Manejo de Proyectos en la industria petrolera

Fuente: http://opengate.com/services/project-management/

La industria petrolera se caracteriza por ser muy compleja: la globalización inherente a todas sus actividades; el riesgo asociado a las actividades de exploración y por ende a las inversiones; los acuerdos políticos requeridos para apalancar desarrollos donde coexistan capital privado y gubernamental, todo esto y muchos elementos más hacen indispensable la utilización de herramientas de administración para un óptimo desenvolvimiento de los negocios y un equilibrio necesario entre las empresas, la sociedad y el medio ambiente.

Aún cuando muchos de nosotros no desempeñamos actividades propiamente de gerente, es importante tener noción de ciertos conceptos que muy seguramente nos ayudarán  a obtener un mejor rendimiento en cada una de las tareas en las que nos involucramos día a día. Antes de entrar en materia, repasemos algunos conceptos básicos.

Proyecto: se define como un esfuerzo único en su tipo con una meta en específico que tiene establecido un inicio y un final. Dicho esfuerzo temporal puede tener como objetivo crear un producto, ofrecer un servicio, o alcanzar un resultado.

Manejo de Proyecto: es la aplicación de conocimientos, habilidades, herramientas y técnicas para ejecutar las actividades que permitan alcanzar los objetivos del proyecto.

Fuente: http://www.sonria.com/glossary/proyecto

Partes Interesadas: Se refiere a los individuos u organizaciones cuyos intereses pueden verse positiva o negativamente impactados por un proyecto. En la industria petrolera las comunidades locales o cercanas a los campos productores, pueden verse afectadas por las actividades de exploración y explotación. Por ello es necesario involucrarlos en la definición y alcance del proyecto.

Fuente: https://projectmanagers.org/deliverables-and-people-centered-project-management/

Entendiendo lo anterior, podemos hablar de Manejo de Proyectos con el siguiente concepto: “Es el arte y ciencia de coordinar personas, equipos, materiales, dinero, y horarios para completar un proyecto en específico en el tiempo establecido y dentro de los costos aprobados”.

Con la finalidad de hacer más interesante el asunto, les presentaré algunas de las inquietudes más comunes que surgen al vincular estos conceptos con el entorno de la industria petrolera.

¿Cuáles son los elementos claves que afectan los proyectos de la industria petrolera?

El precio internacional del barril de petróleo es un factor clave en la ejecución de cualquier proyecto de la industria petrolera. También existen factores geopolíticos que pueden alterar las cuotas de producción de los países exportadores, como el reciente levantamiento de las sanciones a Irán (2), o ataques terroristas a campos productores en el medio Oriente. Las regulaciones ambientales para la exploración de hidrocarburos en regiones de alta sensibilidad ambiental como es el Ártico (3) condicionan el que sea posible ejecutar un proyecto de esta magnitud, con sus consecuentes efectos en el mercado.

Los anteriores pueden ser mencionados como los elementos claves en una industria tan volátil como la petrolera, sin embargo no son los únicos que son afectan el desenvolvimiento de los proyectos. Los cambios de gobierno tanto en los países consumidores como en los países productores, afectan el mercado global con las decisiones que se ejecutan, como ejemplo mas reciente la política petrolera de Donald Trump (4).

¿Que clase de retos debe enfrentar la industria petrolera?

Los retos que enfrenta la industria petrolera son muchos, sin embargo es posible agruparlos en estas 3 categorías:

a) Técnicos: el caso del petróleo no convencional es un buen ejemplo para ilustrar este tópico. El agotamiento de las reservas de petróleo convencional, hace voltear la mirada a la explotación de las reservas de crudo extrapesado y tambien de tipo Shale oil y Shale Gas (5).  A su vez, para hacer que estos yacimientos sean rentables para las empresas es necesario realizar fracturamientos hidráulicos que establezcan la comunicación apropiada del reservorio con el pozo, lo cual requiere niveles de experticia mucho mayor para una explotación eficiente. La exploración y perforación en costa afuera es otro de los grandes retos, en sudámerica específicamente en Brasil el proyecto pre-salino es un ejemplo de ello (6).

b) Gerenciales: las empresas necesitan contar con herramientas que permitan ejecutar de manera optima la asignación de recursos, el establecimiento de los tiempos, etc. Gran cantidad de softwares especializados se han desarrollado en los últimos daños, con el objetivo de hacer la toma de decisiones una cuestión mucho mas sencilla. En el siguiente vínculo encontrarán un top 10 de los mejores softwares de manejo de proyectos de 2017 (http://www.creativebloq.com/software/best-project-management-71515632).

c) Recursos Humanos: en concordancia con lo anterior es preciso contar con personal capacitado para ejecutar las tareas técnicas y de gerencia de la forma correcta. El mejoramiento continuo del personal aunado a su bienestar es esencial para una curva de aprendizaje óptima. Es importante establecer de forma adecuada las cargas de los trabajadores (7).

Fuente: http://oilandgasmanpowerprovider.blogspot.com.ar/2016/03/oil-and-gas-recruitment_17.html

¿Cuáles son las actividades medulares de la industria petrolera?

Exploración, Perforación, Producción, Transporte, Refinación y Comercialización. Existen 3 retos de carácter global que actualmente condicionan y determinan el curso de la industria energética, estos son: Incremento de la demanda de energía, el cambio climático, y la seguridad global y nacional.

El Concepto de la Triple Restricción

Las organizaciones/empresas buscan alcanzar la meta dentro de las restricciones de tiempo, costo y alcance que poseen, esto se conoce tradicionalmente como la triple restricción. Una herramienta ampliamente utilizada fue la del Triángulo de Hierro (Iron Triangle), la cual permite representar la triple restricción antes mencionada. Cada una de las restricciones forma los vértices, con la calidad como el tema central. Los proyectos deben:

• Ser entregados dentro del costo aprobado
• Ser entregados en el tiempo acordado
• Alcanzar el objetivo acordado – no más, no menos
• Alcanzar los requerimientos de calidad del cliente

Fuente: https://www.projectsmart.co.uk/understanding-the-project-management-triple-constraint.php

Sin embargo mas recientemente, el concepto de triángulo ha derivado en el concepto de Diamante (Project Management Diamond), donde a los 3 vértices anteriores se añade Calidad, y el centro corresponde a las expectativas del cliente.

Fuente: https://www.projectsmart.co.uk/understanding-the-project-management-triple-constraint.php

Analicemos cada uno de los elementos de la triple restricción.

• Costo. Todos los proyectos tiene un presupuesto finito, el cliente esta dispuesto a gastar una cantidad de dinero específica para la entrega de un producto o servicio. Si se reduce el presupuesto, entonces se tendrá que reducir el alcance o aumentar el tiempo de ejecución.
• Tiempo. Tiempo es dinero. Todo proyecto tiene una fecha límite para su entrega, si se reduce el tiempo de ejecución del proyecto, entonces se tendrá que incrementar el costo o reducir el alcance.
• Alcance. Una de las fallas más comunes en el manejo de proyecto es el no definir completamente o haber entendido desde el inicio el alcance del mismo. Cuando incrementas el alcance del proyecto, debes incrementar su costo o su tiempo.
• Calidad: generar valor agregado a las soluciones o servicios prestados va de la mano de la calidad con la que se ejecuten los proyectos. En este punto, la preparación de la fuerza laboral y el óptimo funcionamiento de los equipos con los que se espera prestar el servicio son indispensables para alcanzar un trabajo de calidad y sin incidentes. 

La intención es balancear cada restricción para alcanzar una conclusión exitosa. A medida que el proyecto avanza, el gerente puede encontrar que cualquier cambio impacta una o más de las variables.

Veamos los siguientes ejemplos:

1- Durante el proyecto de exploración del campo X, una empresa operadora A sufre un corte de presupuesto abrupto, producto de la caída de los precios del crudo, por lo cual necesita revaluar sus inversiones y proyectos en ejecución.

Impacto: El alcance del proyecto es disminuido, la calidad es reducida, y el cronograma es retrasado (el peor escenario es cuando, el proyecto es completamente abortado). En este caso la restricción más significante es el Costo. Desprenderse de personal, o de inversiones también puede ser considerado. La finanzas de la empresa es esencial.

2- Una empresa operadora de campos petroleros, encarga a dos empresas de servicios A y B, la realización de operaciones de fractura en 12 pozos en un lapso de 2 meses. Inicialmente el proyecto contemplaba 6 pozos para la compañía A y 6 pozos para la compañía B. Sin embargo, luego de haber realizado operaciones en 3 pozos la empresa de servicios B queda inhabilitada por investigaciones gubernamentales que la involucran en casos de corrupción. La empresa operadora encarga a compañía A las operaciones de los 3 pozos que no pudo cumplir la empresa B.  

Impacto: Para la empresa de servicios A es una excelente oportunidad de alcanzar mayor penetración comercial en el campo, y entablar una relación más sólida con el cliente. Por otra parte, es necesario incorporar más equipos y personal calificado a la fuerza laboral para poder cumplir con los 3 pozos adicionales que no estaban en el cronograma inicial. En este caso, la variable más significativa es el tiempo. En vista que el lapso para ejecutar el proyecto no puede ser modificado, sera necesario constituir equipos de trabajos competentes a la vez que se requiere en condiciones óptimas la maquinaria necesaria así como insumos, materiales y servicios de terceros. El costo también se vera afectado.

3- El proyecto X del Campo A, operado por una empresa nacional contemplaba inicialmente la perforación de 10 pozos direccionales . El tiempo estimado del mismo era de 2 años. A 6 meses para la fecha tope establecida, la compañía operadora en vista de resultados positivos decide añadir 4 pozos para producir el campo en su totalidad. 

Impacto: En este caso es claro que tanto el Tiempo y el Costo se incrementan. Más personal es añadido para alcanzar la meta en la fecha tope establecida o en una nueva fecha acordada entre las partes. La actividad de perforación requiere muchos recursos, por lo cual es necesario que el gerente del proyecto, o el equipo de gerentes sean los encargados tomar la decisión sobre como ponderar las variables para obtener el mejor resultado tanto para la empresas y también que cumplan con las expectativas del cliente.

Fuentes consultadas:

1- Project Management for the Oil and Gas Industry. Chapter 1. Adedeji B. Badiru

Samuel O. Osisanya. 2013

2- http://www.bbc.com/mundo/noticias/2016/01/160116_que_gana_iran_levantamiento_sanciones_bm

3-http://www.bbc.com/mundo/noticias/2015/09/150928_petrolera_shell_holandesa_fin_operaciones_artico_amv

4- http://cnnespanol.cnn.com/2016/12/19/petroleo-la-politica-obvia-de-trump/

5- http://carnegieendowment.org/2012/06/05/challenges-of-unconventional-oil-pub-48535

6- http://www.gard.no/Content/20651402/GN206_Brazil.pdf

7-  http://www.bbc.com/mundo/noticias-38460236

Cuencas petrolíferas de Argentina

Hola a todos. Como les comenté en la entrada anterior, me encuentro en Argentina con la intención de incorporarme a la industria petrolera. En el post de hoy quiero compartir con ustedes información sobre las cuencas petrolíferas de este país. Aprovecho la oportunidad para informar que recientemente se han estado firmando acuerdos entre el sindicato de trabajadores y gobierno con el fin de establecer las condiciones del contrato laboral para iniciar el desarrollo de los recursos de hidrocarburos no convencionales (shale oil y shale gas), específicamente en Neuquén(1). Sin embargo, esta no es la única región de argentina que cuenta con reservas de hidrocarburos actualmente en producción. Inversiones en las áreas de explotación convencional también esta a la espera de la mejora en los precios del crudo. 

En la siguiente imagen podemos observar las 19 cuencas sedimentarias que existen en Argentina, sin embargo solo 5 de esas se encuentran en etapa productiva, las mismas se encuentran identificadas con el color rojo, mientras las azules corresponden a las no productivas. A continuación repasaremos de manera breve las cuencas productivas. Iniciaremos el recorrido de norte a sur.

 

Cuencas Sedimentarias de Argentina (2)

1. CUENCA DEL NOROESTE

Abarca las provincias de Salta, Jujuy y Formosa. Los yacimientos de esta cuenca están relacionados a las cuencas paleozoica y cretácica. En la paleozoica se caracteriza por ser gasífera, condición que comparte con Bolivia, en lo que se conoce geográficamente como sierras subandinas. Entre ellos los yacimientos de Ramos, Aguaragüe o Acambuco son ejemplos de acumulaciones de gas en areniscas fracturadas de edad devónica, con pozos considerados profundos para la media nacional. La cuenca cretácica, en cambio, es más petrolífera. En ella, yacimientos como Caimancito o Palmar Largo producen petróleo de reservorios carbonáticos y volcánicos a profundidades del orden de los 3000 m a 4000 m. (3).

Si bien la exploración del norte argentino continuó en las últimas dos décadas con exploración de riesgo,no hubo incorporaciones importantes de nuevas reservas en los últimos años, lo que se traduce a la fecha en una declinación permanente en su producción. Si desean ampliar la información sobre la evolución de dicha cuenca les recomiendo el siguiente trabajo de Daniel Starck (4) y Formaciones Geológicas Argentinas(5). 

Entre los operadores de ese espacio se destaca Tecpetrol, de Grupo Techint, que tiene a su cargo el yacimiento Aguaragüe, en la provincia de Jujuy. Pampa Energía, en tanto, posee áreas en Salta, en el departamento de Rivadavia. Las también argentinas Pan American Energy y Pluspetrol también tienen presencia en el área.

2. CUENCA CUYANA 

Se localiza en la porción septentrional de la provincia de Mendoza y se extiende hacia el sur de su ciudad Capital. La superficie útil desde el punto de vista petrolero es aproximadamente de 30.000 Km cuadrados. Posee rocas de origen continental y edad triásica, productora de petróleo solamente en la provincia de Mendoza. Se considera que la explotación comercial a escala comenzó en 1932, cuando el gobierno de la provincia le otorgó los derechos mineros a YPF del yacimiento Cacheuta.
Este campo era explotado desde 1886 por la Compañía Mendocina de Petróleo, que perforaba pozos a percusión con la dirección técnica de geólogos e ingenieros. YPF descubrió los yacimientos Tupungato en 1934, Barrancas en 1939, La Ventana en 1957 y Vizcacheras en 1962, entre los mayores. Desde entonces no hubo incorporaciones significativas en la cuenca, que comparte con las de norte un estado de madurez productiva avanzado, con una producción declinante (5).

La principal operadora es YPF, aunque la decisión del gobierno mendocino de revertir las concesiones de los yacimientos Ceferino y Cerro Mollar Norte e impulsar la conformación de una empresa provincial promete cambiar el escenario petrolero en esa cuenca.

3. CUENCA NEUQUINA

Hacia el sur y abarcando las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro y La Pampa, se desarrolla la cuenca neuquina, de origen principalmente marino y de edad jurásico-cretácica. Es la más importante del país por sus reservas y producción de petróleo y gas en yacimientos convencionales y por su potencial en recursos no convencionales. Con una larga historia productiva, en sus primeras cinco décadas se hallaron yacimientos en las zonas cordilleranas de Mendoza y en la denominada Dorsal de Huincul  A partir de la década del 60 comenzaron a descubrirse yacimientos de mayor envergadura como El Medanito-25 de Mayo (1962), Puesto Hernández (1968), Aguada Pichana (1970), Loma La Lata (1977), este último considerado la mayor acumulación de gas de la cuenca, y El Trapial-Chihuido de la Sierra Negra en la década del 90, considerados los más importantes en acumulaciones de petróleo convencional. 

Con el nuevo siglo se descubrió otra gran acumulación en el borde nororiental, el yacimiento El Corcovo, que introdujo nuevas reservas de petróleo, de tipo pesado. Asimismo, en los últimos años se iniciaron en la cuenca neuquina la perforación y la evaluación de un nuevo recurso de gas y petróleo, en varias formaciones entre las que se destaca la formación Vaca Muerta, denominada no convencional debido a las características del reservorio (baja porosidad y permeabilidad). Si bien esta unidad productiva se encuentra aún en etapa de evaluación, se cree que tomará relevancia en la producción diaria, en la medida en que la tecnología y el mercado alcancen las condiciones apropiadas para su explotación comercial.

El área en cuestión aporta el 43% del total de la producción argentina. La norteamericana Chevron, con el yacimiento El Trapial, se destaca como uno de los grandes actores que operan en dicho espacio. Pero el protagonismo mayor en la cuenca neuquina se lo lleva YPF, de la mano de la riqueza que surge de las entrañas del yacimiento Loma de la Lata. Durante noviembre de 2011, la petrolera confirmó la existencia en ese espacio de 927 millones de barriles equivalentes de petróleo no convencional. Loma de la Lata está identificada como uno de los reservorios de hidrocarburos no convencionales más grandes (30.000 kilómetros cuadrados en todo el país) y con mayor calidad del mundo. En la misma zona operan Pampa Energía, la local YSUR,  Total (Francia) -con el yacimiento Aguada Pichana-, Pan American Energy, Pluspetrol, y firmas más pequeñas como Petroandina y Petrolífera. 

4. CUENCA DEL GOLFO DE SAN JORGE 

Se ubica en la porción central de la Patagonia. Es la más antigua y prolífica productora de hidrocarburos de Argentina. cubriendo porciones de las provincias de Chubut y Santa Cruz continuando al Este en la plataforma continental. Sobre una superficie estimada de 180 000 km2, la tercera parte se ubica costa afuera. Las concesiones de exploración y explotación cubren un área de 40 530 km2 onshore y de 18 980 km2 offshore. Su desarrollo se inició en 1907, con el descubrimiento del yacimiento en Comodoro Rivadavia, desatando una gran actividad e incorporación de reservas entre la década del 30 y el 80, con descubrimientos de yacimientos como Diadema (1930), El Tordillo (1936), Cañadón Seco (1944), Cañadón León y Meseta Espinosa (1947), Cerro Dragón y El Huemul (1957) y Los Perales-Las Mesetas (1975), entre otros. La incorporación de reservas petroleras en las últimas décadas se registra asociada a la exploración cercana a las zonas en producción. Por otra parte, la escasa exploración costa afuera de la cuenca no tuvo resultados comerciales al presente. A la fecha es la principal cuenca productora de petróleo en el país aunque su participación en gas es menos importante.

Cerro Dragón, esta cargo de Pan American Energy, considerado el yacimiento más prolífico del país y que se encuentra ubicado 70 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia. Mientras El Tordillo es propiedad de Tecpetrol. Entre los "pesos pesados" con operaciones en ese rincón del país hay que mencionar, además, a la chilena ENAP, que es titular y operadora del 100% de la concesión del Área Pampa del Castillo-La Guitarra y participa en el Área Campamento Central-Cañadón Perdido.

5. CUENCA AUSTRAL

Finalmente en el extremo sur de la Argentina, y compartida con Chile, se desarrolla la cuenca austral, que involucra a las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, tanto en su parte continental como marina. Comprende rocas sedimentarias del Jurásico, Cretácico y Terciario, y está caracterizada por la producción de gas y petróleo. Su historia de descubrimientos se inicia en 1945 en la provincia de Magallanes, en Chile, con el yacimiento Cerro Manantiales de la formación Springhill, que se convirtió en el principal reservorio de la cuenca. Una serie de importantes yacimientos de gas en la Argentina fueron encontrados en el continente, como Cóndor (1962), San Sebastián y Cerro Redondo (1962), Campo Boleadoras (1985) y Estancia La Maggie (1988). A estos fueron sumándose otros en el mar, como Ara-Cañadón Alfa (1981), Vega Pléyade (1981) y Carina (1983). Hallazgos más recientes son los de María Inés (1994), Puesto Peter (1991), Barda Las Vegas (1998) y María Inés Sur (2003), en la provincia de Santa Cruz. Si bien la actividad exploratoria se vio disminuida en los últimos años, existen expectativas de lograr nuevos descubrimientos pues es una de las regiones productivas más inmaduras en su exploración. 

En el área, ENAP actúa como operador, con 50% de participación, en las concesiones de Magallanes y CAM 2/A Sur, y también como operador con el 33,33% de participación en el Área E2 (ex CAM-1 y CAM-3). La porción restante en la zona Magallanes, en tanto, se encuentra bajo el poder de YPF. Resta decir que en la cuenca Austral también opera la francesa Total, que dice presente con extracción de gas en el yacimiento Cuenca Marina Austral 1.

Para finalizar es importante mencionar que la cuenca Neuquina y la cuenca de Golfo de San Jorge son las más importantes del país, ya que contienen el 75% del total de las reservas comprobadas en el país. La cuenca Neuquina aporta el 43% del total de la producción petrolera argentina, mientras que la cuenca del Golfo de San Jorge aporta un 35%. Mientras que otras tres se extienden bajo las aguas del mar (7).

Fuentes Consultadas

1-  (http://www.vacamuertanews.com.ar/ver_noticia.php?id=20170202092601)

2- http://energiasdemipais.educ.ar/fuentes-de-energia-potencial/energia-de-combustibles-fosiles/

3- http://cienciahoy.org.ar/2013/10/petroleo-y-gas-en-la-argentina-cuencas-productivas/

4-  https://www.researchgate.net/publication/259480198_Cuenca_Cretacica-aleogena_del_Noroeste_Argentino

5- http://www.ing.unp.edu.ar/asignaturas/reservorios/Formaciones%20Geol%C3%B3gicas%20en%20la%20Argentina.pdf

6- https://www.taringa.net/post/info/14548330/El-mapa-del-petroleo-en-la-Argentina.html

7- http://www.memoria.fahce.unlp.edu.ar/art_revistas/pr.4539/pr.4539.pdf

La crisis en la industria petrolera. Replantearnos para continuar.

Para nadie es un secreto que la industria petrolera se encuentra en momentos difíciles. En épocas de crisis, a muchos de los que somos parte de esta industria nos toca replantearnos nuestro rol dentro de la misma. Replantearnos es más que sentarnos a diseñar y visualizar los planes, es imprescindible tomar acciones a corto y mediano plazo para poder conseguir resultados que permitan encaminarnos y acercarnos al objetivo trazado.

Cada individuo está condicionado y potenciado por elementos diversos, desde aspectos académicos, pasando por la situación económica individual (el país también influye) e incluso factores familiares, por lo tanto las decisiones que cada quien puede tomar en estos tiempos de cambios no serán correctas o incorrectas, sencillamente serán las que mejor se adapten o las que dicha persona considere que mejor se ajusta a su condición particular.

Consultando con gente que tiene mucho más tiempo dentro de la industria, el consejo en líneas generales es el siguiente: Continuar preparándonos. No hay que dejar de estudiar, de informarse, de aprender, de continuar mejorando cada día, en cada aspecto de nuestra vida. No con esto quiero decir que hay que salir corriendo a inscribirse en un postgrado o empezar otra carrera. Aunque ciertamente es totalmente válido, y si tienes el tiempo y los recursos es una excelente inversión.

En la actualidad  las posibilidades de aprender casi que son infinitas gracias al internet, sin embargo las distracciones son proporcionales. Encontrar aquello que nos motiva y fortalecernos cada día. Si quieres continuar en la industria petrolera, excelente, si tienes otra idea en mente, excelente tambíen. Citando al poeta Antonio Machado; "Caminante no hay camino, se hace camino al andar". Así que aprovechemos el tiempo e iniciemos nuevos aprendizajes.

En concordancia con lo anterior, en las próximas entregas, estaré compartiendo con ustedes notas sobre un libro que conseguí y que comparto con ustedes si así lo desean. Project Management for the Oil and Gas Industry, Autor: Adedeji B. Badiru y Samuel O. Osisanya.

Feliz año a todos, y que el 2017 sea para la industria petrolera un año expansivo y con oportunidades para todos.

La Telemetría en la industria petrolera. Información en tiempo real

En una industria  gobernada  por la inmediatez a la hora de tomar decisiones, es necesario contar con información de calidad al instante que permita visualizar los posibles escenarios que se presentarán en cada una de las operaciones. La disminución de los costos, así como también del tiempo empleado para la construcción del pozo, se traduce en una mayor rentabilidad además de establecer mejores prácticas operacionales. La telemetría es una herramienta que permite contar con información en tiempo real durante la perforación de pozos petroleros, aún en circunstancias complejas. A continuación los fundamentos y los diferentes métodos que se utilizan.

¿Qué es la telemetría?

Es una tecnología que permite la medición remota de magnitudes físicas y el posterior envío de la información hacia el operador del sistema. La tendencia en los últimos años de perforar pozos inclinados y con geometrías no convencionales, así como la heterogeneidad de los yacimientos a evaluar requiere el desarrollo de tecnologías que además de sobreponerse a las dificultades del ambiente, transmitan la mayor cantidad de datos en tiempo real al menor costo.

¿Cuáles son los sistemas de telemetría mas utilizados en la actualidad?

Existen diferentes sistemas de telemetría dependiendo de las características del pozo así como de la complejidad geológica que presente el yacimiento en estudio ⁽¹⁾.

1-Telemetría mediante pulsos de presión en el fluido de perforación (Mud Pulse Telemetry): este proceso es ejecutado por señales generadas por ondas de presión en el interior de la sarta de perforación. La onda de presión viaja a la superficie a una velocidad cercana a los 4300 pies/segundo ⁽²⁾, dependiendo de las propiedades del fluido de perforación claro está. La medición registrada por los sensores es codificada en el fondo del pozo por la herramienta, y luego es descifrada en superficie. En su mayoría las herramientas MWD utilizan el sistema de transmisiones a través del fluido de perforación debido a su fácil operación y su economía ⁽³⁾. De acuerdo al principio anterior en la actualidad se cuenta con dos métodos comercialmente disponibles.

¿Hay alguna restricción en relación a la profundidad desde donde se emite la onda?

La profundidad máxima de emisión de onda es limitada por la atenuación que esta posea, a la vez que la atenuación es función de la frecuencia de la onda, y de la densidad, viscosidad y velocidad sónica del fluido de perforación que se utiliza. Una vez que la señal llega a superficie es detectada por un transductor de presión y procesada para decodificar la información enviada.

¿Qué son los pulsos positivos y negativos de presión y en que se diferencian?

Existen dos maneras de generar las ondas, esto de acuerdo a diferentes diseños y técnicas desarrolladas en la industria petrolera.

Los pulsos positivos de presión son generados por válvulas de orificio, en estos casos la válvula se encuentra en el interior de la sarta de perforación en la parte superior de la herramienta, el diámetro de dicha válvula es seleccionado de acuerdo a las condiciones de profundidad y características del fluido de perforación utilizado. El principio en este caso consiste en el uso de un pistón dentro del ensamblaje de la herramienta que una vez que se codifica la información en señal eléctrica, el pistón comienza a desplazarse hacia la válvula orificio. Cuando se extiende ocurre un aumento momentáneo de presión debido a que restringe el paso de fluido a través de la válvula, esto conlleva a un aumento en la presión en el interior de la sarta, derivando así en la generación de pulsos de lodo que son transmitidos a superficie.  

Por su parte los pulsos negativos de presión se generan a partir de una válvula de alivio también conocida como “by-pass”, que expulsa fluido desde el interior de la sarta de perforación al anular. Estos sistemas trabajan con la ayuda de un accionador que dependiendo de la señal enviada durante la codificación por el sensor electrónico, abre o cierra una pequeña válvula permitiendo que se libere cierta cantidad de fluido desde el interior de la columna de perforación al anular, de esta manera disminuye la presión al interior de la columna de perforación, generalmente entre 100 y 300 psi, todo esto causa un pulso negativo de presión. La duración del pulso de presión depende de los intervalos de tiempo de apertura o cierre de la válvula ⁽¹⁾.

¿Cuáles son las ventajas y las desventajas de los sistemas de pulsos de lodo?

Entre las ventajas se destacan las siguientes: son los más económicos del mercado, es uno de los más confiables ya que tiene alrededor de 30 años en el mercado. Las desventajas están muy vinculadas a las propiedades del fluido de perforación, además genera fatiga en las bombas. Es necesario también técnicas de procesamiento avanzadas que permitan reducir los efectos de distorsión y ruido en la adquisición de datos. En el caso de los sistemas de pulsos negativos, es necesaria una amplia caída de presión debajo de la válvula para generar suficiente amplitud de pulso, y estas caídas bruscas pueden dañar equipos y afectar a la formación ⁽¹⁾.

2- Telemetría mediante ondas electromagnéticas: a diferencia de los sistemas de pulsos de presión de lodo, la telemetría electromagnética (EM) es capaz de transmitir datos sin la necesidad de contar con una columna de fluidos continua. Es especialmente útil cuando el fluido de perforación es gaseoso o aireado (casos donde el pulso de lodo no funciona). En los casos donde existe pérdida de circulación es bastante útil para transmitir datos a superficie. Este sistema establece un canal de comunicación de dos vías entre la superficie y la herramienta en el hoyo. Los datos medidos en el fondo del pozo, son llevados a superficie a través de ondas electromagnéticas de baja frecuencia ⁽⁴⁾.

¿Qué beneficios ofrece la telemetría EM frente a la de pulsos de lodo?

Uno de los aspectos más resaltantes, es que durante las conexiones de tuberías la transmisión de datos en EM no se detiene a diferencia de los sistemas de pulsos de lodo que si lo hacen. Por lo tanto al ganar tiempo también se disminuyen los gastos de operación en taladro. Estadísticas de un caso en Siberia Occidental, indican que el uso del sistema EM redujo entre 6 y 9 horas el tiempo en taladro ⁽⁵⁾. Aquellos pozos donde las formaciones son no-consolidadas y muy propensas a sufrir “washout” en la cara de la arena, son buenos candidatos para utilizar este tipo de tecnología, ya que para evitar daños en la formación utilizan fluidos gaseosos en los cuales no sirve la telemetría de pulsos de lodo.

¿Es aplicable esta tecnología  en todas las formaciones geológicas?

Realmente antes de ver si es aplicable esta tecnología se deben correr ciertas pruebas  como el modelo de fuerza de señal (Signal Strenght Model). Este modelo predecirá con alto nivel de precisión  el éxito de la aplicación de la tecnología en un campo dado para unas características de pozo específicas ⁽⁶⁾.

3- Telemetría mediante tubería inteligente: la velocidad de transmisión de datos mediante pulsos de lodo alcanza en las mejores condiciones 10-12 bits por segundo. En cambio cuando se usa tubería inteligente se alcanza una velocidad de 57000(¡!) ⁽⁷⁾ bits por segundo, lo cual repercute en la cantidad y calidad de los datos que se envían del pozo a superficie. A lo largo de la tubería inteligente son puestos cada cierta distancia repetidores de señal para garantizar que la relación señal-ruido se mantenga estable y se obtengan los datos en tiempo real más claros. Dichos repetidores también proporcionan información de ubicación y cualquier dato valioso de medición.

Otras de las bondades de esta tecnología es que permite realizar la medición del peso del lodo equivalente mientras las bombas de lodo están apagadas, mientras en pulsos de lodo esto no es posible. Incluso es posible transmitir datos durante las conexiones de tubería y cuando se debe cambiar el ensamblaje de fondo o simplemente hacerle una revisión. En tiempo real la tecnología de tubería inteligente reporta datos cuando hay un aumento o una disminución de la presión, además cuando existe una pérdida de circulación.

¿Cuáles son las ventajas y desventajas de la tecnología de tubería inteligente?

Mejora notablemente la seguridad y el control de los pozos. Es capaz de adquirir durante todas las operaciones que se lleven a cabo en el proceso de perforación. No necesita reducir la tasa de penetración para asegurarse de una alta calidad de datos en tiempo real. El ruido es casi despreciable. Las únicas desventajas que presentan estos sistemas es que son costosos, y no todas las compañías de servicios cuentan con estos sistemas a una gran escala. Seguramente con el transcurrir de los años y la masificación de la tecnología sus costos disminuyan.

4- Telemetría por acústica: actualmente sigue en desarrollo. Esta tecnología se basa en el principio de propagación elástica de las ondas, en conjunto con la tecnología de la magnetostricción (propiedad de los materiales ferro magnéticos los cuales cambian de forma cuando están sometidos  a un campo magnético esto es).  Los datos son transmitidos a través de la sarta de perforación. Es muy útil, en pozos ultra delgado ⁽¹⁾.

La telemetría en sus diferentes métodos seguirá brindando nuevas posibilidades para hacer mucho más efectiva y eficiente la transmisión de datos del fondo del pozo hasta superficie. De manera que sea posible llevar a cabo la perforación del pozo con la menor cantidad de contratiempos y de la manera más óptima posible.

Bibliografia

1-      Jaramillo Daniel, Delgado Johan (2009). Registro y monitoreo de dirección e inclinación durante la perforación (MWD). Universidad Nacional de Colombia, Sede Medellín. Facultad de Minas. Julio 2009.

2-      Halliburton, Drilling Information System-Measurement while Drilling, 1997

3-      Weatherford, Training Curriculum Measurement while Drilling 1  Essentials

4-      http://www.halliburton.com/en-US/ps/sperry/drilling/telemetry/electromagnetic-telemetry-emt-system.page?node-id=hfyjrqux

5-      http://www.epmag.com/Production-Drilling/EM-telemetry-transmission-technology-increases-productivity-Western-Siberia_71794

6-      http://www.epmag.com/Production-Drilling/EM-telemetry-transmission-technology-increases-productivity-Western-Siberia_71794).

7-      IADC/SPE 99134 High Speed Drillsting Telemetry Network Enables New Real Time Drilling and Measurements technologies, May 2008

ASFALTENOS. Sinónimos de problemas desde el yacimiento hasta superficie. Introducción (I parte)

Abordando la literatura disponible en línea y algunos textos de referencia básica para la ingeniería de petróleo, seguíamos sin obtener un concepto de asfaltenos que fuese sencillo de aprender y que abarcara el significado preciso de estos elementos y sus implicaciones en las operaciones petroleras, principalmente vinculadas a la perforación y producción de hidrocarburos. Además buscábamos un concepto que se deslindase un poco de las típicas definiciones que la química orgánica nos ofrece, no por ser inútil sino por su complejidad y poca relevancia para el objetivo planteado en este escrito. En esta primera parte se ofrece un resumen de los conceptos básicos que encontramos y las respectivas fuentes para que las consulten. En una próxima entrega analizaremos dos casos de estudio que involucren la problemática de los asfaltenos.

¿Qué son los asfaltenos?

Los asfaltenos son usualmente definidos como una clase de solubilidad del petróleo, los cuales precipitan en dicho fluido por la adición de un exceso de solventes del tipo n-alcano tales como el n-heptano o n-pentano y son solubles en solventes aromáticos tales como el tolueno o el benceno. Es importante entender que los asfaltenos no representan un componente puro sino que consiste de decenas de miles de especies las cuales tienen solubilidad similar, sin embargo pueden tener diferentes estructuras químicas, tamaños, y formas. No obstante, los asfaltenos comparten algunas características en común: ellos son aromáticos, poseen cadenas n-alcanos, cicloalcanos, y heteroátomos tales como sulfuro, nitrógeno y oxigeno, así como trazas de metales pesados como níquel, vanadio y hierro (Tharanivasan, 2012).

Sin lugar a dudas los asfaltenos representan la fracción más compleja del petróleo, contienen el mayor número de anillos aromáticos y mayor peso molecular (León et al, 2001).  En variaciones de presión, temperatura o composición de petróleo, los asfaltenos tienden a asociarse y precipitarse causando varios problemas en las operaciones petroleras desde la producción hasta la refinación (Trejo et al, 2007).  El nivel y la naturaleza de los asfaltenos en una muestra es debido a una serie de parámetros tales como: origen del petróleo, la temperatura, el procedimiento usada en la razón petróleo/agente floculante. Todos estos parámetros combinados no solo influencian la cantidad de asfaltenos precipitados sino también en su composición (Silva et al, 2003).

¿Cuáles son los problemas que los asfaltenos producen en yacimiento y cuáles en equipos de producción?

La formación de depósitos de asfaltenos es uno de los fenómenos más estudiados en la producción y procesos de refinación de petróleo. En el yacimiento, los asfaltenos pueden sellar de manera parcial o completa los poros resultando en una pérdida del petróleo recuperable. Aparte de causar daño a la formación, los asfaltenos depositados podrían también alterar la mojabilidad de la roca de una condición de mojada al agua a mojada al aceite, lo cual conlleva a un factor de recobro más bajo. Taponamiento en el hoyo, en tubería y en facilidades de superficie son problemas reportados en un gran número de campos productores debido a la precipitación de asfaltenos tanto en crudo pesado como en crudo liviano. Todo esto conlleva a una pérdida de la eficiencia de dichos equipos. Los costos asociados con la depositación de asfaltenos durante las operaciones de producción y refinación están en el orden de millones de dólares al año, por esta razón la prevención o minimización de la precipitación de asfaltenos es un objetivo importante para muchas compañías petroleras (Rogel et al, 2010).

¿Cuándo puede ocurrir la precipitación de asfaltenos?

Las condiciones donde la precipitación de asfaltenos puede ocurrir son las siguientes: durante producción convencional de crudo que incluya disminución de presión normal, estimulación ácida, operaciones de inyección de gas e inyección de fluidos miscibles para recuperación mejorada. Es importante resaltar que durante las operaciones de producción de petróleo pesado, la dilución de tipo de crudo con solventes parafínicos o petróleos más livianos reducen la viscosidad y pueden causar la precipitación  de asfaltenos en tuberías y facilidades de superficies. (Tharanivasan 2012)

¿Cuáles métodos permiten solventar la problemática de los asfaltenos en la producción de pozos petroleros?

Estos métodos comprenden la inyección de solventes aromáticos o agentes dispersantes para disolver el depósito mediante el remojo. También se puede realizar algún corte mecánico a la tubería, e incluso aplicarse la técnica de “pigging” la cual consiste en la introducción de un dispositivo denominado “pig” que es empujado por un fluido a lo largo de la sección de tubería para limpiarla.  Incluso realizando un fracturamiento hidráulico  en la formación dañada en la cercanía del pozo. En algunos pocos casos, la tecnología de coiled tubing ha sido utilizada conjuntamente  con un sistema de chorros para remover depósitos de asfaltenos en el hoyo (Tharanivasan 2012).

A continuación un vídeo donde se observa la aplicación de “pigging” para la limpieza de tuberías cortesía de Circor Energy.






https://www.youtube.com/watch?v=XT1cOip53R4

¿Cómo son los mecanismos de precipitación de asfaltenos en petróleos muertos y petróleos vivos?

Los petróleos muertos son petróleos despresurizados en los cuales no existe gas disuelto o en solución. La precipitación de asfaltenos en estos crudos es causada por la adición de un solvente, el cual altera las propiedades (densidad y parámetro de solubilidad) de la mezcla hasta el punto en que los asfaltenos ya no son solubles. A partir de pruebas con petróleos muertos es posible establecer modelos para predecir precipitación de asfaltenos cuando hay un cambio en la composición producto de la adición de cualquier diluente parafínico (Tharanivasan 2012).

Para observar los cambios de presión y su efecto en la precipitación de asfaltenos se realizan pruebas con petróleos vivos. En este caso se somete a despresurización, a medida que la presión decrece, la densidad y el parámetro de solubilidad del petróleo vivo disminuye al punto en que los asfaltenos ya no son solubles en el petróleo (Tharanivasan 2012).

En la próxima entrega estaremos analizando dos artículos de investigación donde se aborde la problemática de la precipitación de asfaltenos en casos reales. Si están interesados en obtener vía correo el material bibliográfico no duden en contactarnos.

Bibliografia

-Rogel, Estrella (2010). Asphaltenes Stability in Crude Oils and Petroleum Materials by Solubility Profile Analysis. Energy Fuels 2010, 24, 4369-4374.

 Leon, O., Rogel E.; Contreras, E.; (2001). Amphiphile Adsorption on 

-Asphaltenes Particles: Adsorption Isotherms and Asphaltene Stabilization. Colloids and Surfaces, 189, 123-130.

-Silva, S.M.C., (2003). Estudio Experimental do Tamanho de Asfaltenos Dispersos em Meios Solventes e Petróleo, 123 p. PhD Thesis, Escola de Química. Universidade Federal do Rio de Janeiro-UFRJ, Rio de Janeiro.

- Trejo, F.; Ancheyta J.; Morgan T. J.; Herod A. A., Kandiyoti R., (2007). Characterization of Asphaltenes from Hydrotreated Products by SEC, LDMS, MALDI, NMR and XRD. Energ & Fuels 2007, 21, 2121-2128.

-Tharanivasan Kumar Tharanivasan .2012. Asphaltene Precipitation from Crude Oil Blends, Conventional Oils, and Oils with Emulsified Water. University of Calgary.