revista pge petrÓleo&gas septiembre 2015

No. 006- SEPTIEMBRE 20152 000 EjEMPlaRES ISS

N 1

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0-

88

12

cifras Política petrolera:

Reingeniería integral

geología y geofísica

Trampas de petróleo hidrodinámicas en el occidente de

la cuenca oriente del Ecuador

UNA VISIÓN A LA SPE

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eDiTorial

sPe: Una ventana

de oportunidades para la industria

petrolera

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La Society of Petroleum Engineers (SPE), el mayor ente de individuos en el mundo, que sirve a la indus-tria de petróleo (upstream) y gas, es un ejemplo de organización centralizada en su dirección, pero des-centralizada en su estructura y con una clara dele-gación de decisiones en sus oficinas internacionales principales.

La SPE Internacional es una red global dinámica que abarca más de 143 mil miembros en 16 regiones y más de 147 países. Cada año, organiza más de 150 eventos en el mundo.

Este 2015, Quito será sede del Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference LACPEC organizado por SPE. El evento que será entre el 18 y el 20 de noviembre busca, entre otras cosas, compartir conocimientos técnicos, para ayudar a ob-tener las necesidades energéticas globales, de una forma segura y responsable con el ambiente.

Los eventos técnicos de la SPE son una ventana de oportunidad para que los profesionales presenten sus trabajos, previamente seleccionados. Con ello se estimula la participación y competitividad. Asimismo, las empresas pueden exhibir sus tecnologías y me-jores prácticas a los asistentes. No se puede dejar de lado, que para los profesionales es la oportunidad perfecta para reencontrarse con viejos colegas y ami-gos, además de potenciar el networking. En definitiva, para sus miembros será la oportunidad idónea para mejorar sus competencias técnicas, profesionales y a la vez, su perfil dentro de la industria.

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conTeniDo

6 Una visión a la SPE

9 Política Petrolera: Reingeniería integral

12 Una apuesta a los hidrocarburos por la justicia y la equidad

16 Capacitación y eventos

22 Reportes: taladros de perforación y mantenimiento

28 Estadísticas

34 Trampas de petróleo hidrodinámicas en el occidentes de la cuenca oriente del Ecuador

39 Neo en Campo Sacha – Asegurando la obtención de curvas de hueco abierto con menor riesgo operativo

44 Mecanismo FAGO para la interpretación de tres Macro-variables, en el Campo BAV

51 Aplicación de pozos horizontales completados con controladores de influjo autónomos en el Campo Limoncocha

59 Estado actual de la industria mundial de refinación de petróleo en Latinoamérica

OPINIÓNO PUBLICITARIOP INFORMATIVOi ENTRETENIMIENTOE FORMATIVO/EDUCATIVO/CULTURALF DEPORTIVOD PROPAgANDAPr

CLASIFICACIÓN DE CONTENIDOS

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revisTa Pge PeTróleo & gas

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

Corrección de estilo: María Los Ángeles Cardona Diseño: Cinthya Cisneros Fotografía: Cortesía SPE y Baker Hughes Colaboradores de esta edición: Ing. Italo Cedeño, Ing. Carlos Pérez, Ing. Paul Barragán, MSc. Walter Spurrier Baquerizo, Ing. Shura Rosero, Ing. Ivanna Báez, Ing. Fernando Benalcázar, Ing. Marcelo Karolys, Ing. Jorge Rosas, Ing. Félix Ramírez, Ing. José A. Rodas, Ing. Agustín Paladines, Ing. Laura Rodríguez, Ing. Hernán Sánchez, Ing. Gino Hinojosa, Ing. Mónica Guerrero, Ing. Mauricio Herrera, Ing. Elizabeth Vicente, Ing. Bladimir Cerón, Ing. Álvaro

Gallegos, Ing. Víctor Imbaquingo, Ing. Álvaro Izurieta e Ing. Kris Ramanadhan.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: 006 - septiembre 2015 Frecuencia: Trimestral ISSN: 1390 - 8812

Contacto, ventas e información: [email protected]

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6 P G E P E T R ó l E O & G a S - S E P T I E M B R E 2 0 1 5

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gesTores

Autor: Carlos Pérez

Una visión a la sPe

¿QUé ES LA SPE?La Society of Petroleum Engineers (SPE) es la mayor organización gobal de individuos que sirve a la industria de petróleo y gas.

Los eventos técnicos que organiza, sus pu-blicaciones, recursos, secciones locales y capí-tulos universitarios permiten a sus asociados mejorar sus competencias técnicas, profesiona-les y a la vez, su perfil dentro de la industria.

La SPE Internacional es una red global dinámica de más de 143 mil miembros en 16 regiones y más de 147 países. Cada año, orga-niza más de 150 eventos en el mundo.

Los asociados se agrupan por áreas geo-gráficas denominadas secciones. Participar en estas reuniones locales, es propicio para inter-cambiar información técnica, interactuar con colegas, apoyar a los capítulos universitarios y comprometerse con otras actividades de bene-ficio para las comunidades.

Las más de 190 secciones de la SPE, permi-ten a sus asociados:• Intercambiarinformacióntécnica.• Teneruna red e intercambiar conocimientos

con otros asociados.• Obtenerconocimientosydestrezasconexpe-

riencias que mejoren sus profesiones.• Más de 330 capítulos universitarios global-

mente que apoyan a estudiantes asociados.

MISIÓN y VISIÓN DE LA SPERecolectar, difundir e intercambiar conocimien-tos técnicos relacionados con la exploración, de-sarrollo y producción de petróleo y gas, además de tecnologías relacionadas para aportar al bien público, proveyendo oportunidades a los profe-sionales de E&P, para que mejoren sus compe-tencias técnicas y profesionales.

Para conseguir este propósito se brindan opciones para participar en diversas seccio-nes técnicas, lo cual les permite intercambiar ideas, mejorar aptitudes y llevar a cabo pro-yectos de interés particular. Los asociados a una sección técnica en particular se reúnen

generalmente de manera virtual.La SPE permite a la industria E&P compartir co-nocimientos técnicos, para ayudar a responder a las necesidades energéticas globales, de una for-ma segura y responsable con el ambiente.

ORgANIzACIÓN SPELa SPE está organizada en seis áreas de conoci-miento técnico:• Perforaciónycompletación.• Salud,seguridad,ambienteyresponsabilidad

social.• Gerenciaeinformación.• Producciónyoperaciones.• Proyectos,facilidadesyconstrucción.• Descripciónydinámicadereservorios.

¿POR QUé AFILIARSE A LA SPE?Asociarse a la Society of Petroleum Engineers (SPE) es clave para conectarse con las mentes más brillantes de la industria de exploración y producción (E&P) de petróleo y gas. Como pro-tagonistas vitales del pasado, presente y futu-ro de la tecnología de E&P, los asociados de la SPE han sido responsables de logros significa-tivos en la industria, innovaciones y nuevas perspectivas, a lo largo de seis décadas, apro-ximadamente. Afiliarse a la SPEpermite: • Desarrollarnuevosconocimientosyhabilida-

des de liderazgo. • Obtenerconexioneslocalesyglobalesqueper-

mitan mejorar sus conocimientos.• Construirunaredconlíderesquetenganin-

fluencias técnicas.• Hacerladiferenciaennuestrascomunidadesy

nuestra industria.

¿QUIéNES SON ASOCIADOS DE LA SPE?Los asociados de la SPE representan una va-riedad de sectores industriales, posiciones y niveles de influencia dentro de cada organi-zación. Incluye ingenieros, gerentes, ejecuti-vos, consultores, geofísicos, geólogos y mu-chas otras funciones.

Carlos Pérez es Ingeniero Eléctrico por la Universidad de Texas, Estados

Unidos. Presidente de la Sociedad de

Ingenieros de Petróleos (SPE) Capítulo Ecuador.

Director de Nuevos Negocios, Halliburton

Ecuador.

7P G E P E T R ó l E O & G a S - S E P T I E M B R E 2 0 1 5

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gesTores

• Profesionalesconexperiencia.• Profesionalesjóvenes.• Estudiantes.

BENEFICIOS PARA LOS ASOCIADOS SPE ofrece una variedad de recursos y opor-tunidades para todos los asociados que varía dependiendo de su calidad.

PARA ASOCIADOS PROFESIONALES CON ExPERIENCIA: •Anualmente, pueden asistir y participar en

más de 200 eventos, incluyendo conferen-cias, talleres especializados, cursos de capa-citación técnica, webminars, comunidades virtuales y otros recursos en línea.

•Suscripcióna lapublicaciónmensual Jour-nal of Petroleum Technology (JPT), en la que se destacan los últimos avances tecno-lógicos de la industria de E&P.

• Afiliaciónalasecciónlocal.• ConexiónvirtualalareddelaSPE.• Oportunidadesdevoluntariado.• Reconocimientodesucarreraprofesionalycer-

tificaciones. •Descuentos en los productos y servicios de

la SPE.

PARA PROFESIONALES jÓVENES, ADE-MáS DE LOS BENEFICIOS PARA PROFE-SIONALES ExPERIMENTADOS: • Suscripción mensual a la revista The Way

Ahead.• Participacióndelprograma “AmbassadorLec-

turer”.• Reconocimientoenelcomité,elprogramaylared“ProfesionalesJóvenes”.

• Descuento en la membresía incluyendo dosaños despues de su graduación.

PARA ESTUDIANTES: •ProgramaeMentoring a través del cual profe-

sionales en sus primeros años de carrera son conectados con profesionales experimenta-dos. Con más de 330 capítulos universita-rios globalmente, la SPE permite a los estu-diantes mejorar sus conocimientos y ayuda

a la preparación de sus carreras. • Becas.• Oportunidadderedesconotrosprofesionales.• Descuentosenlibrosypublicaciones.• Recursosenlínea.• Concursodepapelestécnicos.

PROgRAMAS y BENEFICIOS ADICIONALES: • Comunidadesyseccionestécnicas.• Revisiónporpartedeloscolegasdelosdo-

cumentos que se publican en revistas o con-ferencias.

• Participación en el programa de OradoresDistiguidos que consiste en ponencias ofre-cidas por reconocidos líderes de la industria.

• ProgramaEnergy4me.org• Descuentos en documentos de

OnePetro.org, una herramienta en línea muy popular para encontrar soluciones téc-nicas, la cual congrega recursos técnicos de varias organizaciones de la industria (inclu-yendo a la SPE) en un solo lugar. Esta herra-mienta de fácil uso contiene más de 160 mil documentos técnicos escritos por expertos.

• AccesoaPetroWiki,elprimerwikidelain-dustria upstream del petróleo y gas, mode-rada por asociados de la SPE.

• AccesoaSPEConnect,unaplataformavir-tual que facilita la comunicación, la colabo-ración y la interacción con otros asociados de todo el mundo.

• CertificaciónenIngenieríadePetróleo,unacredencial internacional que reconoce el ni-vel de conocimiento de los postulantes.

Afíliese en: http://www.spe.org/join/

INCREMENTE SUS hABILIDADES TéCNICAS CON LA CONFERENCIA DE INgENIERíA DE PETRÓLEO PARA AMéRICA LATINA y EL CARIBE

DE LA SPE (LACPEC)

The Society of Petroleum Engineers (SPE) lo invita a usted y a su compañía a LACPEC, al evento técnico de la SPE más importante en la industria de exploración y producción en la región.

LACPEC 2015 se desarrollará del 18 al 20 de noviembre, en el Centro de Convenciones Quorum en Quito, Ecuador. ¡Inscríbase antes del 19 de octubre y ahorre USD 100!

Este año LACPEC rompió sus records al recibir más de 820 propuestas técnicas y seleccionar 250, lo que garantiza un programa técnico de alta calidad. El tema del programa multidisciplinario técnico es: “Personas, Planeta y Tecnología: soluciones energéti-cas innovadoras a los entornos más exigentes.”El objetivo es enfatizar las necesidades técnicasexistentes, emergentes, futuras y sociales del sectorpetrolero en upstream. Los artículos técnicos estarándisponibles en OnePetro, la biblioteca virtual de la industria de exploración y producción ingeniería de petróleo. Las secciones técnicas son:

• Regional Play Assesments• Integration of Geoscience Technologies• Well Construction and Well Stimulation• EOR/IOR/Mature Fields• Water and CO2 Management Reservoir

Management and Testing• Gas Technologies• Reservoir Characterization and Description• Risk analysis and Evaluation of Oil & Gas

Developments• Heavy Oil • Reservoir Planning / Naturally-Fractures

Reservoirs• Petroleum Reserves and Resources Estimation • Production and Facilities• Sustainability: HSE and Social Affairs• Emerging and New Technologies: Now and Beyond• Flow Assurance/Production Chemistry• Reservoir Management and Testing• Digital Oilfield• Reservoir Management and Deepwater

Develpments

La conferencia, además, incluirá concursos como el Petrobowl y de artículos técnicos estudiantiles, el taller para profesores de secundaria Energy4Me, una sesión para jóvenes profesionales, la reunión de capítulos

estudiantiles de la SPE de la región y cursos especializa-dos de capacitación.

Participe en LACPEC, la conferencia ideal para mostrar los últimos avances técnicos de su compañía a más de 1000 delegados, así como sus más recientes productos y servicios. La exposición con proveedores regionales de petróleo y gas, autoridades regionales de energía y ejecutivos internacionales, le permitirá perfeccionar su estrategia y mejorar sus objetivos comerciales.Para registrarse y obtener más información, visite www.spe.org/go/PRLACPEC.

¿Está interesado en promover los productos y servi-cios de su empresa?Comuníquese con Ariela guardado al +1.713.457.6878 o vía email [email protected] para detalles.

¿Preguntas?• Contáctanos a [email protected]

ACERCA DE LA SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS

La Society of Petroleum Engineers (SPE), es una aso-ciación profesional sin fines de lucro que cuenta con miembros comprometidos con el desarrollo y produc-ción de recursos energéticos. La SPE sirve a más de 143 mil miembros, en 147 países a escala mundial. Asimismo, la SPE es un recurso clave de conocimiento técnico para la industria de exploración y producción de petróleo y gas, y provee servicios a través de sus publi-caciones, eventos, cursos de capacitación y recursos en línea www.spe.org.

CONTACTO DE PRENSA • Society of Petroleum Engineers• Andrea Valencia, +1.972.952.1112, • E-mail [email protected]

SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference

LACPE C 15 18–20 November 2015Quito, Ecuador

PUBLIRREPORTAJE


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Política petrolera: reingeniería integralAutor: Walter Spurrier Baquerizo

Walter Spurrier Baquerizo. Máster en Ciencias Políticas de la Universidad de California, los Ángeles (UCla). amplia experiencia asesorando empresas y dictando seminarios sobre escenarios económicos y políticos. Director del Informe sobre Economía y Política análisis Semanal y su versión en Inglés ‘Weekly análisis’. Editorialista de Diario El Universo y El Comercio. asesor de la Cámara de Industrias de Guayaquil. Presidente del Grupo Spurrier.

FIN A ALTOS PRECIOSEl período de precios altos y sostenidos para el petróleo ha tocado fin. Entre marzo de 2010 y junio de 2014 el Ecuador vendió su petróleo a $98 el barril.

Al cierre de este artículo debe estar por $45, con mayores posibilidades de una caída más pronunciada como consecuencia de la in-certidumbre de la economía china luego del colapso de la bolsa de Shanghái, el anuncio de un acuerdo de las potencias con Irán que permitiría a Teherán producir y vender más crudo, y a la reactivación de la explotación de esquistos cuando el WTI se recuperó a $60.

POCA INVERSIÓNLos altos precios son una señal alentadora para el desarrollo de yacimientos de costos más elevados. La elevación de la primera par-te de la década favoreció el desarrollo del cru-do pesado, alentó a Petrobras en la explora-ción costa afuera y, de manera más decisiva, dio aliento a la tecnología de extraer petróleo de esquistos.

En nuestro país, las autoridades priorizaron incrementar la participación fiscal por barril de crudo, a expensas de las contratistas. Si bien esto por una parte debe haber incremen-tado los ingresos petroleros para un mismo nivel de producción, desalentó la inversión exploratoria.

La figura 1 ilustra la inversión extranjera neta en minas y petróleos por trimestre. La inversión neta promedia entre $40 y $100 tri-mestral en los últimos años. La excepción es la notable inversión del último trimestre del año pasado, de capitales canadienses, por lo que presumiblemente tiene que ver con el sector minero y no el petrolero.

CAE PRODUCCIÓNEl crecimiento del sector minas y petróleos, tal como se lo mide para cuentas nacionales, se aceleró hacia principios de 2014, pero se ha precipitado desde entonces, tal como lo ilustra la figura 2. Utilizamos ilustrar el crecimiento en períodos de 12 meses móviles, que permite visualizar más claramente las tendencias.

Fuente: BCE, “IED por Rama de Actividad Económica”

INvERSIóN ExTRaNjERa EN ExploTaCIóN DE MINaS y CaNTERaSpor trimestre, en millones de $

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0I III II II IIIII III IIIIV IV IVIV 2012-I 2013-I 2014-I 2015-I

SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference

LACPE C 15 18–20 November 2015Quito, Ecuador


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Fuente: BCE, “Cuentas Nacionales Trimestrales Nº 91” y “Previsiones Macroeconómicas 2015”

pETRólEo y MINaScrecimiento por períodos móviles de 12 meses, en relación al mismo período del año anterior

Las previsiones oficiales son que el PIB petro-lero y minero se contraiga 0,5% en 2015, lo cual concuerda con la tendencia de la produc-ción petrolera, que viene descendiendo desde noviembre de 2014 y para julio de 2015 está en 25 mil bpd menos que en noviembre, des-censo de 4,5%.

NO hAy ExPLORACIÓNSi con los precios altos no fue atractiva la in-versión de riesgo en exploración, lo será me-nos ahora. Pungarayacu, cuya exploración fue contratada con bombos y platillos a principios del actual régimen, fue devuelto al Estado, en parte, por haber perdido atractivo ante la nue-va realidad de precios.

Petroamazonas tiene previsto a lo sumo en septiembre de 2016 iniciar la producción en Tiputini, el extremo occidental del ITT. Hace un año el gerente de Petroamazonas de aquel entonces reveló que “hay prestadorasde servicios y contratistas que han mostrado interés en financiar parte de la primera etapa del proyecto pero aún no hay nada definido” (El Comercio 17 de agosto de 2014). No se ha anunciado la contratación de un socio estraté-gico o proveedor de servicios con riesgo.

Difícilmente el Estado está en condiciones de llevar adelante por sus propios medios, la ex-ploración y desarrollo de este campo. Además que la rentabilidad de Tiputini a los actuales precios del petróleo puede no ser atractiva. El costo por barril estaría en al menos $30/b.

La gran apertura petrolera del régimen ac-tual es el Suroriente y hasta ahora no se con-creta el inicio de trabajos de exploración en ninguno de sus bloques.

Los campos tradicionales o bien los ope-ran contratistas privadas o Petroamazonas a través de empresas que prestan servicios con riesgo. En ambos casos son capitales privados los que se invierten y Petroamazonas paga por barril producido. La principal excepción es Auca, en circunstancias que hay grandes ex-pectativas de un incremento en las reservas en el área ubicada entre este campo y Sacha.

Sería importante que en esos campos se haga recuperación mejorada que permita in-corporar reservas probadas recuperables. La caída en la tasa de producción desde noviem-bre, que coincide con la baja del precio del cru-do, sugiere que con bajos precios, la inversión para mantener o incrementar la producción de crudo no es atractiva para estas empresas, a

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pesar de tener garantizado el pago por la empre-sa estatal de un valor fijo por barril producido.

REPENSAR EL AgUAS ARRIBAAnte estas realidades, y las expectativas que el precio del crudo no mejore significativamente en el futuro próximo, cabe un replanteo de la política petrolera aguas arriba para revertir esta tendencia a la caída de la producción.

Ha pasado una larga generación desde la anterior vez que los precios se mantuvieron a niveles extraordinarios. Quizá cuando nueva-mente se suscite este fenómeno, ya no estare-mos entre los ganadores, habiendo dejado de ser netos exportadores.

ESPERANDO A RDPEn lo que respecta a aguas abajo, el panorama no es menos incierto. El 16 de julio pasado se cumplieron siete años desde que en Manta, Hugo Chávez anunció que Venezuela aumen-taría su producción petrolera, para enviar el nuevo crudo a Manabí para su procesamiento en la Refinería del Pacífico (RdP).

De entonces acá, entre estudios, movi-mientos de tierra y obras complementarias el Estado ha invertido sobre $1 200 millones en RdP sin que se haya conseguido un socio estra-tégico dispuesto a ejecutar la obra, conseguir financiamiento y compartir el riesgo.

LA REPOTENCIACIÓNLa principal iniciativa del actual régimen es la repotenciación de la refinería de Esmeraldas, lo que a la fecha ha requerido una inversión de $1 200 millones.

A fines de este año sabremos cuánto habrá aumentado y mejorado la producción de com-bustibles.

En 2007-2014 Esmeraldas procesó 86 mil ba-rriles diarios de crudo, un 10% menos de lo que procesó entre 2000 y 2006. Las Cuentas Nacio-nales del Banco Central muestran una tendencia a la contracción de la actividad de refinación pe-trolera, con la expectativa que en 2015 cierre al mismo nivel que en 2014, en que cayó a la mitad de lo que fue en 2013 (figura 3).

En todo caso, el objetivo de la repotencia-ción es llevar la refinería a la potencia que es-taba supuesta a tener, capacidad de procesar 110 mil bpd de crudo.

REINgENIERíAEl país necesita una mayor capacidad de refi-nación para abastecer su mercado interno, que hoy es de 250 mil bpd. Es hora definir si RdP va adelante, si cabe ejecutar un proyecto me-nos ambicioso, o si ampliar Esmeraldas.

A los ocho años y más del presente régimen se torna imprescindible hacer una reingenie-ría integral de la política petrolera.

Fuente: BCE, “Cuentas Nacionales Trimestrales Nº 91” y “Previsiones Macroeconómicas 2015”

REFINaCIóN DE pETRólEocrecimiento por períodos móviles de 12 meses, en relación al mismo período del año anterior

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Una apuesta a los hidrocarburos por la justicia y la equidad

carburíferos. De esta manera, los ingresos del Estado por la explotación petrolera han mejo-rado y se ha incrementado el control estatal en la explotación, transporte y comercialización de hidrocarburos buscando el menor impacto am-biental posible.

Como hecho histórico en la política social dentro de este modelo de gobernanza energé-tica, el Ecuador reivindica los derechos de la población, determinando que los recursos eco-nómicos generados por los sectores estratégicos de petróleo, minería, electricidad, telecomunica-ciones y agua se inviertan de manera prioritaria en las comunidades amazónicas en las que se realizan los proyectos.

Con el fin de impulsar la ejecución de esta política social, se creó la Empresa Pública Ecua-dor Estratégico, la cual bajo los lineamientos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégi-cos, desde septiembre de 2011, ejecuta proyec-tos y obras de desarrollo integral en las zonas de influencia de los proyectos.

Esto por la reforma de la Ley de Hidrocarbu-ros, con lo cual ahora el 12% de las utilidades y excedentes de las empresas petroleras y mineras se destinan al desarrollo de las comunidades cercanas de los proyectos estratégicos. De esta manera, la creciente alianza público-privada se integra a las políticas dedicadas al desarrollo que ha implementado el Gobierno a través de sus po-líticas por la justicia y la equidad. Ejemplos de ello, son las obras de infraestructura, salud, edu-cación y conectividad que se construyen con las regalías de los recursos, con una inversión entre 2011 y 2014 de más de $1 764 millones, mien-tras que para este año la inversión es de alrede-dor de $307 millones1.

El Gobierno Nacional mediante la Ley 010 subió la renta petrolera de $0,50 a $1 por cada barril del petróleo, para los gobiernos descentra-

El desarrollo sostenible y sobera-no del Ecuador es la meta que el Gobierno se ha planteado y para ello, un cambio en la manera del manejo de los recursos naturales

era imperativo. Ahora, bajo este nuevo mo-delo de gobernanza, la alianza público-priva-da se ha convertido en un pilar importante para el crecimiento de la economía del país. Este es parte de un proceso transformador en el fortalecimiento de operaciones de capital mixto en beneficio de sus ciudadanos.

Tiempo atrás, el modelo de gobernanza de los recursos naturales permitía que las empresas transnacionales se llevasen casi todas las ganan-cias de su extracción, por lo cual desde los inicios del Gobierno Nacional en 2006, el Ecuador ha tomado un cambio de rumbo importante en tor-no al manejo de los hidrocarburos, como recurso natural de todos los ecuatorianos. Se definieron los Sectores Estratégicos (hidrocarburos, mine-ría, electricidad, telecomunicaciones, recursos hídricos y ambiente), con lo cual el modelo del manejo del petróleo se enrumbó hacia una pla-nificación estratégica de cada sector energético del país, impulsando el proceso de nacionaliza-ción y desplazando desde hace ya varios años el tipo de gobernanza neoliberal de los recursos naturales. Esto ha traído beneficios a los ecuato-rianos ya que los recursos obtenidos de la explo-tación del petróleo se revierten en obras.

Dentro de este tema, uno de los hitos tras-cendentales fueron las reformas a la Ley de Hi-drocarburos en 2010, en la cual se incorporaron aspectos de responsabilidad ambiental, de in-versión tecnológica, sobre la transferencia o ce-sión de derechos y obligaciones de los contratos de comercialización de combustibles. Y sobre los procesos de participación ciudadana vinculada a los proyectos de extracción de recursos hidro-

Autores: Shura Rosero / Ivanna Báez: Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos

1. Ministerio de Hidrocarburos


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jado atrás una idea errónea sobre la actividad hidrocarburífera concebida por su afectación y contaminación al medio ambiente dado el abu-so de las transnacionales. Hoy éstas son denun-ciadas y combatidas por el Gobierno Nacional. Ejemplo de ello es el trabajo de Petroamazonas con respecto a las licencias ambientales, el trata-miento de desechos sólidos en centros especiali-zados y el empleo del gas asociado a la explota-ción que va a ser utilizado para la generación de electricidad. Acciones como estas hicieron que en marzo de 2011, Petroamazonas, recibiera del World Finance de Londres, un reconocimiento por el mejor Proyecto de Optimización Energé-tica (OGE) en el Mercado de Carbono y pionero en Sudamérica. Al año siguiente, en Londres, recibió el Premio y Certificado a la Excelencia en Reducción de Quema de Gas (Certificate of Excellence in flaring reduction). El trabajo em-prendido ha generado ahorro para el Estado al reemplazar la generación eléctrica a diésel, por generación a gas asociado y crudo.

Por la consolidación de estas nuevas políti-cas públicas, es posible plantearse desafíos a lar-go plazo, contemplando el manejo adecuado de los recursos naturales.

ECUADOR SOBERANO, EFICIENTE y CON SERVICIOS DE CALIDADEn el contexto geopolítico actual el descubri-miento de grandes reservas de los EEUU ubica al país ante un escenario aún más complicado por ser dependiente del petróleo. Sin embargo, este contexto desafía a invertir en proyectos estra-tégicos en el sector de hidrocarburos, que per-mitan dar pasos hacia la soberanía energética y la reducción en la dependencia internacional. Para ello, se han desarrollado Políticas Públicas acordes a las necesidades del país y ha ejecutado una planificación estratégica en el desarrollo de obras dentro de este sector.

La inversión ejecutada en proyectos hidro-carburíferos en el período 2007-2014 asciende a $15 225 millones2.

El Gobierno Nacional ha invertido en pro-yectos estratégicos de modernización de pro-ducción, almacenamiento, transporte y abaste-cimiento de combustibles.

En el camino hacia una soberanía energé-tica del Ecuador, se ha invertido en proyectos como: Monteverde-Chorrillo, Poliducto Pas-cuales-Cuenca, la rehabilitación de la Refinería Esmeraldas y la producción de Gasolina Ecopaís.

lizados de la región amazónica. Con ello, las lo-calidades amazónicas han percibido desde 2008, anualmente, más de $200 millones adicionales a su presupuesto.

Dentro de este nuevo modelo del manejo del petróleo, se creó la empresa pública Petroa-mazonas, que como parte de la planificación y apuntando al mejoramiento de la producción petrolera, ha emprendido la reactivación de la producción de los campos maduros, con la inver-sión de ocho consorcios integrados por compa-ñías internacionales y nacionales fortaleciendo las relaciones público-privadas. Esto en el marco de una política de acercamiento del Estado a las empresas por alcanzar la soberanía de los recur-sos energéticos.

Para incentivar la inversión de la empresa pri-vada, el Gobierno Nacional ha repotenciado la in-versión y la producción desde el sector público, lo cual ha permitido un crecimiento de este sector. Se ha logrado $2 120 millones de inversión para la recuperación de campos maduros al igual que $182 millones de inversión para la exploración y producción petrolera de los bloques 55 y 28. Estas acciones han permitido que el Ecuador incremente la obtención de petróleo, alcanzando en 2014 un récord histórico en la producción con un promedio de 560 mil barriles por día.

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO 2006 hASTA 2015 ((MILLONES DE BARRILES DE PETRÓLEO – ANUAL))

AÑOSPRODUCCIÓN EMPRESAS PÚBLICAS

PRODUCCIÓN CÍAS.

PRIVADAS

TOTAL DE PRODUCCIÓN

NACIONAL

2006 90,9 105,0 195,9

2007 94,3 92,3 186,7

2008 97,1 87,6 184,8

2009 102,8 74,9 177,6

2010 110,3 67,1 177,4

2011 130,6 52,0 182,6

2012 133,7 50,7 184,3

2013 144,9 47,2 192,1

2014 158,0 45,1 203,1

2015 (hasta abril)

51,3 15,1 66,3

Estos logros se han alcanzado bajo el cuidado y respeto a los derechos de la naturaleza como se especifica en la Constitución, lo cual ha de-

2. Ministerio de Hidrocarburos, Secretaría de Hidrocarburos, EP Petroecuador y Petroamazonas EP

Fuente: Banco Central del Ecuador


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(gasolina 20%, diésel 16%, jet 16% y LPG 16%), para cubrir una mayor parte de la demanda nacio-nal. El proyecto genera alrededor de 3 000 fuentes de trabajo en su fase de construcción y reparación, y ha procurado el desarrollo de convenios para las vías aledañas a la refinería, además de contribuir en la seguridad, educación y salud con una inver-sión social de $137 millones.

Por otro lado, se debe destacar el compromiso de este proyecto por contribuir con el medio am-biente a través de un proceso responsable en el tratamiento de residuos de la refinería. El país dis-pone hoy de una plataforma de Almacenamiento de Residuos Industriales Peligrosos que permite llevar los desechos industriales (toneladas de di etanol amina y sosa gastadas, además de plástico triturado contaminado) hacia plantas procesado-ras en Europa.

4.- PRODUCCIÓN DE gASOLINA ECOPAíSPromover políticas claras sobre el desarrollo de los bio-combustibles es parte de una estrategia na-cional de los sectores estratégicos por generar una alternativa viable tanto económicamente como sostenible para el desarrollo de la industria, la reac-tivación del campo y la generación de empleo.

Los biocombustibles son parte de una visión más amplia del Estado, en la cual se integra la gene-ración de energía limpia a través de las hidroeléctri-cas, un correcto manejo ambiental y la explotación e industrialización de los recursos naturales de ma-nera responsable.

Se estima que este proyecto atraerá inversión privada en un 470 M USD, con una generación de 9 000 empleos, además de una reducción de CO2 y la disminución de hasta un 10% de las importacio-nes de combustibles. Además se debe destacar que permitirá alcanzar una balanza comercial positiva con un ahorro de 1 000 MM USD en cinco años.

INVERSIÓN PARA EL FUTURODe acuerdo a información del Energy Information Administration (EIA), el Ecuador registra una fuente de reservas del orden de los 8,24 billones de barriles, por lo cual es importante ampliar los hori-zontes petroleros no solo en la búsqueda de nuevos proyectos y bloques de explotación, sino también del fortalecimiento de la alianza público-privada.

El compromiso del Gobierno Nacional parte de una planificación específica en 17 proyectos del sec-tor petrolero dirigidos a la explotación y desarrollo de nuevos bloques con una alta inversión tanto para el procedimiento técnico que será de $15 354 millo-nes como el social en las áreas cercanas a los proyec-tos con un aproximado de 183 M dólares.

1.- MONTEVERDE-ChORRILOS: La demanda aproximada de GLP en el país es de 3200TM/día, por lo que para cubrirla se ha ve-nido abasteciendo aproximadamente con: 2500 TM/día desde el Terminal de El Salitral con GLP importado y almacenamiento en mar (a esto le llamanla“zonasur”).

Mediante esta megaconstrucción, que tiene una inversión de $606,7 millones, se asegura el al-macenamiento de gas licuado de petróleo en tierra por 20 días con una capacidad nominal de almace-namiento de 64 mil TM y la demanda total país. De esta manera, este proyecto permite atender la demanda nacional, garantizando el normal abaste-cimiento a las provincias de Santa Elena, Guayas, Manabí, Los Ríos y Azuay, además de eliminar los costos y riesgos del almacenamiento flotante. El costo de la obra representó cerca de $600 millones.

Esta obra no solo beneficia a la zona sur del país sino que también en la generación de fuentes de trabajo directo e indirecto en sus diferentes fases del proyecto. Además de una inversión social de $6,23 millones en salud, desarrollo urbano, sanea-miento ambiental y educación.

2.- POLIDUCTO PASCUALES CUENCA Para el abastecimiento oportuno y eficiente de combustible a la zona centro y sur del país, ac-tualmente los hidrocarburos se transportan mediante auto-tanques desde la Terminal de Pascuales ubicada en la provincia del Guayas hasta Cuenca y Loja. Para ello, se han invertido $541 millones a fin de que a través del poliducto se atienda la demanda de combustibles Gasoli-nas Súper y Extra, Diésel y GLP a las provincias de Azuay, Cañar, Loja, El Oro, Zamora Chinchi-pe y Morona Santiago, disminuyendo los impac-tos ambientales, reduciendo costos de operación y garantizando la seguridad del traslado del combustible. Esta obra está acompañada de una inversión de $22 millones empleados en sanea-miento ambiental, apoyo productivo y vialidad.

3.- REhABILITACIÓN DE LA REFINERíA ESMERALDAS

La Refinería Estatal de Esmeraldas (REE) inició su operación en 1978 con una capacidad de 55 600 ba-rriles diarios, que llegó a alcanzar los 110 mil barri-les con su segunda ampliación. Empero, la falta de mantenimiento en la década de 1990 y principios de siglo XXI, hicieron que esta planta disminuya su capacidad de operación a un 85%. Actualmente, se desarrolla un proceso de rehabilitación de la refi-nería con una inversión de $1 174 millones, ya que garantizará una mayor producción de combustibles


F

cifras

Los proyectos señalados tendrán además una inversión social importante en la genera-ción de proyectos de agua potable y alcanta-rillado, programas de acceso a tecnologías de información, la construcción de unidades del milenio, la dotación de equipos de computación, salud, construcción de redes de distribución y alumbrado público; que beneficiarán a alrededor de 100 mil personas.

Desde 2006 los Gobiernos Autónomos Des-centralizados de esta región han recibido más de $4 200 millones por transferencias de recursos, sin mencionar las inversiones directas que ha hecho el Gobierno central, es decir; cinco veces más de lo que percibieron entre 2000-2006 que fueron $927 millones.

Los esfuerzos del Gobierno han permitido redu-cir en 16 puntos porcentuales la pobreza en la región.

Por el compromiso de la región con el proyec-to y su respaldo al crecimiento del país es que el Banco del Estado (BDE) desembolsó $11,9 mi-llones, para los Gobiernos Autónomos Descen-tralizados Parroquiales Rurales de las provin-cias amazónicas. Un aporte no reembolsable que impulsa el crecimiento regional.

PROYECTOexploración y desarrollo

INVERSIÓN ESTIMADA(millones de dólares)

Bloque 20 6 260

Bloque 43 5 600

Bloque 86 1 720

Bloque 31 668

Bloque 78 190

Bloque 87 190

Bloque 84 130

Bloque 76 92

Bloque 77 92

Bloque 80 92

Bloque 81 92

Bloque 29 60

Bloque 22 50

Bloque 70 40

Bloque 71 40

Bloque 72 40

Bloque 73 40

Total: 15 354 MM

Figura 1. Explotación y desarrollo de nuevos bloques en el país

cifras


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caPaciTación y evenTos

visita de campo al taladro de perforación

organiza: LADSlugar: Oriente- EcuadorFecha: 15 de septiembre de 2015Información: [email protected]

reunión mensual de laDs

organiza: LADSlugar: Quito -Ecuador Fecha: 22 de octubre de 2015Información: [email protected]

The value of assessing Uncertainty (What you Don’t Know can Hurt you)

organiza: SPE Distinguished Lecturelugar: Quito - Ecuador Fecha: 23 de septiembre de 2015 Información: http://www.spe-ecuador.org

lacPec: conferencia deingeniería de Petróleo para américa latina y el caribe

organiza: SPE Ecuadorlugar: Quito- EcuadorFecha: 10 al 20 de noviembre de 2015 Información: www.spe.org/training

Bridging the gap between Drilling and completions: challenges and solutions in Horizontal Wells

organiza: SPE Distinguished Lecturelugar: Quito - Ecuador Fecha: 14 de marzo de 2016 Información: http://www.spe-ecuador.org

completion scorecard: The importance of scoring High

organiza: SPE Distinguished Lecturelugar: Quito - EcuadorFecha: 15 de octubre de 2015 Información: http://www.spe-ecuador.org



Autor: Fernando L. Benalcázar

sPe promueve sostenibilidad en la industria

Fernando l. Benalcázar. Presidente y Senior

Partner de aPD Proyectos Cia. ltda. Por más de 23 años

ha apoyado proyectos internacionales de la

industria petrolera en diversos países. Se ha

desempeñado en el Grupo de Trabajo de

Sostenibilidad de la SPE Internacional desde

el 2012. Maestría en Ingeniería Civil de la U. Federal de Río de janeiro, Brasil y CSP

(Profesional Certificado en Seguridad Industrial

en los EUa.)

En julio de 2015 la SpE celebró en Bogotá – Colombia, la Conferencia latinoamericana y del Caribe de Salud, Seguridad Industrial, ambiente y Sostenibilidad. Se

desarrollóbajoellema:“Compartiendolasmejo-res prácticas en SSA y Sostenibilidad para el cre-cimiento económico, equilibrando el desarrollo social y la protección ambiental”.

Se ofrecieron tecnologías de última genera-ción y sus efectos sobre sostenibilidad, frente a los grandes retos y experiencias en SSA, Respon-sabilidad Corporativa e Innovación, que existen en la ejecución de proyectos de petróleo y gas, en ambientes y condiciones actuales de trabajo cada vez más demandantes.

La Conferencia fue inaugurada oficialmen-te por Nathan Meehan, Presidente SPE 2016. Meehan resaltó la misión de la SpE: Recopi-lar, difundir e intercambiar conocimientos técnicos relacionados con la exploración, de-sarrollo y producción de petróleo, gas y tecno-logías afines, para el beneficio público y pro-veer oportunidades, para que los profesionales mejoren su competencia técnica y profesional. Hizo hincapié en el propósito de Baker Hughes que es el de facilitar energía segura y asequible, mejorando la vida de las personas. Destacó su práctica de negocios: Perfect HSE Day reite-rando que la sostenibilidad es la única forma de hacer negocios para las actividades de petróleo y gas, en la actualidad y el futuro.

La reunión, a la que asistieron 147 profesio-nales, de 15 países y cuatro continentes, relacio-nados con Operaciones, SSA, Responsabilidad Corporativa y Sostenibilidad, exploró y analizó lo que ha funcionado, lo que no y lo que se ha aprendido con respecto a acciones y prácticas, en las cuales se requerirán futuras innovaciones tecnológicas, para fortalecer bajo principios de sostenibilidad, la Licencia Social de Operar. La conferencia brindó una oportunidad de networ-king, compartiendo y aprendiendo de actores exitosos de la industria en estos temas.

Hubo dos sesiones plenarias. La primera: “MarcoRegulatorioenlaRegióndeAméricaLa-

tina y el Caribe”, marcó el tono de la conferencia. Representantes de alto nivel de los organismos reguladores de energía de Ecuador, Colombia y México compartieron y discutieron sus esfuer-zos por crear un entorno empresarial adecuado, para el desarrollo productivo y socialmente res-ponsable. Los panelistas que participaron en el evento fueron Ulises Neri, titular de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México; Edgar E. Rodríguez, Jefe Ambiental de la Agencia Na-cional de Hidrocarburos de Colombia e Yvonne Fabara, titular de la Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador.

Lasegunda:“RetosSocialesenE&PenlaRe-gión de América Latina y el Caribe”, puso sobre la mesa los retos de la industria, junto con las mejores prácticas que garanticen el desarrollo eficiente y sostenible de actividades de explo-ración y producción (E&P), equilibrando temas ambientales en las regiones en las que las opera-ciones se ejecutarían.

El sector petrolero es conocido por la alta demanda de compromiso social efectivo que prevenga o mitigue los impactos a largo plazo en el tramado social, a lo largo de la cadena de suministro. Asimismo, por la generación de valor compartido para las partes involucradas y su contribución al desarrollo del territorio en el que opera. Los panelistas invitados, de nacio-nalidad colombiana fueron: David Arce de Arce Rojas Consultores; Weildler Guerra, antropólo-go wayuu y Gustavo Bernal, representante del Ministerio de Energía y Minas.

En el marco del evento se planificó que por primera vez la SpE se asociase con la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Cari-be (ARPEL). El objetivo fue organizar una mesa redonda relacionada con los Retos de Sostenibi-lidad para el Desarrollo Upstream en Colombia. Este panel fue bien recibido por los profesionales porque brindó una discusión abierta y detallada sobre temas de actualidad e importancia en Co-lombia. Entre ellos están la distribución de los ingresos petroleros y cómo afecta en la relación operadores-comunidades, además de las inte-

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racciones sociales complejas, entre las minorías étnicas y pescadores.

Otro punto a destacar de la Conferencia fue el tema escogido para el Keynote Luncheon: “Fracturamiento (Fracking) -historia, tecnolo-gía y efectos socio-ambientales en su aplicación y funcionamiento”. El orador fue Luis A. Anaya de Fenix Oilfield Services (quien también estará presente en LACPEC 2015). El enfoque directo presentado por Anaya contribuyó al conoci-miento general y subrayó la controversia actual de esta tecnología y su uso durante años.

En esta conferencia SpE ofreció por segun-da ocasión un curso formal en sostenibilidad - The Sustainability Imperative: Making the Case and Driving Change. Acciones como la presenta-ción de este curso demuestran el compromiso actual de la SPE con este tema. También son de suma importancia para mejorar el entendi-miento y conocimiento respecto a equilibrar el crecimiento económico y las cuestiones sociales

y ambientales en los proyectos petroleros.Los asistentes partieron de la conferencia

con el entendimiento de que la industria debe asumir una responsabilidad que va más allá de la regulación actual y que, de forma proactiva, debe promover y proporcionar información oportuna sobre tecnologías y prácticas aplicadas directamente a operaciones exitosas. Eventos futuros similares de la SPE en la región son la 2015 LACPEC - Latin American and Caribbean Pe-troleum Engineering Conference a realizarse del 18 al 20 de noviembre en Quito, Ecuador y el 2016 Mexico Health, Safety, Environment and Sustai-nability Symposium, que se desarrollará el 30 y 31 de marzo, ofrecerán insight y oportunidades de aprendizaje.

En una encuesta realizada durante esta conferencia, los participantes calificaron el contenido técnico de los trabajos presentados, sesiones técnicas y material entregado de la si-guiente forma:

TRabajoS pRESENTaDoS SESIoNES TÉCNICaS

MaTERIal ENTREGaDo

Bueno20%

Muy bueno20%

Excelente10%

Bueno20%

Bueno26%

Muy bueno55%

Muy bueno53%

Excelente25%

Excelente21%

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La Asociación de la Industria Hidrocarburífe-ra del Ecuador (AIHE) realizó el miércoles 24 de junio de 2015, la inauguración de su nueva Dirección Ejecutiva y la presentación oficial de su Proyecto de Plan de Trabajo para el pe-ríodo junio 2015 - junio 2017.

Italo Cedeño, Director Ejecutivo de la AIHE, dio la bienvenida a los invitados y ex-puso los principales puntos del plan. Entre ellos se encuentran: el aumento del número de empresas afiliadas a la AIHE, así como el esta-blecimiento de relaciones con organizaciones internacionales afines a la industria hidro-carburífera. Otro de los objetivos será crear la Cámara Petrolera Ecuatoriana para integrar

la aiHe presenta su Plan de trabajo junio 2015-2017

encuentro de laDs en colombia

a todas las empresas y personas relacionadas con el sector. El evento contó con la participa-ción de Pedro Merizalde, Ministro de Hidro-carburos; Ernesto Grijalva, Viceministro de Hidrocarburos; Oswaldo Madrid, Gerente de Petroamazonas; Yvonne Fabara, Secretaria de Hidrocarburos; representantes de EP Petro-ecuador, Operaciones Río Napo y de la Agen-cia de Regulación y Control Hidrocarburífero. A ellos se sumaron altos directivos de las prin-cipales empresas del sector petrolero.

Al finalizar la reunión, Italo Cedeño invitó a las empresas a formar parte de la AIHE y tra-bajar juntos por el desarrollo de su industria hidrocarburífera.

Autor: Italo Cedeño

Autor: Paul Barragán

Italo Cedeño. Ingeniero de Petróleos por la

Escuela Superior Politécnica del litoral.

Postgrados en lUZ y Harvard. actual Director

Ejecutivo de la aIHE.

Paul Barragán. Ingeniero de Petróleos de la Escuela Superior Politécnica del litoral.

Inició su carrera en Schlumberger en 1996

y desde el 2003 trabaja en Baker Hughes. actual Presidente

de laDS.


LADS GLOBAL organizó un encuentro face-to-face en Bogotá, a inicios de julio de este año, para consolidar y fortalecer las aso-ciaciones de cada uno de los capítulos. LADS tiene presencia en: Ecuador, Colombia, Boli-via, Perú, Argentina y Chile. La importancia de estos encuentros es que al compartir las experiencias y las buenas prác-ticas, se logra el compromiso y el trabajo en equipo, parte fundamental de los valores de LADS. En el encuentro de LADS Global en Co-lombia, se ratificaron sus nuevos valores, que fueron actualizados para lograr una mejor im-plementación de manera homologada de cada uno de los capítulos.El capítulo de LADS Ecuador ha sido pública-mente reconocido por tener proyectos insig-nias como el MEDEVAC, un sistema estructu-rado, confiable, eficiente y disponible todo el tiempo (24/7), que cuenta con tres ambulan-cias equipadas.

Utiliza la infraestructura y equipos exis-tentes para salvar la vida del paciente, mien-tras es evacuado de una manera segura. Per-mite su estabilización durante la evacuación

médica a un lugar con todas las facilidades para su intervención. Este sistema de evacua-ción médica tiene un esquema público-priva-do, que cuenta con el apoyo de la Universidad San Francisco de Quito (USFQ) y del Ministe-rio de Salud Pública. Este a su vez, aporta con sus instalaciones y facilidades del Hospital Público Francisco de Orellana (El Coca) y del sistema (terrestre y aéreo) ECU-911.

Las tres ambulancias exceden el equipa-miento requerido para ambulancias Tipo 2 (stand-by & permanent), las que se encuen-tran localizadas estratégicamente en el noro-riente ecuatoriano (Palo Azul, Lago Agrio y El Coca). En estas unidades atienden cuatro doc-tores emergenciólogos.

En julio de 2015, Chile inauguró el capítulo bajo la presidencia del Ing. Jorge Quijada en una ceremonia realizada en Punta Arena con la presencia del Presidente de LADS Global, Ricardo Sarmiento, y los nuevos miembros, quienes trabajarán en Magallanes dado que la actividad está principalmente enfocada en esa zona. Para iniciar el capítulo en Chile hay 12 miembros fundadores.

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foro de la industria y la petroquímica Autor: Marcelo Karolys

Marcelo Karolys. Ingeniero en Medio ambiente con especialización en varias tecnologíaspetroleras: Perforación, producción, oleoductos y refinación enuniversidades e institutos de Estados Unidos, Canadá y México. Representantedel College of the Mainland de Texas City y promotor para latin américa delprograma PTEC (tm); Tecnología de Procesos (operación de refinerías y plantas petroquímicas).

Al cumplirse cinco años de los convenios entre el College of the Mainland y varias instituciones educativas del Ecuador, se realizó elPrimerForoInternacional:“La

Industria y la Petroquímica”, como acto final de la Expo Conferencia Petroquímica 2015, realizado en Quito el 29 y en Latacunga el 30 y 31 de julio de 2015.

El evento fue organizado por la Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE, Extensión Latacun-ga y el Instituto de Ciencia y Tecnología de Hous-ton Texas; con la participación de delegaciones y representantes de universidades y empresas industriales relacionadas con la Petroquímica.

CONCLUSIONESEn el foro se reafirmaron los principios de par-ticipación, cooperación, solidaridad, equidad, enseñanzas mutuas, desarrollo y progreso. Y se subrayó que los grandes desafíos del inicio de la Petroquímica en el Ecuador está basado en la participación tecnológica que aporten los países de la región, con base en su experiencia y a los éxitos alcanzados en su desarrollo.

Asimismo, se destacó la participación y buena voluntad del Ministerio de Hidrocarburos, las instituciones y empresas nacionales e interna-cionales para apoyar y contribuir a desarrollar la Petroquímica en el Ecuador.

Otra de las conclusiones es que el Foro Inter-nacional: La Industria y la Petroquímica es parte de un proceso importante en el inicio del desa-

rrollo de una actividad tan importante como es la Petroquímica, que podría convertirse en una base técnica y económica de vital importancia para el país.

El Foro es un proceso de trabajo para avanzar en el diálogo global para el desarrollo de la Petro-química en el Ecuador, gracias a la participación de experiencias y visiones de los participantes en este evento. Se insta, en este sentido, a todos los participantes e instituciones involucradas, especialmente al Ministerio de Hidrocarburos, a seguir trabajando conjuntamente para traer con fuerza la voz y experiencias de América Latina y ser presentada en una nueva oportunidad, en la Expo Conferencia 2016 que se desarrollará el 22, 23 y 24 de junio de ese año.

Para los organizadores, la relevancia del Foro y sus resultados determinan la necesidad de establecer un mecanismo dinámico de trabajo colaborativo y de convergencia. Para lograrlo se designó una comisión permanente que hará el seguimiento para que las conclusiones acorda-das se cumplan. La conforman: el Ing. Juan José Silva, Ing. Romel Arboleda, PhD. Hebert Molero, Ing. Marcelo Karolys y el Dr. Bladimir Bernys.

El Foro agradece y felicita a todas las insti-tuciones anfitrionas del Ecuador por el éxito organizativo y de participación, así como a todas las delegaciones que han demostrado la riqueza de sus experiencias, de los debates y reflexiones producidos, que permitirán avan-zar en el debate global sobre el desarrollo de la Petroquímica en el Ecuador.

Organizadores y participantes del Foro Internacional:La Industria y la Petroquímica

caPaciTación y evenTosi


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rePorTes

Torres de perforación en el ecuadorSeptiembre 1, 2015

oPeraDor PoZo conTraTisTa no. rig TiPo De eQUiPo coMenTarios

ANDES PETROLEUM MARIANN 54 CCDC CCDC25 2000 hP LOggINg IN OPEN hOLE

ANDES PETROLEUM FANNy 18B169 hILONg 7 zj70D 2000 hP DRILLINg

PETROAMAzONAS EP yNOA 013 R1 CCDC CCDC036 BAOjI 2000 hP RUNNINg 7" LINER

PETROAMAzONAS EP CyBh 069 CCDC CCDC39 1600 hP COMPLETION

PETROAMAzONAS EP ACAM 145 CCDC CCDC066 2000 hP DRILLINg 8 1/2" hOLE

PETROAMAzONAS EP ACAL 139 CCDC CCDC68 2000 hP COMPLETION

PETROAMAzONAS EP ACSD 021 CCDC CCDC69 2000 hP COMPLETION

PETROAMAzONAS EP PyMg 030 hILONg 17 2000 hP DRILLINg 12 1/4" hOLE

PETROAMAzONAS EP NNKB 05 PETREx 5824 NATIONAL 1320 (hELI RIg) SKIDDINg & RIg TESTINg

PETROAMAzONAS EP CNOI 055 SINOPEC 119 2000 hP PRODUCTION EVALUATION

PETROAMAzONAS EP OSO A021R1 SINOPEC 127 2000 hP DRILLINg 6 1/8" hOLE

PETROAMAzONAS EP ChEA 004 SINOPEC 128 OILWELL 840 TESTINg

PETROAMAzONAS EP CNOC 059 SINOPEC 156 zj70/4500D 2000 hP DRILLINg CEMENT IN TOL 7"

PETROAMAzONAS EP OSO I146 SINOPEC 191 2000 hP CEMENTINg 13 3/8" CASINg

PETROAMAzONAS EP OSO g106 SINOPEC 220 2000 hP RIg MOVE

PETROAMAzONAS EP1 AgUARICO 042D hILONg 15 2000 hP DRILLINg 12 1/4" hOLE

PETROAMAzONAS EP1 ShUShUFINDI 217D hELMERICh & PAyNE 176 2000 hP / LEE C. MOORE RUNNINg 20" CASINg

PETROAMAzONAS EP2 PLAN 050hR NABORS DRILLINg SERVICES 794 PyRAMID 2000hP PERFORM DRILL OUT 5"

CASINg

PETROAMAzONAS EP3 EDyj 186 SINOPEC 168 zj70DB (2000 hP) RIg MOVE

PETROAMAzONAS EP4 ShUARA 5 PETREx 3 2000 hP STD. By

PETROAMAzONAS EP5 jVNE 022 SINOPEC 169 zj70DB (2000 hP) MOBILIzINg RIg FROM COCA BASE

PETROAMAzONAS EP5 LMNh-062 SINOPEC 183 2000 hP STARTINg TO DRILL

RIO NAPO C.E.M. SAChA 488h CCDC CCDC028 2000 hP COMPLETION

Fuente: Jorge Rosas, Ecuador Rig Report

1. Para proveer servicios en esta área, Consorcio Shushufindi firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 2. Para proveer servicios en esta área, , IGAPO firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros)3. Para proveer servicios en esta área, Consorcio KAMANA firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros)4. Para proveer servicios en esta área, Consorcio PARDALIS firmó un contrato con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros) 5. Para proveer servicios en esta área, Consorcio PAÑATURI firmó un contract con Petroamazonas EP (contrato de Campos Maduros)


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rePorTes


Torres de reacondicionamiento en el ecuador

oPeraDor PoZo conTraTisTa no. rig TiPo De eQUiPo coMenTarios

ANDES PETROLEUM TAPIR NORTE 8 CCDC 40 ChINA MODEL xj550, 650 hP INITIAL COMPLETION

ANDES PETROLEUM FANNy 18B166 hILONg 3 xj 650 INITIAL COMPLETION

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVAS PALANDA 05 PETROTECh 4 550 hP W.O.

ENAP SIPEC PARAISO 7ST TUSCANy DRILLINg 105 650 hP W.O.

PETROAMAzONAS EP AUCA 121 CCDC 52 650 hP W.O.

PETROAMAzONAS EP CONONACO 06 gEOPETSA 4 UPET 550 hP W.O.

PETROAMAzONAS EP APKA 011 hILONg hL-18 DFxK jC11/21 650hP W.O.

PETROAMAzONAS EP PKNA 011 hILONg hL-28 DFxK jC11/21 650hP W.O.

PETROAMAzONAS EP OSO h116 NABORS DRILLINg SER-VICES 814 IRI 1287W / FRANKS 500 W.O.

PETROAMAzONAS EP AUCA 85 NABORS DRILLINg SER-VICES 815 IRI 2042 / FRANKS 600 W.O.

PETROAMAzONAS EP ATACAPI 17 TRIBOILgAS 6 COOPER 550 W.O.

PETROAMAzONAS EP COCA 030 TRIBOILgAS 101 550 hP W.O.

PETROAMAzONAS EP PARAhUACU 18D TRIBOILgAS 102 550 hP W.O.

PETROAMAzONAS EP LgA 09B TRIBOILgAS 104 LOADCRAFT 550 W.O.

PETROAMAzONAS EP DRAgO 55 TRIBOILgAS 105 550 DD W.O.

PETROAMAzONAS EP CUyABENO 30 TRIBOILgAS 107 550 hP W.O.

PETROAMAzONAS EP1 ShUShUFINDI 205D CONSORCIO ShUShUFINDI (OPERADO POr DygOIL) SSFD01 KINg SERVICES 750hP W.O.

PETROAMAzONAS EP1 ShUShUFINDI L225 DygOIL 30 CAMERON 600 W.O.

PETROAMAzONAS EP1 ShUShUFINDI 292D SAxON ENERgy SERVICES 53 WILSON MOgUL 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP1 AgUARICO 04 SAxON ENERgy SERVICES 32 WILSON MOgUL 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP1 ShUShUFINDI 118D SAxON ENERgy SERVICES 56 WILSON MOgUL 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP2 ShUShUQUI B025 SAxON ENERgy SERVICES 47 WILSON 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP2 PACAyACU A006 SAxON ENERgy SERVICES 55 WILSON MOgUL 42B-DD W.O.

PETROAMAzONAS EP3 EDyg 046 SAxON 34 WILSON 42B W.O.

PETROAMAzONAS EP3 EDyT 184 SINOPEC 905 750 hP W.O.

PETROAMAzONAS EP4 LAgO AgRIO 36 gEOPETSA 5 LTO-550-VIN-26606 W.O.

PETROAMAzONAS EP4 PUCUNA 05 gEOPETSA 6 zPEC 650 W.O.

PETROAMAzONAS EP5 yNEB-012 SINOPEC 932 xj 650 STDBy WIThOUT CREW

RIO NAPO C.E.M. SAChA 87 DygOIL 20 FRANKS 600 W.O.

RIO NAPO C.E.M. SAChA 425D TRIBOILgAS 106 SERVICES KINg 550 hP W.O.

RIO NAPO C.E.M. SAChA 262D CCDC 51 650 hP W.O.

REPSOL CAPIRON A14 SINOPEC 908 650 hP W.O.


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Torres de perforación disponiblesconTraTisTa no.ring TiPo De eQUiPo coMenTarios

CCDC CCDC037 zj70DB (2000 hP) TAPIR NORTE (RIg MAINTENANCE)

CCDC CCDC038 ChINA MODEL jC50-D (2000 hP) DEMOBILIzINg TO LAgO AgRIO BASE

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 190 2000 hP COCA BASE

hILONg 16 zj70DB VFD 2000 hP COCA BASE

NABORS DRILLINg SERVICES 609 2000 hP ShUShUFINDI BASE

PDVSA PDV-79 zj70DB 2000 hP DEMOB. FROM RIO NAPO & PREPAR-RINg TO MOBILIzE TO VENEzUELA

PETREx 20 hELI NATIONAL 1320 UE 2000 hP AgIP CPF STDBy

PETREx 5899 2000 hP EL PROyECTO BASE (ShUShUFINDI)

SINOPEC 129 70B OSO A PAD

SINOPEC 185 2000 hP CEIBO 1

SINOPEC 188 3h-1500 COCA BASE

SINOPEC 219 zj70DB (2000 hP) COCA BASE

SINOPEC 248 2000 hP CNOF 054

TRIBOILgAS 202 SERVICE KINg 1000 hP COCA BASE

TUSCANy DRILLINg 102 LOADCRAFT 1000 hP COCA BASE

TUSCANy DRILLINg 117 hELI RIg 200O hP COCA BASE

Torres de reacondicionamiento disponiblesconTraTisTa no.ring TiPo De eQUiPo sTacKeD

AgIP OIL ECUADOR AOE 1 OIME 750SL STBy. VILLANO "A"

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

CCDC 41 ChINA MODEL xj550, 650 hP LAgO AgRIO IN MAINTENANCE

CCDC 42 ChINA MODEL xj550, 650 hP LAgO AgRIO IN MAINTENANCE

ESPINEL & ASOCIADOS EA 12 xj 650 COCA BASE

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

NABORS DRILLINg SERVICES 813 IRI 1287W / FRANKS 500 ShUShUFINDI BASE

NABORS DRILLINg SERVICES 819 CABOT 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 907 xj 550 COCA BASE

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

TRIBOILgAS 7 WILSON 42 B COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILgAS 8 COOPER 550DD COCA BASE (MAINTENANCE)

TRIBOILgAS 103 550 hP COCA BASE CAMP

TRIBOILgAS 201 DRILLINg SERVICE KINg 1000hP COCA BASE CAMP

TRIBOILgAS 203 SERVICE KINg 1000 hP TAMBILLO (QUITO)



TUSCANy DRILLINg 104 CARE 550 hP COCA BASE

TUSCANy DRILLINg 108 650 hP hELI PORTABLE RIg COCA BASE

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

rePorTes


i

rePorTes

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count Jul 2015

Torres de perforación en el mundo

Área fecHa regis-Tro acTUal

nÚMero De Torres De Perforación

Diferencia con regisTro

anTerior

fecHa De regisTro Previo

Diferencia con regisTro Del aÑo PasaDo

fecHa De regisTro Del aÑo PasaDo

Estados Unidos 4 September 2015 864 -13 28 August 2015 -1061 4 September 2015

Canada 4 September 2015 187 -9 28 August 2015 -227 4 September 2015

Internacional jul-15 1118 -28 june 2015 -264 july 2014

2015 AMéRICA LATINA EUROPA áFRICA ORIENTE

MEDIOASIA

PACíFICOTOTAL

INTERNACIONAL CANADá ESTADOS UNIDOS

TOTAL MUNDIAL

jan 351 128 132 415 232 1258 368 1683 3309

Feb 355 133 132 415 240 1275 363 1348 2986

Mar 351 135 125 407 233 1251 196 1110 2557

Apr 325 119 120 410 228 1202 90 976 2268

May 327 116 100 398 217 1158 80 889 2127

jun 314 113 103 401 215 1146 129 861 2136

jul 313 108 94 391 212 1118 183 866 2167

Avg. 334 122 115 405 225 1201 201 1105 2507


MEDIOASIA

PACíFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL

jan 401 126 139 403 256 1325 504 1769 3598

Feb 400 132 154 396 259 1341 626 1769 3736

Mar 406 148 132 401 258 1345 449 1803 3597

Apr 403 151 136 407 252 1349 204 1835 3388

May 404 149 140 414 243 1350 162 1859 3371

jun 398 147 123 425 251 1344 240 1861 3445

jul 407 153 137 432 253 1382 350 1876 3608

Aug 410 143 125 406 255 1339 399 1904 3642

Sep 402 148 117 396 260 1323 406 1930 3659

Oct 393 148 125 390 252 1308 424 1925 3657

Nov 375 149 142 403 255 1324 421 1925 3670

Dec 369 148 138 403 255 1313 375 1882 3570

Avg. 397 145 134 406 254 1337 380 1862 3578


MEDIOASIA

PACíFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL

jan 414 134 115 379 237 1279 503 1757 3539

Feb 427 135 113 350 250 1275 642 1762 3679

Mar 437 133 115 336 247 1268 464 1756 3488

Apr 429 136 125 354 257 1301 153 1755 3209

May 424 124 124 362 249 1283 128 1767 3178

jun 423 138 133 389 250 1333 183 1761 3277

jul 418 139 128 379 241 1305 291 1766 3362

Aug 399 143 125 362 238 1267 368 1781 3416

Sep 404 139 119 379 243 1284 387 1760 3431

Oct 420 136 131 383 245 1315 378 1744 3437

Nov 411 137 135 388 240 1311 385 1756 3452

Dec 417 126 138 405 249 1335 372 1771 3478

Avg. 419 135 125 372 246 1296 355 1761 3412


i

rePorTes

Fuente: Baker Hughes, Worldwide Rig Count Jul 2015

i

rePorTes

Torres de perforación en el mundo


MEDIOASIA

PACíFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL

jan 381 93 58 274 238 1044 377 1553 2974Feb 374 81 59 264 242 1020 413 1320 2753Mar 358 95 61 262 236 1012 196 1105 2313Apr 349 86 62 253 236 986 74 995 2055May 357 82 62 253 239 993 72 918 1983jun 343 77 64 247 236 967 125 895 1987jul 351 73 57 249 244 974 175 931 2080Aug 344 78 58 234 233 947 178 980 2105Sep 355 83 57 245 246 986 208 1009 2203Oct 351 84 62 239 247 983 244 1044 2271Nov 361 86 68 253 257 1025 277 1107 2409Dec 353 84 70 251 266 1024 313 1172 2509Avg. 356 84 62 252 243 997 221 1086 2304


MEDIOASIA

PACíFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL



MEDIOASIA

PACíFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL

jan 403 117 86 269 286 1161 564 1711 3436

Feb 412 118 94 292 273 1189 629 1718 3536

Mar 415 118 65 288 261 1147 567 1720 3434

Apr 402 112 72 289 254 1129 184 1790 3103

May 410 110 82 294 255 1151 143 1836 3130

jun 438 113 73 290 244 1158 236 1863 3257

jul 438 120 61 287 244 1150 347 1900 3397

Aug 441 128 75 287 252 1183 473 1957 3613

Sep 432 120 78 292 252 1174 510 1978 3662

Oct 438 122 81 297 259 1197 508 2017 3722

Nov 422 122 86 308 247 1185 487 2011 3683

Dec 438 112 79 304 247 1180 429 2003 3612

Avg. 424 118 78 291 256 1167 423 1875 3465


MEDIOASIA

PACíFICOTOTAL


TOTAL MUNDIAL



esTaDísTicas

Fuente: EP Petroecuador, BP Statistical Review of World Energy 2014 y EIA Energy

Information Administration. *Las cifras del 2015 correspon-

den al período enero - julio

CRUDO ORIENTE CRUDO NAPO WEST TExAS INTERMEDIATE

AÑOS VALOR UNITARIO DÓLARES/BARRIL API PROMEDIO VALOR UNITARIO

DÓLARES/BARRIL API PROMEDIO $/BBL

1972 2,50 29,10 - -

1973 4,20 29,90 - -

1974 13,70 30,10 - -

1975 11,50 30,40 - -

1976 11,50 30,30 - - 12,23

1977 13,00 29,10 - - 14,22

1978 12,50 30,00 - - 14,55

1979 23,50 29,80 - - 25,08

1980 35,26 29,80 - - 37,96

1981 34,48 29,40 - - 36,08

1982 32,84 29,40 - - 33,65

1983 28,08 29,40 - - 30,30

1984 27,46 29,20 - - 29,39

1985 25,90 29,60 - - 27,98

1986 12,70 29,80 - - 15,10

1987 16,35 29,50 - - 19,18

1988 12,50 29,10 - - 15,97

1989 16,22 28,90 - - 19,68

1990 20,32 28,80 - - 24,50

1991 16,16 28,70 - - 21,54

1992 16,89 28,70 - - 20,57

1993 14,42 28,40 - - 18,45

1994 13,68 27,80 - - 17,21

1995 14,83 27,00 - - 18,42

1996 18,04 26,10 - - 22,16

1997 15,51 25,20 - - 20,61

1998 9,15 25,20 - - 14,39

1999 15,12 24,60 - - 19,31

2000 24,92 24,20 - - 30,37

2001 18,99 23,90 - - 25,93

2002 22,06 23,90 - - 26,16

2003 26,26 24,20 - - 31,07

2004 32,17 24,10 - - 41,49

2005 42,84 23,80 - - 56,59

2006 51,84 23,50 48,56 66,02

2007 62,27 24,30 56,34 19,00 72,20

2008 83,96 24,30 82,04 18,20 100,06

2009 54,34 23,40 50,87 18,70 61,92

2010 72,97 23,70 69,56 19,30 79,45

2011 98,92 23,90 95,11 19,30 95,04

2012 99,49 24,00 96,44 19,50 94,13

2013 97,36 24,80 92,91 19,70 97,99

2014 86,62 24,70 82,15 20,20 93,26

2015 49,00 25,40 44,42 20,60 52,86

Precios De PeTróleo orienTe, naPo y WTi (1972-2015)

i


esTaDísTicas

Fuen

te: A

RCH

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riles

de

petr

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-14

SEPT

-14

OCT

-14

NOV

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-14

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15FE

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MAR

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ABR-

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-15

PETR

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AzO

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370.

844

361.

655

366.

272

366.

811

364.

954

356.

428

349.

708

351.

669

348.

441

348.

639

348.

686

344.

762

345.

589

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74.2

00

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2.50

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3.58

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1.88

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9.51

941

9.78

9

AgIP

OIL

10.4

3813

.448

9.74

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.701

10.8

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11.2

2812

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11.5

8810

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11.3

1811

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11.5

52

AND

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ETRO

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33.7

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33.5

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.362

34.1

1234

.819

35.6

5233

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32.8

0532

.016

32.2

3732

.367

32.9

20

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S.A.

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578

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382

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379

2

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5.06

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5.32

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7.55

07.

387

6.95

06.

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55.

636

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9

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82.

915

2.56

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628

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53.

703

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2.86

02.

642

2.88

43.

011

2.81

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520

2.53

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SORC

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4.52

74.

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4.80

04.

820

4.66

44.

578

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54.

476

PACI

FPET

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1.22

11.

204

1.17

71.

190

1.15

51.

314

1.12

61.

152

1.10

11.

105

1.11

31.

108

1.11

2

PETR

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782

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72.

765

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621

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497

2.49

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317

PETR

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19.

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10.4

70

REPS

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16

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32.6

0131

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0530

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29.5

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29.2

5329

.216

28.7

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29.4

1629

.164

27.7

47

ENAP

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12.2

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12.1

1412

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13.8

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6312

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13.0

02

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117.

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9

i


esTaDísTicas

ene-

14

ene-

14

mar

-14

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-14

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-15

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-15

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-14

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-15

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5

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5

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14

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14

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14

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ago-

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ago-

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oct-1

4

oct-1

4

dic-

14

dic-

14

pETRoaMaZoNaS Ep CaMpo puMa S.a. (CoNSoRCIo pEGaSo)

330.000

335.000

340.000

345.000

350.000

355.000

360.000

365.000

370.000

375.000

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5

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PETROAMAZONAS EP

0

200

400

600

800

1.000

1.200

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CAMPO PUMA S.A. (CONSORCIO PEGASO) 375 000370 000365 000355 000350 000345 000

335.000340 000

330 000

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ago-

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4

oct-1

4

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dic-

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opERaCIoNES RÍo Napo CEM GENTE oIl ECuaDoR

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ago-

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oct-1

4

oct-1

4

dic-

14

dic-

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aGIp oIl oRIoN ENERGy oCaNopb S.a.

ene-

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4

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5

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14

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4

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5

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ago-

15

oct-1

4

oct-1

4

dic-

14

dic-

14

aNDES pETRolEuM oRIoNoIl ER S.a.

67.000 68.000 69.000 70.000 71.000 72.000 73.000 74.000 75.000 76.000

ene-‐14

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RÍO NAPO CEM 76 00075 00074 00073 00072 00071 000

69 00070 000

68 00067 000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000

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AGIP OIL 18 00016 00014 00010 000

8 0006 000

2 0004 000

0

36 000

35 000

34 000

33 000

32 000

31 000

30 00030.000

31.000

32.000

33.000

34.000

35.000

36.000

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ANDES PETROLEUM

1 200

1 000

800

600

400

200

0

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

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may-‐15

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GENTE OIL ECUADOR 8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

1 000

2 000

0

1 200

1 6001 400

1 800

1 000800600400200

00 200 400 600 800

1.000 1.200 1.400 1.600 1.800

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ORION ENERGY OCANOPB S.A

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

500

1 000

0

i


esTaDísTicas

ene-

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ene-

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may

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may

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may

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jul-1

4

jul-1

4

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5

jul-1

5

sep-

14

sep-

14

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14

nov-

14

ene-

15

ene-

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feb-

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4

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5

abr-1

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14

jun-

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14

ago-

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15

ago-

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oct-1

4

oct-1

4

dic-

14

dic-

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CoNSoRCIo palaNDa yuCa SuR pETRoRIENTal (bloQuE 14 y 17)en

e-14

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-14

mar

-14

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-15

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-14

may

-14

may

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may

-15

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4

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4

jul-1

5

jul-1

5

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14

sep-

14

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14

nov-

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15

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14

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4

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5

abr-1

5

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ago-

14

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ago-

15

oct-1

4

oct-1

4

dic-

14

dic-

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CoNSoRCIo pETRoSuD - pETRoRIva REpSol ÁREa bloQuE 16 + TIvaCuNo

ene-

14

ene-

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-14

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may

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may

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jul-1

4

jul-1

4

jul-1

5

jul-1

5

sep-

14

sep-

14

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14

nov-

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feb-

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4

abr-1

4

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5

abr-1

5

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ago-

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4

oct-1

4

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dic-

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paCIFpETRol ENap - SIpEC

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may

-14

may

-14

may

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may

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jul-1

4

jul-1

4

jul-1

5

jul-1

5

sep-

14

sep-

14

nov-

14

nov-

14

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ene-

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feb-

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feb-

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4

abr-1

4

abr-1

5

abr-1

5

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jun-

14

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jun-

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ago-

15

oct-1

4

oct-1

4

dic-

14

dic-

14

pETRobEll TECpECuaDoR

4 0003 5003 0002 5002 0001 500

5001 000

00 500

1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000

ene-‐14

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CONSORCIO PALANDA YUCA SUR

6 000

7 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

00

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

ene-‐14

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may-‐15

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CONSORCIO PETROSUD -‐PETRORIVA

0 200 400 600 800

1.000 1.200 1.400 1.600

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feb-‐14

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may-‐15

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PACIFPETROL

1 4001 600

1 2001 000

800600

200400

0

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000

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REPSOL ÁREA BLOQUE 16 + TIVACUNO

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

500

1 000

00

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

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PETROBELL

10.500 11.000 11.500 12.000 12.500 13.000 13.500 14.000 14.500

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SIPEC

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

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PETRORIENTAL (BLOQUE 14 Y 17) 14 000

12 000

10 000

8 000

4 000

6 000

2 000

0

40 00035 00030 00025 00020 00015 000

5 00010 000

0

14 00014 500

13 50013 00012 50012 000

11 00011 500

10 500

3 500

3 000

2 500

2 000

1 000

1 500

500

00

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

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TECPECUADOR

i

ManifoLds 2015Equipos de vital importancia en el proceso de producción

ENERGYPETROL S.A. es una empresa integradora de Tecnología, cuenta con una larga trayectoria en provisión de servicios de ingeniería y productos para el sector petrolero e industrial. El enfoque de la empresa es realizar la comercialización de productos, con la evolución del mercado y las nuevas exigencias que implica el cambio de la matriz de producción del Ecuador.

La compañía inicia dos años atrás la formación del segmento de construcción, basados en equipos y productos para el sector petrolero, entre estos se puede mencionar: Manifold de producción de petróleo. Skid de inyección de químicos, Separadores de petróleo, entre otros. Con este nuevo enfoque, pese a la situación actual del precio del petróleo, se ha logrado mantener los niveles de productividad y desarrollo de nuevos proyectos en el año 2015.

En el presente año, el principal desarrollo de la empresa son los Manifolds de Prueba y Producción.

¿QUÉ SON LOS MANIFOLDS?

Son equipos paquetizados de vital importancia en el proceso de producción del petróleo. Estos sirven para poder receptar el crudo extraído de varios pozos desde el cabezal y uni�carlos en una sola línea de producción. También poseen una línea para realizar pruebas de cada pozo. El diámetro y número de brazos dependerá del �ujo máximo de producción, viscosidad y presión del crudo; y el número de pozos, respectivamente. Estos equipos son fabricados sobre un skid de manera paquetizada. Esto permite su facilidad en transporte, optimización de espacio, facilidad de instalación y sobre todo una reducción en el costo del equipo.Energypetrol se encuentra fabricando estos equipos para las principales empresas privadas y públicas, destinadas a proyectos muy importantes para el desarrollo del país, como es el bloque 43.

En Energypetrol utilizamos equipos con la más alta calidad y tecnología, como es la detección de fuego con Detronics, válvulas de bola, check y aguja con marca KF, instrumentación apoyada con Siemens, Murphy y Wika; y mano de obra 100% cali�cada, certi�cada y homologada.

Energypetrol S.A. (Ecuador) José Puerta N39-155 y Eloy Alfaro Telf: (593) 22923064 / www.energypetrol.net

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Área Técnica


geo

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geo

fís

ica

F

Autores: Felix A. Ramirez, Enap Sipec; jose A. Rodas, Petroamazonas y Agustín Paladines, Schlumberger

Trampas de petróleo hidrodinámicas en el

occidente de la cuenca oriente del ecuador

1. Campo Puerto Colón (Putumayo-Colombia), el contacto agua-petróleo está inclinado al Este (90°).

2. Campo Bermejo, el contacto agua-petróleo está inclinado 1.26° al noreste (30°). Aun-que un nuevo modelo ha sido propuesto que plantea fallamiento en bloques, con contac-tos agua-petróleo diferentes en cada compar-timento.

3. Campo Sacha, con un contacto agua-petróleo complejo que se inclina en tres direcciones (hacia el este, norte y sur).

4. Campo Villano, el contacto agua-petróleo está inclinado 1.34° al este (85°).

5. Campo Huachito (al norte del Río Napo), el contacto agua-petróleo estaría inclinado al noreste (60°).

6. Campo Yuralpa, el contacto agua-petróleo está inclinado 0.67° al noreste (65°).

7. Campo Oso, el contacto agua-petróleo está inclinado 0.3° al noreste (65°).Con base en datos disponibles, se presenta

un breve resumen de cada una de las trampas hi-drodinámicas identificadas a la fecha:

El Campo puerto Colón, fue descubierto en 1960 por Texaco Petroleum Company. Está localizado en la provincia de Putumayo (Colom-bia), cercano a la frontera con Ecuador y apro-ximadamente a 30 kms del área Subandina. De acuerdo con Estrada C. and Mantilla C. (2000), el reservorio Caballos (Formación Hollín en la Cuenca Oriente) está en promedio a unos 10 500 pies de profundidad (PM). La presión inicial del reservorio era de 4 705 psia a 9 000 pies de profundidad (subsea). Treinta años después del inicio de la vida productiva del reservorio, se han producido 28 MMBP de 30.5°API y debido al fuerte mecanismo de presión de fondo, la pre-sión estática actual es solo 350 psi menores a la

En el occidente de la Cuenca Orien-te, las trampas hidrodinámicas se han desarrollado como produc-to de la inclinación del contacto agua-petróleo, lo cual puede ser

explicado como el resultado de un acuífero de agua fresca operando en la Arenisca Hollín Principal, que está siendo recargada de mane-ra constante en la Zona Subandina Ecuatoria-na, en donde las rocas del reservorio Hollín se encuentran aflorantes.

De acuerdo con Hubbert (1953), bajo con-diciones hidrodinámicas la fuerza boyante y el agua en movimiento ejercen un mayor control sobre la distribución del agua, petróleo y gas en un reservorio, ocasionando que los contactos agua-petróleo y agua-gas se inclinen. Según Z. Ludwik (2004), para determinar los potencia-les sitios de entrampamiento hidrodinámico de los hidrocarburos, en necesario construir mapas potenciométricos de las aguas subterrá-neas en términos de agua fresca.

En la zona occidental de la Cuenca Oriente, a la fecha, se tiene potencialmente siete estruc-turas con características de trampas hidrodiná-micas, ya que sus contactos agua-petróleo en la Formación Hollín se presentan inclinados. Dichos campos han sido descubiertos princi-palmente en dos áreas geográficas diferentes, cinco de ellos: Villano, Yuralpa, Oso, Huachito y Sacha están localizados a lo largo del valle del Río Napo, relativamente cercanos a la zona del Piedemonte Subandino. Los otros dos campos petroleros: Bermejo y Puerto Colón, están loca-lizados en el Piedemonte Subandino, cercanos a la línea de frontera entre Ecuador y Colom-bia. El modelo del Campo Sacha ha sido revisa-do por Rodríguez L. et al (2015) y se lo incluye como parte del presente ensayo.


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Mapa de ubicación de los campos con trampas hidrodinámicas

Figura 1. Mapa de ubicación de los campos con trampas hidrodinámicas

COLOMBIA

Mapa de baby P. et al, 1999, 2004

Dep.Pastaza

RiftInvertido

DomoNapo

1. Campo Puerto Colón2. Campo Bermejo3. Campo Sacha4. Campo Villano5. Campo Huachito6. Campo Yuralpa7. Campo Oso

presión original. En el 2003, se habían perforado y probado 18 pozos productores de petróleo en la Formación Caballos. Después de tres intentos en el lapso de seis años de tratar de obtener una caracterización total del reservorio Caballos del Campo Puerto Colón, se tiene diferentes pro-puestas para explicar la heterogeneidad del re-servorio y cada una de ellas presentan variables grados de incertidumbre. Es de importancia, el hecho de que los contactos agua-petróleo han sido encontrados a profundidades variables de pozo a pozo. Dichas variaciones no pueden ser explicadas satisfactoriamente mediante mode-los estructurales o estratigráficos.

Se han generado dos modelos principales propuestos para caracterizar las propiedades es-táticas y dinámicas de la acumulación de petróleo en la Formación Caballos. Una de las caracterís-ticas importantes que debe ser considerada es la profundización del contacto de los fluidos de oeste a este. En consecuencia, el modelo de un contacto agua-petróleo inclinado es la pro-puesta aceptada como la mejor representa-

ción en base a la información disponible y la inclinación de la superficie del agua se la atri-buye a deformación tectónica. No se dispone de información acerca del ángulo de inclina-ción del contacto agua-petróleo.

El Campo bermejo fue descubierto en 1967 por Texaco Petroleum Company. Está localizado en el norte del Piedemonte Andino. En abril de 2011, el campo tenía 27 pozos perforados y producía 3 100 BPPD de 32°API y con una capa de gas CO2. El alto valor de gravedad API a una profundidad relativamente somera, puede ser debido a la pre-sencia de barreras estratigráficas que han preve-nido o reducido la biodegradación del petróleo.

Se ha planteado que el grado de inclinación depende de la gravedad API y las viscosidades del petróleo, y se ha reportado que los petróleos pesados tiene contactos más inclinados que aquellos con petróleo liviano.

Sin embargo, en el caso del Campo Bermejo las facies estratigráficas pudiesen contribuir a controlar la inclinación del contacto agua-petróleo.


señalado por R. Canfield, ya que sería el produc-to de la combinación de hidrodinamismo, pro-piedades petrofísicas, facies, fallamiento, entre otras, que darían como resultado un contacto agua-petróleo que se inclina en tres direcciones (hacia el este, norte y sur) teniendo como su área de recarga/entrada el sector central del flanco oc-cidental de la estructura del reservorio.

El Campo villano fue descubierto por Arco Oriente en 1992 y está localizado en el centro occidente de la Cuenca Oriente, aproximada-mente a 33 km del Piedemonte Sub-Andino. El campo produce unos 10 mil BPPD de 13 pozos perforados en la Formación Hollín. El modelo del contacto agua-petróleo reportado por el ope-rador del campo indica una inclinación de 1.34° en dirección noreste (85°). En el Plan de Desa-rrollo original del Campo Villano se tenía el caso pesimista con un volumen de petróleo de 450 MMBO y con un modelo de agua-petróleo incli-nado hacia el este. El reservorio tiene un petró-leo de 19.0 a 20.1° API y una viscosidad de 13.0 a 16.3 cp a condiciones de presión del yacimiento.

El Campo Huachito descubierto por Pe-troproducción en 1995, está ubicado en el tren estructural de anticlinales controlados por un sistema de fallas inversas, donde se tiene de sur a norte, a los Campos Yuralpa, Oso, Coca-Paya-mino, Huachito, Paraíso y se continúa al norte con los Campos Palo Azul y Charapa. Sin embar-go, Huachito es un pequeño anticlinal con bu-zamiento en las cuatro direcciones desarrollado por compactación diferencial sobre un paleoalto creado en tiempos Cretácico tardío – Terciario temprano. El campo tiene cuatro pozos produ-

La Formación Hollín en el noroccidente de la Cuenca Oriente está compuesta principal-mente de areniscas de canales mareales (tidal). Kummert P. (1990) ha planteado que a través de la perforación de desarrollo del campo, se ha encontrado los contactos agua-petróleo a dife-rentes profundidades. Estos junto con los datos de presión fueron usados para generar un mapa potenciométrico, el cual indica que el acuífero entra al reservorio del sureste y del noroeste, dando como resultante una componente final con dirección al noreste, lo cual correlaciona con la profundización del contacto agua-petróleo.

El actual operador del Campo Bermejo ad-quirió sísmica 3D y con esa interpretación se ha propuesto que la profundización del contac-to agua-petróleo en dirección noreste se debe a fallamiento, las cuales crean compartimentaliza-ción con diferentes contactos agua-petróleo en cada bloque fallado. No se dispone de informa-ción adicional para reconciliar datos de presión y profundidad de los contactos agua-petróleo.

El Campo Sacha fue descubierto en 1969 por Texaco Petroleum Company. Es un anticlinal elongado en dirección general nor-te-sur, de aproximadamente 30 km de largo y 7 km de ancho en promedio y un cierre estruc-tural de 200 pies al tope de reservorio principal. Con base en información de los registros de po-zos de desarrollo iniciales, Canfield R. (1982) reportó que se observaba un ligera inclinación del contacto agua-petróleo en dirección suroes-te. En 2015, Rodríguez L. et al, reporta que el reservorio Hollín Principal tendría un contac-to agua-petróleo inclinado más complejo de lo

bermejo Field a-a ´Schematic Cross Section

Figura 2. Sección estructural esquemática

del Campo Bermejo (Tomado de

Kummert P. 1990)

Reservoirs No Reservoirs

gASOILWater

hollin Shaley FaciesBasementFacies Boundaries

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El Campo yuralpa, descubierto por Oryx Ecuador Energy Company en 1997, está locali-zado en la parte centro occidental de la Cuenca Oriente del Ecuador, aproximadamente a 18 kms del área del Frente Subandina. Se considera que es una trampa hidrodinámica con petróleo en la Formación Hollín del Cretácico. El pozo Yuralpa Centro-1A atravesó la Arenisca Hollín Principal y encontró una columna total de petróleo de 139 pies de espesor y en las pruebas de produc-ción inicial se reportó 2350 BPPP de 18°API con bomba jet.

ciendo de diferentes reservorios, no obstante, el reservorio objetivo inicial era la Arenisca Ho-llín Principal. El pozo Huachito-4, perforado en el 2014, está en mejor posición estructural que el pozo descubridor, pero presenta el contacto agua-petróleo más somero y una relativamente espesa zona de transición. Los datos de pozos combinados con la interpretación de la sísmica 3D permiten postular que existe un control hi-drodinámico de la acumulación de petróleo en el reservorio Hollín Principal, el cual estaría incli-nado en dirección noreste, similar a los Campos Yuralpa y Oso.

Los datos de presión obtenidos mediante MDT y pruebas de DST en los pozos Yuralpa Centro-1A, Yuralpa Centro-2, Chonta-1 y Sumino-1 indican diferencias de presión del potencial hidrodiná-mico entre dichos pozos.

Los datos de presión de los pozos explorato-rios y áreas vecinas del centro occidental de la Cuenca Oriente fueron analizados para deter-minar la inclinación potenciométrica regional. Dichos análisis sustentan la conclusión de que las cabezas potenciometricas regionales están orientadas en dirección nor-noreste – sur-su-roeste. Con base en la información disponible de los pozos de desarrollo perforados se tiene un estimado del petróleo en sitio de la trampa hi-drodinámica Yuralpa en aproximadamente 362 millones de barriles.

En el Campo oso, la acumulación de petró-leo en Hollín Principal, fue descubierto por los geocientistas de Perenco Ecuador Energy Com-

CORRELACIÓN ESQUEMáTICA DE LOS REgISTROS DE POzOS DE LA FORMA-CIÓN hOLLíN DEL CAMPO yURALPALos primeros pozos que perforaron la Are-nisca Hollín Principal, presentan contactos agua-petróleo con diferentes profundidades, pero el reservorio tiene una buena porosidad y permeabilidad horizontal y vertical; y no se tienen barreras que pudiesen indicar entram-pamiento estratigráfico. En consecuencia, las diferencias observadas en la posición de los contactos agua-petróleo (subsea) se infieren que son causados por el hidrodinamismo del acuífero subyacente.

Los datos de MDT de los pozos perforados en el Campo Yuralpa presentan diferencias de presión que son consistentes con una inclina-ción hidrodinámica. Dichos datos permiten proponer un modelo geológico con un contacto agua-petróleo que se inclina 0.7 grados al N65°E.

Figura 3. Correlación esquemática de los registros de pozos de la Formación Hollín del Campo Yuralpa

Correlación esquemática de los registros de pozos de la Formación Hollín del Campo yuralpa

yURALPA C-1

yURALPA -1

yURALPA C-2

ChONTA-1SUMINO-1

-6200

-6300

-6400

-6500

RESIDUAL OWC o -6355°

INTRUSIVE INTRUSIVE


toceno al reciente actuantes generan contactos agua-petróleo inclinados al noreste dentro del reservorio Hollín Principal en los campos pe-troleros antes mencionados. Se desconoce si aquellos anticlinales, en el tiempo de la migra-ción y entrampamiento petrolero, estuvieron llenos hasta su punto de derrame.

La información de pozos claves permitie-ron verificar que las zonas lavadas dentro del cierre estructural del Campo Yuralpa y, por lo tanto, la columna de petróleo residual en la Arenisca Hollín Principal del pozo Oso-1, fue interpretada como indicador potencial de que el flujo hidrodinámico estaba operando dentro del cierre de la Estructura Oso. Los mapas po-tenciómetros regionales generados ayudaron a delinear la dirección de flujo principal del acuí-fero de agua fresca en la Formación Hollín.

La Estructura Oso es un anticlinal en el bloque levantado y controlado por una falla re-versa que se orienta NE-SW. A nivel de la Are-nisca Hollín es de aproximadamente 10 kms de largo por 7.5 kms de ancho y tiene un cierre estructural de más de 150 pies. A fines de abril de 2011, se tenían 40 pozos que habían perfo-rado el reservorio Hollín Principal. El contac-to agua-petróleo había sido perforado por 38 pozos, los cuales definen un contacto inclinado al N65°E y un buzamiento de 0.3°. La columna de petróleo varía desde los 27 pies de columna residual en Oso-1 (parte sur) hasta los 120 pies en el pozo Oso-26 (parte norte) y tienen una diferencia en profundidad (en relación al nivel del mar) de 80 pies entre dichos pozos.

pany en 2003. El Campo Petrolero Oso está loca-lizado en la parte centro-occidental de la Cuenca Oriente, aproximadamente a 40 kms al este del área del Piedemonte Subandino. El pozo Oso-3, localizado a 2.1 kms al noreste del pozo Oso-1, penetró la Arenisca Hollín Principal y encon-tró una columna de petróleo total de 70 pies y en la pruebas iniciales produjo 1 400 BPPD de 25.2°API con una bomba Jet.

La Compañía BP Petroleum Development Limited perforó el pozo Oso-1 en 1988 hasta el objetivo primario, la Arenisca Hollín Principal. Los datos de indicios de petróleo y análisis de re-gistros eléctricos indican que la Arenisca Hollín Principal tiene 27 pies de espesor de areniscas con saturación de petróleo. En las pruebas inicia-les del pozo se reporta 100% de agua de Hollín Principal con una tasa de 222 BAPD. Con base en la evaluación de datos geológicos y geofísicos, se indicó que la mayor parte del cierre estructural del Anticlinal Oso fue creado en tiempos andinos y BP Petroleum concluyó que la Arenisca Hollín Principal tenía una columna de petróleo residual lavada (flushed).

Los estudios regionales realizados por los geo-cientistas de Oryx Ecuador y Kerr-Mcgee Ecuador en relación a trampas hidrodinámicas y a poten-ciales acumulaciones en las áreas vecinas al Pie-demonte Sub-Andino condujeron a la propuesta de perforar a la Formación Hollín en la parte nor-te de la Estructura Oso. Los Campos análogos Yuralpa y Villano, tienen contactos agua-petró-leo inclinados debido al hidrodinamismo An-dino. Los flujos hidrodinámicos del Plio-Pleis-

Arco Oriente (1994) Villano Field, Ecuador, Block 10, Plan of Development.

Canfield R. W., Bonilla G. and Robbins K. (1982) Sacha Oil Field of Ecuadorian Oriente. AAPG Bu-lletin V.66 No8. P. 1076-1090.

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REFERENCIaS

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Autores: Operaciones Río Napo: Laura Rodríguez, hernán Sanchez, gino hinojosaCoautores: Baker hughes: Mónica guerrero, Mauricio herrera, Elizabeth Vicente

neo en campo sacha – emulación de registros a hueco abierto con menor riesgo operativo

La evaluación de los reservorios con curvas obtenidas a partir de los re-gistros a hueco abierto es de suma importancia en la industria del petróleo para la toma apropiada y

oportuna de decisiones. Estimaciones de las propiedades petrofísicas tales como satura-ción de agua y porosidad efectiva son usadas ampliamente como parámetros, para la ca-racterización de reservorio y también para el cálculo de las reservas. Hoy en día, múltiples herramientas de registros convencionales y de última tecnología son usadas a hueco abierto. Sin embargo, este servicio debe enfrentarse a muchos obstáculos debido, principalmente, a problemas asociados con la geometría del hoyo y problemas operacionales, que ponen en riesgo la bajada y corrida de registros, comprometiendo la integridad del pozo perforado.

Operaciones Río Napo CEM ha tenido que buscar alternativas tecnológicas, que suplan la ausencia de información cuando no es posible realizar la corrida de registros convencionales a hueco abierto. La técnica de emulación de curvas de hueco abierto propuesta por Baker Hughes ha sido la respuesta apropiada a las necesidades de información en el Campo Sacha. Esta técnica utiliza datos de un registro de neutrones pulsan-tes que alimentan una red neuronal en la cual se genera un modelo para la emulación de curvas de resistividad, neutrón y densidad. Para ello, es necesario al menos un pozo de entrenamiento que calibre la red neuronal. En lo posterior, los modelos pueden ser aplicados en aquellos pozos en los que no ha sido posible obtener la data a hueco abierto, teniendo en cuenta que se debe contar con una buena correlación estratigráfica y de fluidos con el pozo de entrenamiento.

En el Campo Sacha se ha implementado un pro-yecto en el cual diferentes pozos son registrados para alimentar una red neural, que en lo poste-rior constituye un óptimo plan de contingencia de adquisición de información de registros pe-trofísicos, mediante la técnica de emulación de registros a hueco abierto.

INTRODUCCIÓNEl Campo Sacha está ubicado en la parte central de la Cuenca Oriente del Ecuador y constituye uno de los más grandes de la misma. Es un cam-po maduro con más 40 años en producción y con una producción acumulada de petróleo de 852 MMBls. Las reservas remanentes se estiman en el orden de 592 MMBls.

Desde 2009, el campo ha sido operado por Operaciones Río Napo CEM (ORNCEM). Cuen-ta con una producción de petróleo promedio de 72,000 BPPD. El petróleo producido tiene una gravedad API de 26.5° en promedio y proviene de 225 pozos activos. Para su producción se usan diferentes sistemas de levantamiento: bombeo electrosumergible (BES) 84%, bombeo hidráuli-co 14% y bombeo mecánico 2%.

Para contrarrestar el efecto de depletación de presión en los reservorios se desarrolló un proyecto de inyección de agua en seis pozos pe-riféricos en el campo. Desafortunadamente, es-tos pozos no han sido suficientes para mantener la presión. Como resultado, la depletación tiene un impacto enorme sobre las campañas de pro-ducción que se han desarrollado y constituye un factor de riesgo en las operaciones de pozo. Bajo este escenario, ORNCEM ha buscado alterna-tivas tecnológicas para sustituir la ausencia de información cuando no ha sido posible correr registros a hueco abierto. La tecnología NEO de

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Figura1. Arquitectura de la red neuronal para la emulación de registros a hueco abierto

Baker Hughes ofrece una solución óptima para la obtención de este tipo de información aca-rreando un bajo riesgo operativo.

En este artículo se muestra los aspectos bási-cos de la técnica de emulación para la calibración de una red neuronal, a través de la cual ha sido posible emular los registros a hueco abierto para su posterior uso en una evaluación petrofísica y su respectivo efecto en la selección de las áreas prospectivas para la completación.

TéCNICA DE EMULACIÓN DE REgISTROS A hUECO ABIERTOPara la aplicación de la técnica de emulación de registros a hueco abierto se necesita un pozo conocido como “Pozo de entrenamiento”, paraalimentar un modelo de red neuronal artificial. En la fase de entrenamiento se requiere infor-mación de registros a hueco abierto del pozo y de un set de registros corrido en hueco entuba-do. La data a hueco entubado se adquiere con la herramienta Reservoir Performance Monitor de Baker Hughes corrida en modo PNC3D.

Las curvas que debe incluir el set de regis-tros a hueco abierto son: densidad, neutrón, resistividad y tamaño de hoyo.

La red neuronal para la emulación de re-gistros se alimenta de 18 curvas adquiridas a hueco entubado. Estas curvas contienen la in-formación necesaria para los nodos de entrada. Se crean 36 capas ocultas que constituyen los nodos computacionales de la red neuronal. Una

sola curva de salida es generada y es el resultado de la curva emulada de resistividad, densidad o neutrón. En la figura 1 se muestra la arquitec-tura de una red neuronal para la emulación de registros a hueco abierto.

Toda la información usada para alimentar la red neuronal contiene datos relacionados con las propiedades de roca y fluidos del reservorio. Por ejemplo, la curva GR que es un indicador de arcillosidad; las curvas SGFC, RATO y RATO13 responden a la salinidad y arcillosidad de la formación; la curva RICS reacciona ante la po-rosidad y también es afectada por la salinidad y los efectos de pozo. La curva RIN es una res-puesta del índice de hidrógeno, la curva RBOR responde a los efectos ambientales de pozo y otras curvas que tienen respuesta de acuerdo a propiedades de roca y fluidos. La combinación de todos estos parámetros en las capas ocultas de la red neuronal permite obtener un modelo para generar el resultado deseado de resistivi-dad, neutrón y densidad.

APLICACIÓN DE CAMPOLos pozos Sacha - 440V y Sacha - 443D fueron usados como pozos de entrenamiento para ali-mentar la red neuronal modelada, posterior-mente, para la emulación de registros en el pozo de aplicación Sacha - 421D. Los pozos Sacha - 440V y Sacha - 443D están ubicados hacia el norte del campo mientras que el Sacha - 421D se localiza hacia la parte central del mismo. A pesar de la distancia, estos pozos presentan una buena correlación estratigráfica, similares espesores y desarrollo de formaciones permitiendo así, la aplicabilidad de la tecnología NEO. La ubicación de los pozos puede ser observada en la figura 2.

En el pozo Sacha - 440V el modelo obteni-do abarca las profundidades 8 760 pies - 9 980 pies en MD con un total de 1 220 pies de sección emulada. Para el pozo Sacha - 443D, el modelo incluye las profundidades 9 300 pies -10 512 pies con una total de 1 212 pies de sección emu-lada. La red neuronal calibrada con estos dos po-zos incluye una sección desde la arenisca Basal Tena hasta la base de la Formación Napo.

El pozo de aplicación Sacha - 421D fue selec-cionado para la emulación después de una ope-ración incompleta de registros a hueco abierto debido, principalmente, a problemas de geome-tría e inestabilidad del hoyo. Como resultado de la operación, solo fue posible recuperar infor-mación en la sección superior desde el tope de la Caliza A hasta Basal Tena.

Resistivity, Neutron or density

g1Rg2R

gRILSR

ISSIxSRLSR

RATO13RRATORRBORRRICSR

RIN13RRINR

RPORRSCF1SgFO

SSRxSR

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opERaCIoNES RÍo NapoGERENCIa TÉCNICa DE RESERvoRIoS

CaMpo SaCHa

Sacha - 440V (training well)Sacha - 443D (training well)

Sacha - 421D (application well)

La aplicación de la red neuronal en el Sacha - 421D se realizó para el intervalo 9 670 pies - 11 052 pies. Se emuló un total de 1 382 pies que comprende la arenisca Basal Tena y todas las unidades de la Formación Napo.

Los registros emulados no solo presentaron una buena correlación litológica; además des-pués de la comparación en la sección superior, entre 9 584 pies - 10 440 pies donde se contaba con data real del pozo, se observó la excelente respuesta de la emulación. Estas respuestas se observan en la figura 3.

Entre 9 584 pies - 10 440 pies se observa la buena correlación entre los registros emulados (azul - resistividad TRACK3, verde - Neutrón

Figura 3. Resultado de los registros emulados en el Sacha - 421D

Figura 2. Ubicación de los pozos en el Campo Sacha

TRACK4 y roja - densidad TRACK5) y los re-gistros a hueco abierto del pozo (curvas negras resistividad TRACK3, densidad TRACK5 y neu-trón TRACK4).

A partir de 10 440 pies las curvas correspon-den enteramente a la emulación.

Adicionalmente a la buena correlación entre los registros emulados y las curvas reales del pozo en la sección superior, los crossplots de las curvas emuladas vs. los datos medidos a hueco abierto presentan un excelente coeficiente de li-nealidad. La curva de resistividad por ejemplo, cuenta con un coeficiente de linealidad de 0.75 (figura 4). La curva de neutrón es la que mejor respuesta

9 700

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10000

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10200

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10400

10500

10600

10700

10800

10900

11000

Reference(FT)

1:1000

M2R9_NEO

BLT/CAL

WB1256 Conductive(gRNEO_NOEM)

gROh

CAL zDEN_NEO

gRNEO_NOEM0 gAPI 200

0.45 V/V -0.15 1.95 g/C3 2.95

1.95 g/C3 2.95

0 gAPI 200

0.45 V/V -0.15zDENOh


presenta y cuenta con un coeficiente de lineali-dad de 0.865 (figura 5). Asimismo, el coeficien-

te de linealidad de la curva de densidad es de 0.7 (figura 6).

Emulated Resistivity

1 000

1 000100101

100

10

1

0

0

0

0.45

0.4

0.35

0.3

0.25

0.2

0.15

0.1

0.05

0

-0.05

-0.1

-0-15

2.9

2.8

2.7

2.6

2.5

2.4

2.3

2.2

2.1

2

-0.15 0.05 0.1 0.05 0.2 0.3 0.40.25 0.35 0.45-0.05 0-0.1

1.95 2.05 2.15 2.25 2.35 2.45 2.55 2.65 2.75 2.852.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.92

200

200

200

M2R

9 (o

HM

M)

M2R9 (oHMM)

CNCF (pu)

ZDEN (G/C3)

CN

CF

(%)

ZD

EN

(G/C

3)

Emulated Neutron

Emulated Density

Figura 4. Crossplot - Curva de Resistividad.

Sacha - 421D

Figura 5. Crossplot - Curva de Neutrón.

Sacha - 421D

Figura 6. Crossplot - Curva de densidad.

Sacha - 421D

SaCHa - 421DR2 = 0.75

WBI256 (gR)

WBI256 (gR)

WBI256 (gR)

Emul

ated

Res

istiv

ityOh Resistivity

R2 = 0.865

R2 = 0.7

Oh Neutron

Emul

ated

Neu

tron SaCHa - 421D

SaCHa - 421D

Oh Density

Emul

ated

Den

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Los registros así emulados se emplearon para una evaluación básica de formaciones que se muestra en las figuras 7 y 8 para las areniscas U y T, respectivamente. En esas figuras también se presenta un resumen de los resultados de la evaluación (saturación de agua, porosidad y vo-lumen de arcilla).Basados en la evaluación petrofísica del pozo, a

partir de los registros emulados, ORNCEM de-cidió completar los intervalos 10 846 pies - 10 875 pies y 10 894 pies - 10 907 pies de T inferior. Cargas de alta penetración y un sistema de caño-neo tipo One Trip fueron empleados en la etapa de completación. La producción estabilizada fue de alrededor de Qf: 890 BFPD x Qo: 516 BPPD x Qw: 374 BAPD con un BSW de 42,02%.

Figura 7. Evaluación de formaciones - Arenisca U. Sacha - 421D

Figura 8. Evaluación de formaciones - Arenisca T. Sacha - 421D

U sanDsTone

interval (ft) so, % ɸ, % vsh, %

10588 -10598 60 8 15

10602 -10632 80 15 8

T sanDsTone

interval (ft) so, % ɸ, % vsh, %

10846 - 10875 50 16 7

10894 - 10909 65 15 10

WAShOUT

MNOR>MINV

PERM SWA ShALEOIL

WATER

SAND

LIME

Netsand

Netoil

POROSITy

DEN-CN xOVER

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MNOR>MINV

PERM SWA ShALEOIL

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Autores: Bladimir Cerón, álvaro gallegos y Víctor Imbaquingo:Escuela Politécnica Nacional

Esta opción se plantea para reser-vorios de isotropía media a alta y continuidad geológica e hidráulica. En este proyecto se estudia las con-diciones y capacidades que tiene

cualquier reservorio de petróleo, capaz de con-tinuar produciendo fluidos con tasa variable. Las condiciones geológicas y petrofísicas de los reservorios son consideradas información dis-ponible al momento de comenzar el análisis, lo que implica que esta técnica propuesta debe ser aplicada a campos en producción. Los campos en fase de desarrollo, que requieren un estudio más avanzado, demandan políticas más inten-sas de explotación de petróleo, para lo cual es fundamental revisar nuevas formas de evaluar los reservorios de una forma más global y rápi-da, para proponer soluciones prácticas que per-miten definir oportunidades de Infill Drilling. Cualquier reservorio está caracterizado con va-riables y funciones de flujo, energía y masa que cambian con el tiempo. Estas tres variables fun-damentales que caracterizan a un reservorio, in-trínsecamente evalúan el comportamiento de la movilidad (k/u), capacidad de flujo (k*h), trans-misibilidad (k*h/u), índice de productividad (dq/dp), etc. Por tal razón el Mecanismo (FAGO) es de carácter directo de las capacidades, compor-tamiento y proyecciones futuras de los pozos, lo que permite concluir si existen o no nuevas oportunidades de perforar pozos de relleno den-tro del plan de desarrollo.

INTRODUCCIÓNEconómica y técnicamente se determina que evaluando el sistema de producción presente en el reservorio subsaturado, como son los campos del Ecuador; en esta oportunidad proponemos una nueva herramienta (FAGO) que permite ob-tener soluciones inmediatas de gerenciamiento del yacimiento. En este paper se evalúan las con-diciones dinámicas de los fluidos, tasas de pro-ducción y los volúmenes del recurso bajo tierra.

El análisis matemático del mecanismo plantea-do, se fundamenta en el balance de materiales y la solución de la ecuación de la difusibidad para un flujo ligeramente compresible, de lo cual se desprenden conceptos de valoración del estatus actual del reservorio. Cada vez se evidencia más la necesidad de explotar de forma más eficaz los recursos naturales ya descubiertos, e incremen-tar el factor de recobro actual; más aún cuando los mercados se transforman radicalmente en forma globalizada, como consecuencia de los in-cesantes cambios tecnológicos y las frecuentes reformas económicas mundiales. La aplicación del Mecanismo (VIMVPPR-FAGO) al CAMPO BAV probó la solución matemática encontrada.Con esta definición, se avanzó con el método inductivo para obtener conclusiones y, a futuro, tomar decisiones importantes como perfora-ción de nuevos pozos, EOR, con criterios preli-minares suficientes.

DESARROLLOEn el cambio de variables del reservorio en un tiempo“ti”,comocaudal(Qi),presión(Pi)yre-servas (Ni), son integradas en las funciones de declinación y prognosis con parámetros apli-cados. Con esta Data se logran funciones en el tiempo. La integración de tasas de producción corresponde al valor acumulativo de la variable a esa fecha y permite realizar un balance de masa. Usando adicionalmente las funciones como: de-clinación exponencial, hiperbólica y armónica, definidas con parámetros de declinación (Di), para cualquier tiempo, factor de sensibilidad (ni), que termina la tendencia de Di entre 0 y 1. Para cualquier caso se puede ajustar estas funciones alosparamentosdelasvariables“macro-varia-bles”, es decir eventos que varían linealmente o no, en función del tiempo. En este caso vamos a aplicar la función de declinación hiperbólica ya que nos permite un abanico de posibilidades de ajuste dado una declinación Di, cuando se varía ni, para diferentes casos.

Mecanismo (fago) para la interpretación de Tres Macro-

variables: Presiones, producción y reservas, en el campo Bav


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Tabla 1. La función hiperbólica

Figura 1. Sensibilidad de las curvas declinación exponencial, hiperbólica y armónica

Si se grafica la data del Campo BAV, se en-cuentra una sensibilidad (figura 2) donde la función hiperbólica da un ajuste más exacto

con los datos del campo de estudio. En el eje Y está la función Ntp(Bls) y en el eje X está el tiempo (años).

CURVA DECLINACIÓN ExPONENCIAL, hIPERBÓLICA y ARMÓNICA

DECLINACIÓN hIPERBÓLICA

Características básicas La declinación es proporcional a una potencia fraccional (n) de la tasa de producción de 0< n <1.

Relación de tasa vs tiempo

Relación de tasa vs producción acumulada

Para las condiciones iniciales de:

Sustituir de la ecuación de tasa vs tiempo: para determinar:

1 200

0 5 10 15 20 25

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Definición de las Macro-variablesPara la macro variable caudalEl análisis de esta macro variable se inicia con el balance de materiales.

Dividiendo por ∆x y tomando el límite cuando ∆x tiende a cero, se obtiene la ecuación de con-tinuidad:

Cuando el área de la sección transversal es cons-tante, se tiene:

La ecuación de momento viene dada por las ecuaciones de Navier Stokes, pero pueden ser simplificadas para flujo a baja velocidad en ma-teriales porosos por la ecuación de Darcy simpli-ficada para flujo horizontal en una dimensión, se escribe como:

Donde K es la permeabilidad de la roca y μ es la viscosidad del fluido. En el caso de flujo inclina-do, entonces la ecuación de Darcy toma en consi-deración la inclinación, incluyendo la gravedad g de la siguiente forma:

o en términos del ángulo de inclinación α sería;

Las ecuaciones constitutivas del medio poroso toman en cuenta la dependencia de la porosidad con la presión, de forma que se usa la definición de compresibilidad de la roca.

Al asumir la temperatura constante:

Si se asume que la porosidad no varía con la pre-sión, se desprecia el fenómeno de subsidencia que se presenta en ocasiones en campos con pro-ducción de petróleo.

Por otra parte, para describir el comporta-miento de un fluido en el yacimiento, se aplica la definición de compresibilidad de un fluido a una temperatura dada T.

Para describir el comportamiento del petróleo negro convencional (Black oil), se usa el factor volumétrico de formación (ß) y la relación gas petróleo en solución Rs, además de la viscosidad (μ) y la densidad del fluido(Þ). El factor volu-métrico de formación del petróleo (ß) se define como la relación entre volumen de petróleo a condiciones de yacimiento (presión y tempera-tura del yacimiento) y el volumen de petróleo a condiciones de superficie (condiciones estánda-res). Este factor está asociado con la expansión del gas (inicialmente disuelto en el petróleo) cuando se reduce la presión del fluido. La rela-ción gas petróleo en solución (Rs) se define como la cantidad de gas disuelto en el petróleo por cada barril que se produce en superficie.

De esta forma partiendo de la ecuación (4) y combinándola con las ecuaciones de Darcy y de propiedades del fluido, se obtiene una ecuación general para flujo de un fluido, en un sistema unidimensional, horizontal, de área constante y con condiciones adecuadas para aplicar la ley de Darcy.

En este trabajo se asume que el petróleo es in-compresible (Co = 0), con ß = 1 y Rs = 0, y al des-preciar la compresibilidad de la roca, además se asume porosidad constante.

En el caso de flujo de más de una fase, por ejemplo, el flujo de petróleo y agua en un yaci-miento sometido a un proceso de inyección de agua, considerado en este trabajo, se parte de la ecuación de continuidad para cada fluido, to-mando en cuenta sus saturaciones y propiedades (agua y petróleo):

Ecuación 9.

Ecuación 10.

Ecuación 11.

Ecuación 3.

Ecuación 2.

Ecuación 1.

Ecuación 4.

Ecuación 5.

Ecuación 6.

Ecuación 7.

Ecuación 8.


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Las condiciones de límite están dadas por:

Donde Q es la rata de producción y H es el espe-sor del reservorio. Para resolver la ecuación 22 usaremos el cambio de variable de Boltzmann.

Resolvemos:

Sustituyen las anteriores ecuaciones en la ecua-ción 22 obtenemos:

Usando el método de separación de variables de la ecuación 23 tenemos:

Donde C es una constante. A la ecuación 24 se aplica los límites lo cual permite obtener:

Despejando dP.

Determinación FaGo, “Factor de agota-miento del reservorio (Fg)”Al tener las macro-variable definidas se calcula-rán las variables que conforman el FAGO, (Fg) que son la IP y FR.Cálculo del IP

De la ecuación de Darcy se tiene:

Se introduce las ecuaciones 14 y 15 en las ecuacio-nes 12 y 13. Tomando en cuenta las propiedades de los fluidos y la producción en el tiempo se tiene:

Despejando:

Para la macro-variable de presiónPartimos de la ecuación de difusividad para un flujo ligeramente comprensible:

En coordenadas cilíndricas (r,Ø,x1 ) la ecuación anterior tenemos:

Se considera un reservorio infinito que tiene propiedades constantes. Lo cual permite reducir la ecuación 21 en:

Dónde:

Para la solución de la anterior ecuación asumi-mos:

Ecuación 12.

Ecuación 14.

Ecuación 16.

Ecuación 18.

Ecuación 13.

Ecuación 15.

Ecuación 17.

Ecuación 19.

Ecuación 20.

Ecuación 21.

Ecuación 22.

Ecuación 23.

Ecuación 24.

Ecuación 25.

Ecuación 26.

Ecuación 27.


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En la ecuación 27 remplazaremos las ecuaciones 18 y la 19 y nos queda:

Y para el factor de recobro se define:

Remplazando en la ecuación 29 las ecuaciones 18 y 19.

Ahora definimos FAGO:

Remplazando en la ecuación 31 las ecuaciones 28 y 30 obtenemos:

Considerando que:

Entonces FAGO queda definido:

Para reducir la ecuación se define:

Lo cual nos permite simplificar la ecuación:

Ecuación 28.

Ecuación 29.

Ecuación 30.

Ecuación 31.

Ecuación 32.


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El FAGO del campo, se define como una ecua-ción matemática cuyos valores satisfacen la función hiperbólica, que muestra el compor-tamiento de capacidad dinámica del reservo-rio, toda vez que al incrementar el tiempo se aumenta el volumen acumulado de petróleo y

la energía decrece sistemáticamente en el sis-tema de producción. La función FAGO (Fg), se define como el producto del Índice de Pro-ductividad por el Índice Factor de Recobro. En el eje Y está la función Fg(BPPD/PSI) y en el eje X está el tiempo (años).

CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA VARIABLE FAgO

CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA VARIABLE FAgO

Figura 2a. FAGO

Figura 2b. FAGO

Figura 2a.: FAgO

Figura 2a.: FAgO

2,0

1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020

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Chen z. (2007). Reservoir Simulation: Mathematical Techniques in Oil Recovery”. Ciudad Calgary.

gonzález R. P., Kindelan M., Moscoso M., Dorn O. (2005). history matching problem in reservoir engineering using the propagation back-propa-gation method.

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BIBlIOGRaFÍa

CONCLUSIONES:Figura 2a: Se determinó que para Reservorios de Isotropía Media a Alta similar al Campo BAV de estudio, con un sistema de producción activo y crudo mediano, se encontró la función FAGO (Fg), para un dIP/dt y dFR/dt, se da los siguientes resultados: X) Representa la tenden-cia de la función FAGO para el campo maduro y con agotamiento energético importante, dFg 0. Es fundamental tomar acción inmediata en ejecución de proyectos EOR y no existe posibi-lidad cierta de pozos de perforación exitoso, Y) Representa la tendencia de FAGO para en cam-po maduro que requiere iniciar proyectos EOR de forma prioritaria y existe posibilidad real de encontrar algunas zonas de aplicación de Infi-ll Drilling, 0< dFg< 0,4. Z) Representa la ten-dencia de FAGO del campo en desarrollo que puede acelerar la producción o no, dependiendo de las políticas de explotación e inversión y la

disponibilidad de facilidades en superficie 0,4≤dFg≤1Figura 2b: El estudio concluye con los re-sultados obtenidos matemáticamente y de sensibilidades de tendencias de la función FAGO para Reservorios de Isotropía Media a Alta, en el período de desarrollo del cam-po. En la figura 2b. FAGO se encuentran tres rectas: A) Comportamiento de un reservorio black oil de crudo liviano y con un sistema de producción activo, pendiente, m en el in-tervalo 1 >m>0,7; B) Comportamiento de un reservorio black oil de crudo mediano y con un sistema de producción activo, similar a las condiciones del campo BAV, pendiente en el intervalo, 0,7≥m>0,45, C) Comportamien-to de reservorio black oil de crudo pesado y con un sistema de producción activo. La pen-diente está en el intervalo de 0,45≥m>0.

NOMENCLATURA


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Autor: álvaro Izurieta, Petroamazonas EP

aplicación de pozos horizontales completados con controladores de influjo autónomos en el campo limoncocha

ÁlVaRO IZURIETa.Ingeniero de Petróleos por la Escuela Politécnica Nacional, es Ingeniero de Reservorios del Campo limoncocha en Petroamazonas EP.

El constante desafío de drenar re-servas más eficientemente ha gene-rado la necesidad de implementar nuevas tecnologías en campos ma-duros (Mazouzi, 2005) así como un

gerenciamiento integrado del reservorio (Sa-tter, 1994). Como respuesta a este desafío en el Bloque 15 se han perforado varios pozos ho-rizontales los cuales han contribuido -además de un incremento puntual de producción-, a un recobro más eficiente de reservas.

Los pozos horizontales perforados previa-mente en el Bloque 15, todos ellos en la arena U Inferior, (Dávila, 2009; Vela, 2010 y 2011) se muestran en la tabla 1. La completación de los pozos horizontales ha evolucionado acorde con la etapa de producción en la que se implemen-taron. Inicialmente aquellos pozos perforados al iniciar el desarrollo de un campo fueron com-pletados con tubería ranurada, luego, conforme avanzó la producción, la implementación de controladores de influjo o ICD, por sus siglas en inglés se hizo necesaria (Dávila, 2009).

El Campo Limoncocha lleva 22 años en pro-ducción por lo que, hoy en día, se deben consi-derar nuevas alternativas para continuar con su desarrollo. Dados los resultados favorables en las experiencias previas y por tratarse de un campo con una estrategia de producción más agresiva, así como la presencia de un con-tacto agua petróleo presente en todo el campo, se consideró que perforar pozos horizontales y completarlos con controladores de influjo au-tónomos o AICD (por sus siglas en inglés), era el procedimiento adecuado dada la relación de viscosidad de petróleo-agua en el reservorio U Inferior (Least, 2012). El presente artículo

técnico muestra los resultados obtenidos lue-go de la perforación exitosa de tres pozos ho-rizontales y uno en el cual solo se logró com-pletar 200 ft de sección horizontal debido a problemas de estabilidad de agujero.

DESCRIPCIÓN DEL RESERVORIO U INFERIOREl reservorio U inferior posee un mecanismo de empuje de acuífero lateral activo, figura 1, el cual ha permitido que la presión no dismi-nuya rápidamente a pesar del tiempo de pro-ducción del campo. Al momento de la perfora-ción de los pozos, la presión de reservorio era, pr = 3100 psia, aproximadamente, como lo muestra la figura 2. La viscosidad del petró-leo, Uo = 22 cp, Bo = 1.12 RB/STB, Rs = 101 Scf/STB a condiciones de reservorio y 17°API, figura 3.

PoZo reservorio coMPleTación aÑo

ITyA-001hS U Inferior Liner Ranurado 1998

ITyA-004hS1 U Inferior Liner Ranurado 1999



PKS-A006hS1 U Inferior Liner Ranurado+ICD 2008

LMNg-051h U Inferior AICD 2013

LMNg-053hS1 U Inferior AICD 2013

LMNg-054h U Inferior AICD 2013

LMNB-058h* U Inferior AICD+open hole 2014

PKNA-016h U Inferior AICD 2015

* Solo se completan 200 ft de sección horizontal debido a derrumbe de la mismaTabla 1. Pozos horizontales perforados en el Bloque 15


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MECaNISMo DE EMpujE, CaMpo lIMoNCoCHa Arena “U“ Inferior

HISToRIal DE pRESIóN DE RESERvoRIo, CaMpo lIMoNCoCHaArena “U“ Inferior

100

90

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20

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AL ExPANSIÓN DE ROCA y FLUIDO

EMPUjE DE gAS EN SOLUCIÓN

EMPUjE hIDRáULICO

EMPUjE POR CAPA DE gAS

DRENAjE gRAVITACIONAL

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r (ps

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EFICIENCIA DE RECOBRO, (Np/N)

Presión de Reservorio, (psi)Presión inicial, Pi = 4136 psiPresión de Burbuja, Pb = 886 psiExponencial (Presión de Reservorio, Pr (psi))

Figura 1. Mecanismo de producción, Campo

Limoncocha, Arena U Inferior

Figura 2. Historial de presiones de reservorio,

Campo Limoncocha, Arena U Inferior


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CaMpo lIMoNCoCHa, FaCToR voluMÉTRICo y vISCoSIDaD DEl pETRólEolMNG-007 aRENa u INFERIoR - T=220ºF

Geológicamente la arena U Inferior se des-cribe como: arenisca, café clara, translúcida a transparente, friable a suelta, grano medio a fino, cuarzosa, subangular a subredondeada, cuarzosa, moderada selección, matriz caoliní-tica, cemento no visible, porosidad no visible con regular manifestación de hidrocarburos. La misma posee un espesor promedio de, h = 60 ft y porosidad promedio de, phi = 26%.

METODOLOgíA DE UBICACIÓNCon el fin de asegurar la mejor calidad de are-na y maximizar la producción se combinaron

varios aspectos que van desde la sedimento-logía, geofísica y simulación de reservorios para determinar las zonas de mejores condi-ciones para ubicación de los pozos horizonta-les como se muestra en la figura 4 (Nakajima, 2003). Adicionalmente, la toma de puntos de presión en los pozos direccionales perforados en zonas aledañas a las ubicaciones prelimi-nares confirmó si las mismas se encontraban afectadas por la producción de pozos cerca-nos, o eran áreas en equilibrio hidrostático, lo cual mejoraba las expectativas de producción (Stewart, 1982).

Date:4/6/2015

MAPA DE BURBUJAS - CAMPO LIMONCOCHAACUMULADO DE PETROLEO - T PRINCIPAL

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LMNA-001TP

LMNB-002ATP

LMNB-002TP

LMNC-003TP

LMND-004TP

LMND-011TP

LMND-012TP

LMND-014TP

LMND-015TP

LMNE-005S1TP

LMNE-005TP

LMNF-006TPLMNG-007TP

LMNG-043TPLMNH-008TP

LMNH-016TP

LMNH-017TP

LMNH-018TP

LMNH-020TP

LMNH-034TP

LMNH-039TP

LMNH-042TP

LMNI-009TP

LMNJ-010TP

LMNK-019TP

LMNK-021TP

LMNK-022TP

LMNK-023TP

LMNK-025TP

LMNK-031TP

LMNK-032TP

LMNK-038S1TP

LMNK-041TP

LMNK-046TP

LMNK-048TP

LMNL-023ATP

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LMNL-027TPLMNL-029TP

LMNL-030TP

LMNL-035TP

LMNL-055TP

VC.Max_Oil_Production

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Máxima Producción de Petróleo

Date:2/1/2015

MAPA DE BURBUJAS - CAMPO LIMONCOCHAACUMULADO DE PETROLEO - T PRINCIPAL

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LMNB-002AR1UI

LMNB-002AUI

LMNB-057UILMNB-058HUI

LMNC-003UI

LMND-011UI

LMND-013UI

LMND-014UI

LMND-015UI

LMNE-005S1UI

LMNE-005UI

LMNF-006UI LMNG-007UI

LMNG-036UI

LMNG-043UI

LMNG-044UI

LMNG-051HUI

LMNG-052UI

LMNG-053HS1UI

LMNG-054HUI

LMNH-008UI

LMNH-016UI

LMNH-017UI

LMNH-018UI

LMNH-020R1UI

LMNH-020UI

LMNH-033UI

LMNH-034UI

LMNH-037AUI

LMNH-039UILMNH-040UI

LMNH-060HR1UI

LMNH-061UI

LMNI-009S1UILMNI-009UI

LMNJ-010UI

LMNK-019UI

LMNK-021UI

LMNK-025UI

LMNK-031UI

LMNK-038S1UI

LMNK-041UI

LMNK-045UI

LMNK-046UI

LMNL-023AUI

LMNL-026UI

LMNL-027UI LMNL-028UILMNL-029UI

LMNL-030UI

LMNL-055UI

LMNL-056UI

ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )

50.0 525.0 1000.0

Acumulado de Petróleo vs Mapa Sedimentológico

Máxima Producción de Petróleo vs Relación de Poisson

Mapa Estructural vs Índice de Hidrocarburo Remanente

acumulado de petróleo vs mapa sedimentológico

Máxima producción de petróleo vs relación de poisson

Mapa esctructural vs índice de hidrocarburo remanente

1.25 30

1.20 27

1.15 24

1.10 21

1.05 18

1.00 150 1000 2000 3000 4000 5000 6000

FACT

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OLUM

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LEO

(RB/

STB)

visc

ocid

ad d

el p

etró

leo,

(cp)

Pressure, (psia)

LMNg007 - Bo Separator Corrected (bbl/STB)Bubble Point Pressure, Pb=844,7 pslaLMNg007 - Bo Separator Corrected (bbl/STB)

Figura 4. Modelo Sedimentológico, inversión sísmica y mapa de hidrocarburo remanente, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

Figura 3. Propiedades PVT, Campo Limoncocha, Arena U Inferior


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RESULTADOS DE LA NAVEgACIÓNLos pozos se perforaron en sección de 6 1/8 pulgadas, usando herramientas RSS así como motores de fondo. La metodología para la ubi-cación de los mismos se concluyó como exitosa

Tabla 2 - paRÁMETRoS pETRoFÍSICoS pRoMEDIo

Figura 5. Trayectoria pozos horizontales, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

Tabla 2. Parámetros petrofísicos, pozos horizontales, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

LMNB-058HUI: LMNG-054HUI:

LMNG-053ST1HUI: LMNG-051HUI:







dado que el porcentaje de arena neta en sec-ción horizontal es alta y se encuentra dentro de los valores esperados. La trayectoria resul-tante y los parámetros petrofísicos estimados se muestran en la figura 5 y la tabla 2.

lMNb-058HuI lMNG-054HuI:

lMNG-053ST1HuI: lMNG-051SHuI:

PoZo Heel, ft Toe, ft net, ft Phi, % sw, ft vcl, ft K, md

Limoncocha g-051h 11,588 12,586 785 17 9 8 493

Limoncocha g-053hS1 10,985 11,945 584 18 13 9 667

Limoncocha g-054h 11,274 12,152 777 18 9 4 775

Limoncocha g-058h* 11,114 12,442 1037 16 16 9 555


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ESTIMACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD Con el fin de determinar analíticamente la ex-pectativa de producción se evaluaron varios modelos de índices de productividad para po-zos horizontales (Economides, 2013). Sobre el índice de productividad estimado mediante este método se trabajó en un modelo gridless en la aplicación NETool, para definir una com-pletación que permita dividir el pozo en varios

segmentos. Estos son separados por empaca-duras hinchables tanto al agua como al petró-leo según el caso y en los cuales se colocarán un número definido de AICD, con ello se busca balancear el influjo de cada zona a fin de lograr un barrido vertical homogéneo (Moen, 2008), figura 6. Las pruebas de producción estabiliza-das así como el índice de productividad respec-tivo se muestran en la figura 7.

Figura 6. Diseño de completación sección horizontal con controladores de influjo autónomos, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

lMNb-058HuI: lMNG-054HuI:

P G E P E T R ó l E O & G a S - S E P T I E M B R E 2 0 1 5

Fluid Rate, qf, (STB/D) Fluid Rate, qf, (STB/D)

3500 3500

2500 2500

1500 1500

500 500

0 02000 20004000 50008000 1400010000 18000

3000 3000

2000 2000

1000 1000

0 06000 10000

Botto

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Botto

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Figura 7. Índice de productividad, pozos horizontales, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

lMNG-053T1HuI: lMNG-051HuI:

Fluid Rate, qf, (STB/D) Fluid Rate, qf, (STB/D)

35003000

25002500

15001500

500 500

0 04000 400012000 1600016000 2200020000 26000 30000

3000

3500

20002000

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Botto

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Flow

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Pres

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, Pw

f (ps

ia)

10001000

0 0

8000 10000

Figura 8. Esquema mecánico de pozo horizontal con controladores de influjo autónomos, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

COMPLETACIÓN y PRODUCCIÓNCon el fin de minimizar el daño de formación durante la completación del pozo, se diseñó una píldora removedora de costra de lodo acor-de a las condiciones encontradas en cada pozo

(Moen, 2008). Esta píldora logró remover el car-bonato presente en la costra de lodo permitien-do un mejor flujo entre el reservorio y el pozo.

A pesar de que la arena U Inferior es una are-nisca consolidada, se diseñó la completación acompañada por mallas con un mesh menor al tamaño de grano de esta arena, con el fin de evi-tar posible migración de finos.

Para todos los casos, los pozos fueron comple-tados con una bomba electrosumergible, prác-tica estándar del Bloque 15, esto en conjunto con el sistema SCADA permite un monitoreo constante de los parámetros de producción, el diagrama de completación tipo se muestra en la figura 8.

Se debe indicar que ninguno de los pozos ho-rizontales fue evaluado previamente para dise-ñar el equipo electrosumergible, lo cual mues-tra que las estimaciones realizadas en base a la presente metodología son muy cercanas a los valores reales.

La estrategia inicial de producción fue la de producir cada pozo con un diferencial de pre-sión de 300 psia como máximo e incrementar la frecuencia de operación conforme incremente el corte de agua, con este fin se diseñaron equi-pos que operen a frecuencias bajas al arrancar el pozo y permitan un manejo de fluido alto al llegar al uptrust.

ANáLISIS DE RESULTADOSMediante la perforación de pozos horizontales y posterior completación con controladores de influjo autónomos se logró tener el pico históri-co de producción de 10,657 bppD en septiem-bre de 2013, para la arena U Inferior en el Cam-po Limoncocha, los perfiles de producción de


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los pozos horizontales vs tiempo se muestran en la figura 9.

El uso de controladores de influjo autónomos ha permitido demorar el incremento prematuro del corte de agua lo que se refleja en altos acumu-lados de producción, figura 10.

El acumulado de producción de los pozos ho-rizontales a la fecha es de, Np = 2,081 Mbls. Se

debe notar que el tiempo de producción de estos pozos, en comparación a los pozos de similar acumulado, es muy corto por lo que se estima logren recuperar altos volúmenes de crudo como el pozo Limoncocha G-051HUI el cual tiene un acumulado actual de, Np = 1,076 Mbls, el mis-mo solo es superado por los pozos más antiguos del campo, como muestra la figura 11.

CauDal DE pETRólEo vS TIEMpo, CaMpo lIMoNCoCHa - aRENa u INFERIoR

CoRTE DE aGua vS pRoDuCCIóN aCuMulaDa DE pETRólEo, CaMpo lIMoNCoCHa - aRENa u INFERIoR

10000

100

90

40

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70

20

60

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100

1

10

0 100 500200 600 900300 700 1000400 800 1100

2013 14 15

Figura 9. Historial de producción pozos horizontales, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

Figura 10. Corte de agua vs producción acumulada de petróleo, Campo Limoncocha, Arena U Inferior


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aCuMulaDo pETRólEo poR poZo - CaMpo lIMoNCoCHa u INFERIoR

10000

1000

7278

4797

3173

2841

2017

1804

1675

1644

1441

1179

854

828

695

683

662

561

531

448

404

363

359

358

349

347

302

233

213

173

158

156

137

126

104

98 97 9072 67 62 50 49

34 3324

62

1 1

Acumulado petróleo, Np Mbbl

100

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1

Figura 11. Acumulados de producción por pozo, Campo Limoncocha, Arena U Inferior

LMN

I-009

UI

LMN

I-009

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LMN

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LMN

K-04

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LMN

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43UI

LMN

h-0

60h

R1UI

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REFERENCIaS

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460

408

137


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Autor: Kris Ramanadhan

estado actual de la industria de refinación de petróleo en el mundo y en latinoamérica

Kris Ramanadhan. Es actualmente Presidente de Petro Biz Solutions, una compañía independiente de consultoría de gestión en el sector del petróleo y gas, con un enfoque en refinación de petróleo y petroquímicos. El Dr. Ramanadhan se retiró de ExxonMobil después de más de 35 años en la compañía, en la cual ocupó distintas posiciones ejecutivas en los Estados Unidos y en el exterior. Es Consultor Ejecutivo de IHRDC Corporation. Recibió su Ph.D. en Ingeniería Química de la Universidad de Purdue.

Abstracto de la presentación pre-parada por el distinguido confe-rencista de la SPE, el Dr. Kris Ra-mandhan, Presidente de Petro Biz Solutions y Consultor Ejecutivo de

IHRDC Corporation, Boston, Estados Unidos. El negocio global de refinación de petróleo ha

experimentado cambios fundamentales en años recientes debido a la revolución del petróleo de esquisto (shale oil) en los Estados Unidos, así como a otros eventos geopolíticos y macro-eco-nómicos. Este artículo aborda la perspectiva a largo plazo de la energía a nivel mundial, el rol del combustible para transporte en el panorama energético, el rol de la industria de refinación a nivel mundial para atender la demanda de com-bustible para el transporte y, finalmente, los de-

pRIMaRy ENERGy DEMaND, 2035 (MToE)

safíos y oportunidades que enfrenta la industria de refinación de petróleo en Latinoamérica.

PANORAMA DE LA ENERgéTICA gLOBALAntes de abordar la industria mundial de refina-ción de petróleo, resulta importante poner al ne-gocio de refinación de petróleo en el contexto de la demanda energética global. La figura 1 mues-tra la demanda energética a largo plazo (según las predicciones de la Agencia Internacional de la Energía, IEA) en el 2035, así como la propor-ción del crecimiento de la demanda energética global por regiones. Tal y como se ve en el gráfi-co de pastel de la figura 1.1, casi dos tercios del crecimiento es atribuible a países asiáticos y que no forman parte de la OCDE, principalmente In-dia y China, quienes cuentan con una población

Figura 1. Países No-miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) dominan el crecimiento energético a largo plazo (Fuente: ©OECD/IEA World Energy Outlook 2013)

2240

1710

440

480

1050

1030

China 4060

1540 1000

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Southeast Asia

1370

Eurasia

by REGIoN


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SHaRE oF Global GRowTH 2012 - 2035

grande y una tasa significativa de crecimiento del PIB. La figura 1 muestra a China como el ma-yor consumidor de energía a escala mundial.

La figura 2 presenta un mayor desglose del in-cremento de la demanda energética por regiones, así como el crecimiento por tipo de combustible y fuente de energía. De acuerdo con lo demostrado en el gráfico de área a la izquierda, mientras que los países no-miembros de la OCDE (China, India y La-tinoamérica) dominan el incremento de la deman-da energética, la demanda en los países que forman parte de la OCDE es entre fija y decreciente.

Figura 1.1.

El gráfico de pastel a la derecha, evidencia que, mientras existe un crecimiento en la de-manda de petróleo, el incremento en la demanda de gas y energía eléctrica es mucho más signi-ficativo, comparado a la del petróleo. Se espera que la demanda mundial de carbón disminuya con el tiempo, debido al aumento del uso de gas en el sector eléctrico.

CRECIMIENTO DE LA DEMANDA DE PETRÓLEO POR SECTORSe espera que la demanda de combustible líqui-do, actualmente alrededor de 90 millones de ba-rriles por día, aumente a más de 100 millones de barriles por día, en 2035. Conforme a lo eviden-ciado en la figura 3, gran parte del incremento se debe al crecimiento de la demanda de com-bustible para el transporte, especialmente en los países en desarrollo. El crecimiento de las poblaciones, en conjun-to con el crecimiento de las economías, resulta en un incremento de la demanda de combusti-bles para transporte como, gasolina, diésel y combustible para aviones. La figura 3 también demuestra el incremento en la utilización de petróleo para la elaboración de petroquímicos para mantener a las economías en crecimien-to, especialmente en los mercados emergen-tes. La industria de refinación de petróleo es la columna vertebral del proceso que busca cu-brir esta demanda creciente de combustibles para el transporte y de petroquímicos.

Figura 2. Petróleo y gas, principales impulsadores del crecimiento energético (Fuente: ExxonMobil – The Outlook for Energy, A View to 2040, 2014 edition)

percent Share

gas

Coal

Electricity

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Non-OECD

Middle East

Africa

Latin America

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CRECIMIENTO DE LA CAPACIDAD DE REFINACIÓN EN EL TIEMPOEn conformidad con lo mostrado en la figura 4, la capacidad de refinación de petróleo se ha incrementado sustancialmente en las décadas pasadas y habrá la necesidad de un incremento aún mayor, para cubrir el crecimiento de la de-manda de combustible para el transporte y de petroquímicos. Nótese que la línea del medio (demanda de petróleo) es más alta que la de procesamiento de crudo, debido a que los derivados no provenien-tes de petróleo (como líquidos de gas natural, biocombustibles) están siendo utilizados cada vez más para cubrir la creciente demanda.

MATERIA PRIMA PARA LAS REFINERíASLa figura 5 muestra cómo las características del petróleo crudo que alimenta a las refinerías han

cambiado a través del tiempo. Se esperan aún más cambios, producto de la potencial producción de petróleo no-convencional en los Estados Unidos.

Históricamente, los refinadores procesaban el petróleo crudo convencional obtenido con la perforación en tierra (on-shore) y costa afuera (off-shore).

La llegada de la perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico en los yacimientos de petróleo de esquistos (shale oil) de los Estados Unidos, ha tenido un impacto fundamental en los volúmenes y la calidad de la producción, lo cual ha influido de manera importante en los balances de la oferta y demanda de petróleo a nivel mundial, y por ende, en sus precios.

Dado que las inversiones para la refinación de petróleo son significativas y se espera que los bienes operen por 30 o más años, ha sido un gran desafío para los refinadores adaptarse a los cam-bios en lo que se refiere a volúmenes y calidad del petróleo crudo.

CAMBIOS EN LA CALIDAD DEL PETRÓLEO CRUDO DEBIDO A LA PRODUCCIÓN DE ESQUISTOS (ShALE OIL)El Petróleo de formaciones compactas (Light Tight Oil) proveniente de los yacimientos de esquisto (shale plays) es, generalmente, más li-gero (es decir, hace a los productos limpios más deseables) y tiene un nivel más bajo de azufre. Como resultado, la clasificación de la gravedad API del petróleo crudo ha aumentado y los nive-les de azufre se han visto reducidos (conforme lo demostrado en la figura 6).

Estos avances son muy positivos para los refinadores, ya que reducen los costos de inver-

Figura 4. Capacidad global de refinación de petróleo ha incrementado para afrontar la creciente demanda. (Fuente: Reporte OPEC)

Figura 3. Crecimiento de la demanda de combustible de petróleo en el sector del transporte(Fuente: ©OECD/IEA World Energy Outlook 2013)

oIl DEMaND by SECToR

105

100

95

90

85

80

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mill

ion

bpd

Petrochemicals Other Sectors 2035

Othergasoline

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Figura 5. El origen del petróleo crudo que alimenta a las refinerías ha cambiado en el tiempo.(Fuente: ©OECD/IEA World Energy Outlook 2013)

1980

100%

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40%

60%

20%

1990 2000 2012 2020 2030 2035

Other unconvenctional oil Natural gas liquids

Extra-heavy oil and bitumen

Light tigh oil Convenctional crude oil

Global oIl DEMaND, REFINING CapaCITy aND CRuDE RuNS, 1980-2016

mb/d

*Accounted for capacity additions and closures

100

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70

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60

501980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015

Crude runsOil demandDistillation capacity*


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Figura 6. La revolución del petróleo de esquistos (shale oil) ha mejorado la calidad del crudo

Figura 7. Apalancamiento de refinadores estadounidenses en shale (esquisto) para incrementar el procesamiento y utilización. (Fuente: EIA data)

REvoluCIóN DEl SHalE oIl

GRoSS INpuT aND opERablE uTIlIZaTIoN RaTES u.S.a REFINERIES

sión y operación para la elaboración de produc-tos limpios, con respecto al costo de extracción de los crudos más pesados. Debido a que la ca-pacidad de manejo de productos livianos en las refinerías puede ser limitada para este tipo de crudos muy livianos, la industria ha respondido agregando fraccionamiento incremental, capa-cidad de manejo de productos livianos, capaci-dad de separación, etc.

SUMINISTRO BRUTO y TASAS DE UTILI-zACIÓN EN LA REFINACIÓN DE PETRÓ-LEO EN LOS ESTADOS UNIDOSEl impacto neto de estos avances es un incre-mento significativo en el rendimiento de las re-finerías estadounidenses y un incremento en la utilización de la capacidad. Tal como se muestra en la figura 7, la rata de utilización de la capaci-dad en el 2014 excede el 90%.

37

18 92

36

17 90

million bpb %

35

16 88

34

15 86

33

14 84

API g

ravi

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ght %

32

13 82

31

12 802009 20112010

gross Inputs (mmbpb) Operable Utilization Rates %

2012 2013 2014

2000 2004 20082002 2006 2010 2014 20182012 2016 2020

1.4

1.2

1

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0.6

0.4

0.2


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Figura 9. Centros de Refinación de Petróleo en Latinoamérica (Fuente: OGJ 2014 Worldwide Refinery Survey)

CAMBIOS EN LOS ESTADOS UNIDOS DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO, IMPORTACIONES y ExPORTACIONES DE PRODUCTOSConforme se evidencia en la figura 8, los Estados Unidos, históricamente, ha importado más crudo del que ha producido localmente. Sin embargo, desde el año 2013 la situación ha cambiado debido a la revolución del petróleo de esquisto (shale oil), y desde entonces la producción de petróleo en los Estados Unidos supera los niveles de importación. La producción nacional de los Estados Unidos de petróleo crudo continúa aumentando, reempla-zando a crudos importados.

REFINERíAS EN LATINOAMéRICALa figura 9 muestra la capacidad de refinación de petróleo en Latinoamérica y México. Existen alrededor de 66 refinerías, con una capacidad combinada de 6.97 millones por día (bpd). Tal y como se puede apreciar, Brasil, México y Ve-nezuela constituyen los centros más grandes de refinación de petróleo.

Algunas refinerías han cerrado, debido a un coyuntura económica desfavorable, y muchas otras están empleando apenas una fracción de su capacidad, debido a un sinnúmero de limita-ciones, que incluyen el pobre rendimiento de las facilidades, las configuraciones no-óptimas para producir la variedad de productos deseados y otras propias de cada región.

PROyECCIONES DE LA DEMANDA DE PETRÓELO EN LATINOAMéRICAEn conformidad con lo demostrado en la figura 10, el crecimiento de la demanda de productos derivados de petróleo en Latinoamérica, según previsiones, se incrementará de 8.9 millones de bpd en el 2013 a casi 11.7 millones bpd en el 2040. Al igual que en la mayoría de países de-sarrollados, diesel y gasolina son los productos cuyo consumo tendrá mayor crecimiento, aun-que el jet/keroseno y la nafta también muestran una tasa de crecimiento significativo; en el caso de la nafta, el crecimiento es impulsado por los petroquímicos. El etano y GLP también conti-núan siendo una porción relevante de la deman-da de energía.

BALANCES DE LA OFERTA y DEMANDA DE REFINACIÓN DE PETRÓLEOEN LATINOAMéRICALa figura 11 muestra la demanda de productos en Latinoamérica, la capacidad de refinación y el índice de utilización de la capacidad a lo

largo de la pasada década. La capacidad de re-finación, en realidad, ha disminuido, en parte debido a la racionalización de algunas refine-rías y al pobre rendimiento de muchas refine-

Figura 8. La Revolución del Petróleo de Esquistos (Shale Oil) ha cambiado dramáticamente las importaciones y exportaciones de los Estados Unidos

12

8

4

Mill

ion

Barr

els

Per D

ay (M

Mbb

l/d)

10

6

2

20002002

20062004

20082001

20032007

20052009

20102011

20132012

2014

Crude Imports

30%

+70%

+100%

Oil Production

U.S. shale is a game changer

Refined Product Exports


F

Do

Wn

sTr

ea

M

Figura 10. La demanda de petróleo en Latinoamérica se espera que incremente (Fuente: World Oil Outlook 2014 OPEC)

Figura 11. Los Balances de oferta y demanda de refinación de petróleo evidencian la necesidad de importaciones. (Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014)

rías. La utilización de la capacidad también ha disminuido y es relativamente baja en compa-ración con países como los Estados Unidos. En conclusión, Latinoamérica necesitará añadir

DEMaNDa DE pETRólEo EN laTINoaMÉRICa

balaNCES DE oFERTa y DEMaNDa DE REFINaCIóN DE pETRólEo

una significativa capacidad local de refinación de petróleo o, de no ser así, continuar depen-diendo de las importaciones para satisfacer la demanda nacional.

14

*Includes Refinery Fuel Oil**Includes bitumens, lubricants, petroleum coke, waxes, still gas, sulphur, direct use of crude oil, etc.

10

12

8

4

6

2

02013

20132009 20112007

2015 2020 2025 2030 2035 2040

million bpd

Other Products**

Residual Fuel*

gasoil/Diesel

jet/Kerosene

gasoline

Naphtha

Ethanel/LPg

20122008 2010200620052004

Product Demand Fefining Capacity Refinery Utilization (%)

20035.0

5.5

6.0

6.5

7.0

7.5

8.0

8.5

mill

ion

bpd

Refin

ery

Utili

zatio

n

9.0 90%

80%

70%

85%

75%

65%


F

Do

Wn

sTr

ea

M

country # of Projects capacity (MBPD)

Argentina 5 530

Bolivia 1 5

Brazil 10 1800

Colombia 2 85

Costa Rica 1 40

Cuba 3 260

Ecuador 3 300

El Salvador 1 30

jamaica 1 15

Nicaragua 1 150

Panamá 1 300

Perú 2 30

Suriname 1 10

Venezuela 4 1000

Total 36 4555

PROyECTOS DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO PROPUESTOS EN LATINOAMéRICASegún se evidencia en la figura 12, un gran nú-mero de proyectos han sido propuestos para in-crementar la capacidad nacional en Latinoamé-rica. Aunque el incremento de la capacidad total propuesta es de 4.6 millones de barriles por día es adecuada, para cubrir la demanda nacional creciente, la probabilidad de que todos estos pro-yectos avancen es muy baja. La gran inversión requerida, la dificultad de financiamiento, los obstáculos políticos y muchos otros obstáculos regulatorios hacen que la postergación de mu-chos de estos proyectos sea altamente probable.

Adicionalmente, con la caída reciente de los precios del petróleo y la industria de refi-nación del Golfo de los Estados Unidos convir-tiéndose en una fuente de suministro de bajo costo, la economía de estas inversiones nacio-nales será aún más desafiante.

TENDENCIAS DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO CRUDOEl 2014 será recordado como el año en el cual los precios del petróleo crudo cayeron dramática-mente en casi el 50%, como resultado de la com-binación de grandes suministros provenientes de reservas de petróleo de esquistos (shale oil) de los Estados Unidos, un crecimiento débil de la demanda global y la posición tomada por Arabia Saudita de no reducir la oferta de crudo. Estos eventos resultaron en una caída precipitada de los

Figura 13: Reducción dramática de los precios del petróleo crudo en el 2014. (Fuente: EIA)

Figura 12. Proyectos de refinación de petróleo anunciados en Latinoamérica

INDICaDoRES DE pRECIoS DE CRuDo bRENT y wTI

laTIN aMERICaN aNNouNCED REFINERy pRojECT CapaCITIES

indicadores de precios de crudo Brent y WTI (West Texas Intermediate), conforme se evidencia en la figura 13. La prohibición sobre las exportaciones de petróleo provenientes de los Estados Unidos y el rápido incremento de suministros provenientes de shale plays siguen contribuyendo a que los pre-cios se mantengan bajos.

LAS ExPORTACIONES DE LOS ESTADOS UNIDOS jUEgAN UN ROL CADA VEz MáS IMPORTANTE EN ATENDER LA DEMANDA LATINOAMERICANA Los precios locales más bajos del crudo en los Es-tados Unidos junto con la mejor calidad del petró-leo de esquistos (shale oil) y el gas más barato han dado como resultado menores costos de aprovi-sionamiento de las refinerías en los Estados Uni-dos, especialmente las que están ubicadas en la costa del Golfo. Dado que la demanda nacional de los Estados Unidos es estable, el incremento en la producción de productos de los Estados Unidos se refleja como exportaciones a países importado-res, como los de Latinoamérica. El rápido aumen-to de las exportaciones de los Estados Unidos a Latinoamérica se demuestra en la figura 14.

LOS ESTADOS UNIDOS SE hA CONVERTIDO EN UN IMPORTANTE PROVEEDOR, EQUILIBRANDO LA OFERTA y DEMANDA gLOBALLa figura 15 muestra los flujos de comercio desde los Estados Unidos. Los productos limpios, ade-más de fluir a Latinoamérica desde los Estados Unidos también fluyen hacia Europa, África y Asia.

RESUMEN EjECUTIVOLa capacidad de refinación de petróleo a nivel mun-dial continuará en ascenso a largo plazo, especial-mente, en los países en desarrollo, como reflejo

120

100110

908070

5060

40May-14 jul-14 Sep-14 Nov-14

WTI BRENTjan-15 Mar-15 May-15

US$/bbl


F

Do

Wn

sTr

ea

M

u.S.a ExpoRT oF pRoDuCTS by REGIoN

Thousand bpd

3500

2500

1500

500

1993

1997

1995

1999

1994

1998

1996

2000

2004

2011

2002

2009

2006

2013

2001

2008

2005

2012

2003

2010

Canada

Latin America

Africa

Asia

Middle East

Aurope

Mexico

2007

2014

3000

2000

1000

0

FlujoS DE ExpoRTaCIóN

del aumento de la población y del crecimiento del PIB. Se han producido cambios fundamentales en los balances de la oferta y la demanda del petróleo crudo como resultado de la revolución del petróleo de esquisto (shale oil) en los Estados Unidos, lo que ha producido impactos a nivel mundial.

A corto plazo, los Estados Unidos continuarán siendo uno de los centros de refinación de petró-leo más grandes y con exportación a los países de Latinoamérica (incluyendo México), Europa y África. Se espera un incremento en la demanda de productos de Latinoamérica, como resultado del crecimiento en varios países. A pesar de que se han propuesto un gran número de proyectos, la implementación de las inversiones será un desa-fío, dado las grandes inversiones, los factores polí-ticos y las continuas incertidumbres con respecto

a la rentabilidad de los proyectos. La reciente caída dramática en los precios del petróleo ha deteriora-do aún más la habilidad de los países productores de progresar en las inversiones de capital. A corto plazo, se espera que los Estados Unidos continúe siendo un importante proveedor de productos de-rivados de petróleo en Latinoamérica.

La maximización de la utilización de la capaci-dad de las refinerías existentes en Latinoamérica será un importante impulso para el incremento de la producción nacional, sin incurrir en gastos de capital en nueva capacidad.

Esto requerirá la óptima utilización de los pro-cesos de las instalaciones, maximizando la pro-ducción de los productos deseados, reduciendo los costos de mantenimiento y operación, y aumen-tando la fiabilidad de los equipos.

Tight oil boom

distillate and propane to Europe

gasoline to AfricaPropane to Asia

U.S. distillate, gasoline, and propane export flows

Figura 14. Exportaciones de los

Estados Unidos 1993-2014 (Fuente: EIA)

Figura 15: Flujos de exportación de

destilado, gasolina y propano de los Estados

Unidos (Fuente: EIA)

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