El equilibrio entre la oferta y la demanda de petróleo y gas cada vez se incrementa, estableciendo preocupaciones que necesariamente exigen la redefinición de las políticas energéticas globales.###

Alrededor de un 70% del petróleo producido viene de campos con más de 30 años de explotación y longevidad, señala este artículo que refiere que esta tendencia se manifiesta en los estudios de numerosas organizaciones que se dedican a observar el desarrollo de la industria de energía y petróleo

Nelson Cabrera (*)

El equilibrio entre la oferta y la demanda de petróleo y gas cada vez se incrementa, estableciendo preocupaciones que necesariamente exigen la redefinición de las políticas energéticas globales. Esta tendencia se manifiesta en los estudios de numerosas organizaciones que se dedican a observar el desarrollo de la industria de E&P, estos estudios, advierten que el “ritmo de declinación de los campos petroleros existentes” se está incrementando significativamente con el tiempo, de modo que la obtención de producción adicional se vuelve cada vez más crucial para cubrir la brecha existente entre la oferta y una demanda cada vez más alarmante.

En todo el mundo existen campos maduros, muchos de estos, se encuentran en etapas avanzadas de sus vidas productivas. Numerosos campos en zonas petrolíferas de América del Norte, en la plataforma continental de Golfo de México, en las arenas del medio oriente y en el mar del Norte, ya han sobrepasado su pico de producción y experimentan notablemente “declinaciones indudablemente irreversibles”. México, Tailandia, Nigeria, Egipto, China, India, Australia, Argentina y otros, que son considerados países petroleros, contienen una importante cantidad de campos maduros que ya iniciaron el abandono de la cúspide de la curva de producción.

En la actualidad, alrededor de un 70% del petróleo producido viene de campos con más de 30 años de explotación y longevidad, esto, centra el interés de la industria del UPSTREAM precisamente frente a los campos petroleros maduros, estableciendo interrogantes e insatisfacciones entre los profesionales de la industria petrolera y los propietarios de los activos, de no conformarse con factores de recuperación que están por debajo del 40% de promedio.

RECUPERACIÓN DEL PETRÓLEO

Los factores de recuperación de petróleo varían considerablemente entre las diferentes regiones del mundo y entre los principales yacimientos, oscilando entre el 5% a más del 80%, dependiendo del tipo de hidrocarburo producido. Una estimación razonable del factor de recuperación del petróleo promedio es de aproximadamente un 37%.

La geología y las propiedades de los fluidos inciden en la recuperación final de cada yacimiento y estas propiedades son difíciles de modificar salvo con la aplicación de tecnologías mejoradas de recuperación del petróleo. No obstante, el metódico manejo de los campos petroleros puede mejorar el factor de recuperación mediante la atención a la infraestructura y condiciones existentes en los pozos y principalmente del yacimiento en conjunto.

Los campos maduros presentan habitualmente crecientes cortes de agua, a raíz tanto de la intrusión del acuífero natural en las zonas productivas como de los programas de inyección de agua. La industria petrolera produce un volumen mucho mayor de agua que de petróleo a nivel mundial y este volumen de agua debe ser tratado y manejado adecuadamente. En consecuencia, la producción de agua también afecta notablemente a los costos de levantamiento, es decir, el costo de extracción.

Transcurridos varios años de producción, los reservorios gasíferos y petroleros, exhiben distribuciones complejas de fluidos y presiones de los yacimientos. Uno de los principales desafíos con que se enfrentan los operadores de campos maduros es la comprensión de la distribución y el flujo de fluidos existentes dentro de un yacimiento. Así también, las cuencas tradicionales y maduras plantean grandes desafíos tecnológicos. Los operadores deben manejar la declinación de la producción en el corto plazo, aumentando al mismo tiempo los factores de recuperación proyectados en el largo plazo. Aún así, muchos campos petroleros ubicados en áreas maduras están siendo operados utilizando la tecnología implementada durante la etapa de desarrollo original del campo.

El mejoramiento de la recuperación con equipos de la etapa inicial, que a veces alcanza varias décadas de longevidad, es difícil por no decir imposible. Es preciso entonces evaluar nuevas tecnologías, tales como los registros modernos de producción, las instalaciones actualizadas de superficie, los mecanismos adecuados de levantamiento con fines específicos, o los estudios sísmicos adquiridos con las recientes técnicas de repetición, para determinar qué elementos resultan económicamente adecuados, que obviamente, permitirán la redefinición del desarrollo del campo en la etapa de madurez y lograr el incremento de nivel de rentabilidad como objetivo estratégico de los operadores y dueños de los activos.

DISMINUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN

La disminución de la producción de los campos en proceso de maduración reavivó el interés en las técnicas de recuperación asistida en muchos lugares del mundo. Las compañías operadoras saben donde se encuentra las fuentes atractivamente grandes de petróleo adicional, y tienen certeza en la estimación de su volumen. Este recurso, es el petróleo, que permanece en los yacimientos una vez que los métodos tradicionales de recuperación, tales como los procesos de producción primaria e inyección de fluidos, alcanzan sus límites económicos.

El porcentaje de petróleo original remanente varia entre un campo y otro, pero varios estudios realizados convergen que aproximadamente dos tercios del petróleo original en sitio (OOIP) permanecía después de agotados los métodos de recuperación tradicional, es decir, primaria y secundaria. En todo el mundo, el número de campos maduros seguirá creciendo y cada año más campos excederán su pico de producción. Los operadores trabajarán para optimizar la recuperación de estos campos, y con los avances extraordinarios registrados en los últimos años, se podrá acceder a este recurso remanente. El petróleo pasado por alto puede ser localizado con herramientas avanzadas de adquisición de registros, evaluaciones sísmicas 4D en tiempo real, tecnologías de generación de imágenes entre pozos, métodos de geomodelado tridimensional y otros sistemas expertos de última generación.

A PASOS AGIGANTADOS

La industria ha avanzado a pasos agigantados en cuanto a la comprensión de las estructuras sedimentarias y de la petrofísica para construir modelos, y el conocimiento de la geomecánica de los yacimientos para planificar la trayectoria en la perforación de los pozos. Hoy, la industria puede perforar pozos más complejos y acceder con precisión a objetivos múltiples que contienen petróleo sin explotar. Las terminaciones pueden ser diseñadas para monitorear y controlar mejor los procesos de producción e inyección en el fondo de los pozos, para supervisar la presión del reservorio y para medir las propiedades de los fluidos, tanto en las cercanías de los pozos como en la superficie. Independientemente de las innovaciones tecnológicas utilizadas, la variedad de actividades para incrementar la recuperación de petróleo de los yacimientos en su fase primaria, es amplia. La inyección de agua es un proceso común y constituye una forma económica de desplazar el petróleo y proveer el soporte para mantener la presión.

Entre los métodos que mejoran el acceso físico al petróleo se encuentran la perforación de pozos de relleno, la perforación de pozos horizontales, el fracturamiento hidráulico y la instalación de ciertos tipos de equipamientos de terminación de pozos. Naturalmente, con la aplicación de estas prácticas, estadísticamente las recuperaciones adicionales, no han mejorado el perfil de producción de los campos maduros, lo que ha permitido que muchos operadores concentren su interés por las técnicas de recuperación asistida de petróleo y de las tecnologías para el mejoramiento, conocimiento y manejo de los yacimientos.

La recuperación mejorada, avanzada o asistida de petróleo, comúnmente conocida como EOR (Enhanced Oil Recovery, en ingles) es vital para lograr niveles adicionales de producción y recuperación tanto en los campos nuevos como en los existentes. Por otro lado, diversos recursos cuantiosos, tales como los campos de petróleo extrapesado, simplemente, no pueden ser desarrollados y explotados sin técnicas EOR. Para garantizar el éxito de un proceso EOR en un campo especifico, es necesario recurrir a la individualización extensiva, lo cual permitirá desglosar significativamente la complejidad y el costo de los proyectos. Esta caracterización incluye normalmente estudios detallados de laboratorio, ensayos de campo, pruebas piloto y desarrollos escalonados, que se necesitan para reducir el riesgo de los proyectos antes de su aplicación. Si los primeros pasos indican la probabilidad de obtención de un resultado económico positivo, se puede proponer a la implementación en todo el campo.

TIEMPOS DE DESARROLLO

Lamentablemente, esto también se traduce en tiempos de desarrollo muy largos e inversiones iniciales muy elevadas, lo que conlleva tiempos de retorno de la inversión también mas largos. Se requieren flujos de trabajo más rápidos en términos de maduración, que son posibilitados a través de la formulación de soluciones tecnológicas, que aceleran las fases de evaluación y desarrollo. La recuperación asistida tiene su precio. Los costos técnicos en dólares por barril producido, son notablemente mas elevados que los costos de los métodos de recuperación primaria o secundaria.

Además, el vestigio ambiental de ciertas técnicas EOR puede ser significativa y requiere medidas de mitigación, lo que elevaría significativamente los costos.

Los métodos EOR específicos aplicados para recuperar petróleo se basan habitualmente en los estudios de ingeniería de cada yacimiento. En la mayoría de los casos, el objetivo es lograr el retorno más económico de la inversión, pero algunas compañías petroleras se plantean metas diferentes, tales como la maximización de la recuperación final. Los operadores examinan los diversos factores de riesgo, incluido el precio del petróleo, la necesidad de un programa a largo plazo para lograr un retorno satisfactorio de la inversión, inversiones que implican un capital inicial considerable, y el costo de perforar pozos adicionales e implementar proyectos pilotos.

Cuando los operadores, optan por la redefinición de desarrollo de los campos maduros y maximizar el aprovechamiento del petróleo residual, consideran la ruta de los métodos EOR” para reducir las incertidumbres asociadas en los yacimientos y el riesgo económico.

La evaluación comienza mediante un proceso de selección basado principalmente en la información existente y en los historiales de producción; se compara los resultados obtenidos en el campo en cuestión con los éxitos conocidos de diversos métodos EOR. Si el proyecto aprueba un paso, accede al siguiente, que puede consistir en pruebas de laboratorio, y se pasa al modelado de campo. Si el proyecto no sortea un obstáculo técnico o económico, puede ser abandonado o bien el proceso puede retornar a un paso previo para reevaluar el método EOR o buscar alternativas con otros métodos. Una vez lograda la confiabilidad suficiente, el operador diseña e implementa un proyecto piloto de campo, con la posible expansión a la fase de implantación en todo o en una parte del campo.

TÉCNICAS EOR

Las técnicas EOR abarcan desde éxitos de laboratorio aun no demostrados en el campo hasta aplicaciones exitosas de campo que han permitido recuperar millones de barriles de petróleo adicional durante décadas. Conforme los campos maduros alcanzan sus límites económicos para los métodos de recuperación tradicionales, la necesidad de contar con aplicaciones EOR continúa creciendo. Dado que la mayoría de los métodos EOR poseen limitaciones en cuanto a su aplicabilidad, y principalmente a las perturbaciones medioambientales, la industria necesita ampliar y profundizar los conocimientos técnicos especiales y demostrar su aplicabilidad de los diversos métodos. La recompensa será evidentemente significativa; más petróleo desde reservorios maduros y técnicamente mejor manejados.

(*) PhD Colegio de Ingenieros Petroleros, SIB