos en sus diferentes áreas, bajo los mejores están-dares internacionales.

Dentro de este programa, el personal de la refinería continúa bajo un intenso proceso de capacitación y perfeccionamiento en todas las áreas que abarca la operación de la planta y que permitan incrementar el beneficio técnico y económico de la refinería. Se desarrolla un im-portante sistema de capacitación, procesos de negocio y desarrollo de competencias del per-sonal. La filosofía es que logremos una trans-misión eficiente de conocimientos, donde los empleados de la refinería, trabajen de la mano con consultores internacionales para adoptar nuevas prácticas que contribuyan al cambio de cultura que asegurará la continuidad de las me-joras alcanzadas recientemente.

Mediante el Plan de Mejores Prácticas de la Refinería Esmeraldas se logró recaudar desde marzo del 2013, más de $80 millones gracias a la identificación de mejoras operativas que

resultan en beneficio económico con muy poca inversión de capital.

Con miras en el desarrollo del Talento Huma-no, la Gerencia de EP Petroecuador envió a siete jóvenes ingenieros ecuatorianos a capacitarse por un año en las oficinas de la empresa KBC Advanced Technologies en Houston. Estas pa-santías buscan entrenar a estos y otros jóvenes profesionales en la industria petrolera interna-cional, junto a consultores reconocidos mundial-mente, para que a su regreso al Ecuador puedan aplicar los conocimientos adquiridos y así, con-tribuyan con la modernización y consolidación de la industria hidrocarburífera ecuatoriana.

NUEVA ORGANIzACIÓNLas mejores refinerías del mundo reconocen la importancia de contar con una estructura orga-nizacional centrada en la producción que per-mita una gestión del negocio eficiente. Es por ello que EP Petroecuador se encuentra imple-mentado una nueva estructura organizacional en Esmeraldas, diseñada de acuerdo a los me-jores estándares internacionales. La antigua organización no contaba con áreas estratégicas que permitieran optimizar la producción para incrementar la ganancia del negocio y carecía de áreas con funcionamiento óptimo para el cuidado de los equipos.

Adicionalmente, uno de los cambios más importantes dentro de la nueva estructura orga-nizacional de la Refinería Esmeraldas, es la crea-ción de una Intendencia Técnica, que será clave para promover el mejoramiento de la producción (y beneficio económico) de la Refinería Esmeral-das a corto, medio y largo plazo.

UN MEJOR LUGAR PARA TRABAJARLa Gerencia de EP Petroecuador se ha preocu-pado por ofrecer a sus empleados un espacio fí-sico adecuado para el trabajo de sus colaborado-res. Estos, están dotados de los últimos avances tecnológicos y cuentan con una estructura ar-quitectónica adaptada a los mejores estándares internacionales.

Es decir, el proceso de modernización de la refinería también incluye la adquisición de software y la construcción de nuevos edificios para su personal, diseñados de una manera funcional y con cuidado estético. De la misma manera, se han construido nuevas casetas o edificaciones donde labora el personal opera-tivo de la refinería, que brindan a los opera-

Foto 2. Panorámica de Unidades

Isomerizadora y FCC

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dores y personal de campo un lugar de trabajo funcional, cómodo y nuevo.

MEJORAS EN ASPECTOS AMBIENTALESEn la refinería, por muchos años, se mantuvo piscinas de hidrocarburos almacenados sin ob-servar las más mínimas normas ambientales. Estas fosas constituían un potencial riesgo para la salud y el ecosistema. Actualmente, mediante acciones oportunas se construyeron vías de ac-ceso a las piscinas, se recuperó alrededor de 200 mil barriles de hidrocarburo depositado en el suelo de la refinería, que fue reprocesado en la planta, obteniendo de esta forma un claro bene-ficio económico y lo más importante, se recuperó el suelo contaminado y el área en cuestión está lista para la reforestación.

En la Refinería de Esmeraldas se instauró la gestión de residuos peligrosos. Mediante el convenio de Basilea se ha exportado a Francia y Holanda cerca de 3 000 toneladas de residuos peligrosos para que se efectúe la correcta dispo-sición final. Hoy en día la Refinería, como reco-nocimiento a la gestión ya cuenta con un Certifi-cado Internacional “Libre de Plomo”.

INVERSIÓN SOCIAL Paralelamente a la ejecución de la rehabilita-ción y en el marco del programa de Responsa-bilidad Social en las zonas de influencia de la Refinería Esmeraldas, EP Petroecuador realizó una inversión superior a los $128 millones, e intervino en cinco áreas básicas para el bienes-tar de la población: educación, salud, agua po-table, saneamiento y vialidad.

En educación se ejecutó la rehabilitación, reparación y ampliación de 34 centros educati-vos de enseñanza primaria y se construyó una Unidad Educativa del Milenio, mientras que en salud se edificó un centro de salud en la zona sur para los barrios aledaños a la Refinería Es-meraldas y otro se encuentra en construcción en la zona norte.

Refinería Esmeraldas contribuye además para la ampliación y actualización del Estudio del Sistema Regional de Agua Potable de Esme-raldas. Se construyeron dos lagunas de pre sedi-mentación en la planta de agua potable de San Mateo, así como otras obras emergentes para que entre en funcionamiento el sistema de agua potable de Esmeraldas. Se entregó también la ampliación y actualización del estudio del Sis-tema de Alcantarillado para la ciudad de Esme-

raldas, que contempla la construcción de la línea de impulsión, estación de bombeo, planta de tra-tamiento y redes. Actualmente avanza la cons-trucción de estas obras que incluyen una planta de tratamiento de aguas servidas en la isla La Burrera, lo cual disminuirá en un 80% la conta-minación de los ríos Esmeraldas y Teaone. Estas obras beneficiarán a 85 mil habitantes de los ba-rrios del sur de la ciudad. En vialidad, se asfalta al momento 50 kilómetros de calles para los 73 barrios aledaños a la Refinería Esmeraldas.

CONCLUSIÓNEl cambio experimentado en la Refinería Es-meraldas es una transformación integral de gran magnitud, que sin duda revertirá sus frutos en el país.

Esta transformación abarca áreas tan funda-mentales como la producción, talento humano, seguridad, los equipos y el ambiente. Gracias a este proyecto de modernización, la Refinería ha logrado un incremento significativo en la producción de combustibles como gasolina, dié-sel, fuel oil y GLP. Este reduce la necesidad de importación de derivados de petróleo, lo que se traduce en beneficios económicos para el país y mayor independencia energética.

Pocas veces se tiene la posibilidad de parti-cipar en un proyecto de transformación de esta magnitud y cuyos resultados se muestren de una manera tangible en tan corto tiempo. Esto es producto de la visión de la actual administración que se ha esforzado por modernizar la Refinería Esmeraldas. La inversión tan importante reali-zada por EP Petroecuador, revertirá en mayores beneficios económicos y en una empresa pre-parada para enfrentar los retos que presente la industria, con empleados más capacitados y con las herramientas adecuadas para hacerlo.

Foto 3. Panorámica área administrativaFoto 3. Panorámica área administrativaFoto 3. Panorámica área administrativa

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Fernando L. Benalcázar2 y Sebastián Valdivieso3, SPE, APDProyectos Cía. Ltda.

Plataforma remota Batata 2: Desarrollo sostenible en un área sensible de la Cuenca Amazónica1

En el Ecuador, en los años 2006-2007, PetroOriental (Operador de los Bloques 14 y 17), concluyó un proyecto exploratorio de gran es-cala que incluyó la construcción

de la Plataforma Batata 2 y la perforación de dos pozos exploratorios, buscando la confir-mación y desarrollo de reservas de petróleo identificadas durante el trabajo de sísmica que EnCanEcuador (Subsidiaria de EnCana) inició en el 2003, en la zona norte del Bloque 14. Todo este desarrollo se realizó dentro del Par-que Nacional Yasuní, una de las áreas natura-les con mayor biodiversidad en América del Sur y también territorio ancestral de pueblos que viven en aislamiento voluntario (Tagaeri y Taromenane).

La planificación temprana y la ejecución de este proyecto incluyeron el desarrollo de una estrategia a largo plazo y un conjunto de altos estándares y prácticas sociales y ambientales, para minimizar la exposición de la compañía a potenciales malos manejos en dichas áreas y garantizar el éxito de este proyecto desafiante. Desafortunadamente, durante el primer se-mestre del 2007, después de la perforación de los pozos exploratorios antes mencionados, es-tos prospectos fueron declarados no comercia-les, lo que provocó proceder a la restauración y abandono de la Plataforma Batata 2. El pro-yecto cerró su ciclo de vida aunque su éxito es-perado fue atenuado por la falta de resultados.

Este artículo resume algunos de los ele-mentos más importantes de la planificación y ejecución del proyecto Plataforma Batata 2.

Ahora, años después de su ejecución, hace-mos un análisis retrospectivo para identificar algunas de esas prácticas, resaltarlas y pre-sentarlas a nuestros colegas de la industria.

Mucha agua ha corrido bajo el puente desde entonces y ahora tenemos muchos ejemplos de la aplicación de ciclos de vida. Esta es nues-tra contribución a la discusión, especialmente porque creemos que la Evaluación del Ciclo de Vida (LCA) y el Manejo del Ciclo de Vida (LCM) están estrechamente relacionados con el desa-rrollo sostenible, un viaje que la industria del petróleo y el gas está empezando a caminar.

INTRODUCCIÓNCuando EnCanEcuador (Subsidiaria de la Cor-poración EnCana) se hizo cargo de las ope-raciones del bloque 14 en el 2003, todos los equipos involucrados fueron convocados para planificar y ejecutar uno de los más ambicio-sos proyectos petroleros al interior del Parque Nacional Yasuní. Personal corporativo, los ge-rentes de las unidades de negocio y los equipos técnicos conformaron un grupo especial de trabajo para definir, diseñar y poner en prác-tica todos los aspectos críticos del proyecto. Aspectos que incluyeron la selección de contra-tistas, alcance del Estudio de Impacto Ambien-tal y Social (ESIA), participación y compromiso con grupos de interés, monitoreo ambiental y social y; finalmente, la campaña de construc-ción de la plataforma con la respectiva perfo-ración de pozos exploratorios ejecutadas bajo los controles más estrictos.

El proyecto fue ejecutado en dos fases. La primera abarcó una campaña sísmica realizada en el 2005 y en el 2006. Esta fase también se ejecutó con los más altos estándares ambien-tales y sociales (1). La segunda fase fue la per-foración de dos pozos exploratorios realizados durante el segundo semestre de 2006 y el pri-mer trimestre de 2007. Muchas de las activi-dades relacionadas con la gestión del ciclo de

2 Fernando l. Benalcázar. presidente y socio senior de ApDproyectos Cía. ltda. (eC). por más de 23 años ha apoyado proyectos internacionales de la industria petrolera en diversos países. Desde el 2012 colabora activamente con la spe.

3 sebastián Valdivieso. Director de Operaciones y socio de ApD proyectos Cía. ltda. (eC). Ha trabajado 18 años en la industria petrolera en posiciones técnicas y gerenciales. su experiencia se centra en ssA, sostenibilidad y Asuntos Comunitarios.

1 Copyright: Revista SPE Oil and Gas Facilities. Octubre 2015, páginas 66-72


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vida de este proyecto se iniciaron durante la planificación de la primera fase y se mantuvie-ron durante la ejecución de la segunda.

UBICACIÓN DEL PROyECTOEl proyecto de la Plataforma Remota Batata 2 se ubica en el área protegida más importante del territorio continental ecuatoriano, el Par-que Nacional Yasuní (PNY), considerado una de las zonas más biodiversas del mundo. Los científicos e instituciones de investigación am-biental consideran al PNY una de las zonas más biodiversas del planeta. Con 2 270 especies de árboles, 204 especies de mamíferos, 610 espe-cies de aves, 121 especies de reptiles, 139 espe-cies de anfibios, más de 268 especies de peces y cientos de miles de especies de insectos (2); ambientalistas y científicos estaban mirando de cerca cualquier actividad que se podía desa-rrollar dentro de los límites del YNP.

El área específica del proyecto se encuen-tra ubicada en la provincia de Orellana, en la zona nororiental de la Región Amazónica del

Ecuador, entre los ríos Napo y Tiputini (figu-ras 1 y 2).

Desde el punto de vista social, el PNY es el territorio ancestral de varios pueblos indí-genas, incluidos dos grupos étnicos que viven en aislamiento voluntario y bajo la protección de la Comisión Interamericana de Derechos Humanos desde el 2006, los Tagaeri y Tarome-nane (3). La participación de miembros de las comunidades aledañas como parte de la fuerza laboral empleada en el proyecto, así como la identificación de áreas ambientalmente sensi-bles, o la identificación y atención brindada a rutas utilizadas por indígenas, presuntamente no contactados, fueron algunas de nuestras principales preocupaciones.

PLANEACIÓN TEMPRANAComo se mencionó anteriormente, todos los equipos que participaron en la ejecución del Proyecto Batata 2, a nivel corporativo y local, pusieron su conocimiento y experiencia para desarrollar un proyecto de vanguardia. Por

Figura 1. Ubicación de la Plataforma Batata 2


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nuestro lado, los equipos de SSA y Asuntos So-ciales fueron los responsables del desarrollo, adaptación y aplicación de las mejores prácti-cas en temas de salud, seguridad industrial, sociales y ambientales.

Algunas de las características del proyecto se definieron durante los primeros pasos, des-pués de un riguroso análisis de alternativas, tratando de mantener nuestro proyecto más allá del cumplimiento legal. Este fue nuestro compromiso y parte de todas las decisiones de planificación.

Las siguientes son algunas de las caracte-rísticas más importantes del proyecto:

•Seleccióndel sitio. Ingenierosciviles,elequipo de SSA y nuestro consultor ambiental fueron requeridos para definir la mejor ubi-cación, empleando las mejores herramientas disponibles. Un equipo de campo comenzó a inspeccionar la zona, proveyendo la informa-ción del terreno a nuestro equipo de GIS, para crear modelos en tiempo real de cualquier es-cenario constructivo e identificar sin dañar la zona, cualquier problema potencial con las cuencas hidrográficas u otro importante componente ambiental. La ubicación final del sitio consideró las mejores condiciones am-bientales (foto 1).

•Minimizar la superficiede intervención.Las regulaciones ecuatorianas permitían in-tervenir un área efectiva de hasta 1,5 hectá-reas (3,7 acres) para la plataforma, incluyendo el área del taladro, de alojamiento y aquella para la eliminación de los lodos y cortes de perforación. Esta área permitida excluía zonas afectadas adicionales, tales como áreas para movimiento de suelos o de almacenamiento

Foto 1. Selección del sitio con el menor impacto ambiental posible sobre la cuenca

Figura 2. Ubicación exacta de la Plataforma Batata 2

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de la capa orgánica del suelo. Sin embargo, te-niendo en cuenta la sensibilidad del entorno, se restringió el área total efectiva a 1,5 hectá-reas incluyendo todo. Se estableció una deli-mitación física visible y clara; y se estableció medidas disciplinarias fuertes e inflexibles para daños causados más allá del área auto-rizada (foto 2).

•Normasdeconstrucción.Durante laprepa-ración de los términos de referencia para la licitación de servicios de construcción, nues-

tros equipos trabajaron juntos para establecer instrucciones y expectativas claras para los contratistas. Todo estaba alineado con los ob-jetivos del proyecto, una huella ambiental mí-nima requería capacitación y entrenamiento especializado para los empleados de los con-tratistas, antes de comenzar las actividades en sitio y durante la ejecución del proyecto, resaltando y actualizando los exigentes reque-rimientos de SSA y sociales establecidos para el proyecto (foto 3).

EJECUCIÓNLa ejecución incluyó tres elementos principales: 1) Compromiso y participación de grupos de in-terés sensibles.2) Selección de contratistas confiables.3) Controles de campo.

1) Compromiso y participación: Este tipo de proyectos no se podría ejecutar sin la amplia participación de diversos grupos de interés. Su participación se inició durante el proceso de consulta de la campaña sísmica y se mantuvo durante la fase de perforación exploratoria subsiguiente. Una de las inicia-tivas más importantes fue la creación de un Comité Asesor Científico (SAC) conformada por profesionales altamente respetados y re-conocidos de las principales universidades locales: Universidad San Francisco de Quito (USFQ) y Pontificia Universidad Católica del

Foto 2. Delineación clara de límites

Foto 3. Entrenamiento a contratistas y prácticas constructivas

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Ecuador (PUCE). Ambas instituciones opera-ban estaciones de investigación y conserva-ción cercanas a la zona del proyecto. El SAC asignó sus propios monitores ambientales y sociales como parte de los equipos de moni-toreo ambiental y social del proyecto. El SAC también mantuvo una comunicación directa con el Gerente de SSA y Asuntos Comunitarios y los Superintendentes de SSA, con el fin de actuar oportunamente en caso de presentarse cualquier no conformidad.

2) Selección de contratistas confiables: En la industria petrolera los contratistas reali-zan la mayor parte de nuestro trabajo de cam-po. Para el equipo del proyecto la única manera de ejecutarlo con éxito era a través de la selec-ción de los mejores proveedores de servicios. El proceso de selección ponderaba el valor más alto a SSA y al componente social, incluyendo el desempeño histórico del contratista, informes de auditoría, proactividad en SSA, políticas de SSA y sistemas de gestión, el compromiso comprobado en SSA, entre otros aspectos. Este criterio se aplicó para todos los contratistas in-volucrados, sin importar su tamaño, desde ser-vicios de catering hasta servicios de transporte aéreo y de perforación, especialmente teniendo en cuenta la experiencia previa en disposición final de lodos, cortes de perforación o cualquier otro material producto de las pruebas de pro-ducción mediante su re-inyección en pozos.

3) Controles de campo: La característica más importante adoptada para el control continuo de SSA y del desem-peño social fue la Auditoría Permanente en Sitio. Esta herramienta implementada desde la campaña sísmica permitió, en las oficinas de campo y centrales, identificar oportuna y directamente cualquier no-conformidad y es-tablecer medidas correctivas de acuerdo a su sensibilidad y naturaleza. Esto permitió que el personal de campo se sienta facultado (tanto al de operaciones como al de SSA) a adoptar de manera inmediata, medidas correctivas adecuadas de acuerdo a una matriz de respon-sabilidades claramente definida. En el peor de los casos, ninguna no-conformidad podía per-manecer abierta durante más de una semana. La aplicación de esta herramienta resultó en la reducción a cero de no-conformidades pen-dientes o abiertas al final del proyecto. Desde

el punto de vista administrativo, también ayu-dó a preparar con antelación todo el trabajo ad-ministrativo necesario para la auditoría final. Al final de la ejecución del proyecto, cuando se realizó la auditoría final o de cierre, la mayoría de las no-conformidades (99%) estaban resuel-tas y documentadas, lo que redujo el tiempo de la auditoría y proyectó hacia las autoridades una señal muy positiva de nuestro compromi-so y diligencia en este tipo de proyectos. Para los grupos de interés esto fue muy importante y contribuyó al objetivo de crear mejores rela-ciones de confianza fundadas en transparen-cia y credibilidad.

MONITOREO E INVOLUCRAMIENTO COMUNITARIO1) La regulación ambiental del Ecuador reque-ría la ejecución de un monitoreo riguroso de tres aspectos principales. El primero está re-lacionado con la calidad ambiental de los pro-yectos. Agua, aire, ruido y suelo deberán ser monitoreados con el fin de identificar a tiempo posibles problemas.2) Un segundo elemento era monitorear per-manentemente el cumplimiento del Plan de Manejo Ambiental (PMA). Una auditoría mi-nuciosa permanente fue establecida durante la construcción de la plataforma y luego du-rante la perforación exploratoria. Al final del proyecto, toda la documentación relacionada funcionó como prueba contundente de su ple-no cumplimiento. 3) El tercer elemento a monitorearse está rela-cionado con el cumplimiento de todos los com-promisos sociales, incluido el de acuerdos con la comunidad, la atención brindada a quejas y reclamos y cualquier otra cuestión social, que pudo haber surgido durante la ejecución del proyecto. Esto no era nuevo para nosotros. To-das las operaciones regulares estaban obliga-das por ley a completar este programa especí-fico de control social. Pero, lo que innovamos, en ese momento, fue la forma de hacerlo. Se decidió incorporar un importante equipo de representantes de las comunidades indígenas locales para ser parte de este proceso como Monitores Comunitarios.

Para el equipo del proyecto y la empresa, la inclusión de los miembros de las comunidades indígenas locales como componente clave del plan de monitoreo era fundamental para con-trarrestar con la verdad a cualquier acusación

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o queja sin fundamento, con respecto al des-empeño real del proyecto. En cada cuadrilla/turno se incluyeron dos miembros de las co-munidades indígenas locales. Nuestros repre-sentantes en el campo siempre trabajaron en conjunto con un monitor comunitario. Todos los monitores comunitarios mantuvieron una comunicación directa con el SAC en caso de re-querirse información de campo o la confirma-ción acerca de cualquier problema. Asimismo, las autoridades locales establecieron contacto directo con ellos para obtener información de primera mano. Al final del proyecto, como par-te de la documentación auditada, se incluyó un conjunto de actas y registros en los cuales los Monitores Comunitarios firmaron como testi-gos o declaraban su conformidad con cualquier proceso u otro problema ambiental y social.

ADMINISTRACIÓN DEL CICLO DE VIDALa Evaluación del Ciclo de Vida (LCA) y la Ad-ministración del Ciclo de Vida (LCM) son ins-trumentos de gestión ambiental que están sien-do utilizados cada vez más por los operadores petroleros, sobre todo cuando se habla de pro-yectos nuevos que deben mantener el impacto ambiental más bajo posible desde su inicio.

Hace ocho años, en el momento en que este proyecto fue ejecutado, el concepto de LCA/LCM era nuevo para las operaciones petroleras en nuestra región. Solo pocas organizaciones solían hablar de ello como una mejor práctica por venir, pero casi ninguna las había imple-mentado como parte de su estrategia de ges-tión de proyectos.

Además de eso, pocos consultores ambien-tales sabían de estas herramientas de gestión y se las hacía referencia a productos totalmente ajenos a la industria petrolera. Para la empresa fue un reto incluir este nuevo concepto dentro de un proyecto tan importante.

ABANDONODe acuerdo con el Plan de Manejo Ambiental (PMA) existía una disposición claramente de-finida en el caso de ser necesario el abandono de esta plataforma. Esta posibilidad se consi-deró exclusivamente para cuando los resulta-dos de perforación exploratoria, mostrasen que este prospecto no era comercialmente via-ble para su desarrollo.

El Proyecto Batata 2 cayó en la necesidad de aplicación del proceso de abandono. Se mantu-

vieron los procesos de monitoreo y las buenas prácticas de construcción hasta el final de la ejecución del proyecto, en la remoción total de equipos, estructuras, accesorios y todo lo que fue introducido en el área. Así como la recon-figuración del paisaje a la morfología original del sitio, la recolocación de la capa orgánica de suelo acumulada desde el inicio de la fase de construcción, el control de la erosión potencial en pendientes y zonas sensibles y la recupera-ción de las condiciones naturales, para promo-ver el rebrote de la vegetación endémica y de especies dominantes locales de la selva.

Todas estas actividades se ejecutaron con éxito y las condiciones generales se restablecie-ron hasta el punto de que el SAC estuvo de acuer-do y aprobó todas las acciones implementadas.

CONCLUSIONESA partir del 2014, el concepto de Evaluación y Administración del Ciclo de Vida se ha conver-tido en una herramienta muy conocida que se está aplicando a muchos proyectos. Pese a ello, los operadores petroleros continúan buscando medidas de campo eficaces que contribuyan a una ejecución exitosa de sus proyectos y a la aplicación efectiva de las mejores prácticas so-ciales y de SSA. El concepto de Ciclo de Vida permitió ver un panorama más amplio del pro-yecto y vincular diferentes fases (exploración - producción - desarrollo) con el fin de identi-ficar proactivamente problemas potenciales y tomar decisiones y correctivos oportunos.

En primer lugar, se debe observar el pano-rama completo desde el inicio del proyecto. No se puede decir: “Si encontramos petróleo vamos a hacer esto o aquello, o mejorar esto o aquello”. Nuestros compromisos tienen que ser demostrados de forma consistente a lo largo del Ciclo de Vida del proyecto. Impac-tos sociales puedan dañar la reputación de las empresas, afectar el valor de los activos y de sus acciones en la bolsa. Estos podrían ser fácilmente identificados desde el inicio y gestionados adecuadamente para reducir sus efectos negativos.

La segunda lección aprendida es la parti-cipación e involucramiento, estar abiertos a una participación activa de grupos de interés. La inclusión de grupos de interés internos y externos solo enriquece el proyecto y, por lo tanto, allana el camino para el éxito. Trabajan-do en silos, sin transparencia y sin la estrecha

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colaboración se conducirá al fracaso. Esto se aplica para los empleados, gerentes, ingenie-ros, contratistas, comunidades, ONGs, etc. Es nuestra responsabilidad, como industria y em-presas, crear una masa crítica de buenos pro-fesionales. Contar con trabajadores capaces y contratistas confiables demuestra a los grupos de interés externos que la industria petrolera no sólo está comprometida con los componen-tes sociales o ambientales, sino con la sosteni-bilidad de nuestra industria y del planeta.

Las siguientes imágenes muestran algunas etapas de este exitoso proyecto: La construc-ción de la plataforma (foto 4), justo antes de la llegada del equipo de perforación (foto 5), durante las actividades de perforación (foto 6) y, finalmente, en las fases iniciales de la recu-peración (foto 7).

Limitaciones logísticas vinculadas a la le-janía de este proyecto han impedido obtener fotografías recientes, pero se tuvo acceso a algunas imágenes satelitales controladas del sitio y se concluyó que la Plataforma Remota Batata 2 no es fácilmente reconocible/identifi-cable, por lo tanto, el proceso de recuperación natural ha sido en gran medida exitoso. Este es el primer proyecto ejecutado en el PNY que ha completado el Ciclo de Vida, dando plena credibilidad a la habilidad y capacidad que la industria petrolera tiene para innovar y apo-yar a su sostenibilidad.

Podríamos establecer dos grandes leccio-nes aprendidas. Primero, que la continuidad proporcionada por PetroOriental al proyecto en términos de gestión ambiental y social fue esencial para su éxito. Todos los grupos de inte-

Foto 4. Construcción de la plataforma

Foto 5. Casi listo para la entrada del taladro de perforación

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rés estuvieron escépticos con respecto a que las empresas chinas recién llegadas podrían man-tener los compromisos anteriores. Afortunada-mente, los compromisos se respetaron y se eje-cutaron los proyectos siguiendo las estrategias inicialmente diseñadas. El apoyo de grupos de interés sensibles se mantuvo, así como los com-promisos del Comité Asesor Científico (SAC).

REFERENCIAS1. Thurber M, Westlund D, Benalcázar F L, Reducing the Footprint of 3D Seismic in the Tro-pical Rainforest of Ecuador (SPE-95384-PP), SPE Asia Pacific Health, Safety and Environ-

Foto 6. Perforación a toda marcha

Foto 7. Durante los primeros pasos de recuperación

ment Conference and Exhibition held in Kuala Lumpur, Malasya (19-20 September 2005).2. Bass MS, Finer M, Jenkins CN, Kreft H, Cis-neros-Heredia DF, et al. (2010) Global Conser-vation Significance of Ecuador’s Yasuní National Park. PLoS ONE 5(1): e8767. doi:10.1371/jour-nal.pone.00087673. Fernando L. Benalcázar, Peter W. Ayarza and Mark W. Thurber, Peoples in Voluntary Isolation, Hydrocarbon Exploration and Recommended Prac-tices (SPE-127103-PP), SPE International Con-ference on Health, Safety and Environment in Oil and Gas Exploration and Production held in Rio de Janeiro, Brazil, (12–14 April 2010).

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revista pge petrÓleo&gas marzo 2016

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