POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

BP21 21 10 07 DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
BARRILES DE PAPEL No 21
¿POR QUÉ DECLINA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS?
(Temas de Ingeniería de Yacimientos para no petroleros)
Ing. Diego J. González Cruz
Para comenzar, desearía llegar a un acuerdo sobre el significado de las palabras
declinar y declinación. La primera, en su cuarta acepción del DRAE, significa decaer,
menguar, y la segunda: caída, descenso, declive. Teniendo estas definiciones claras,
sin lugar a dudas se pueden aplicar los términos declinación y declinar a un país, a
una cuenca petrolífera, a un bloque, parcela o campo, a un yacimiento y finalmente a
un pozo productor de petróleo y gas.
Una provincia o Cuenca petrolífera es una acumulación de sedimentos o unidad
geológica que por sus características estructurales y/o estratigráficas puede contener
hidrocarburos. En una Cuenca hay varios campos y/o bloques y parcelas. En cada
uno de estos campos y/o bloques y parcelas se encuentran cantidades de
yacimientos; y para extraer el petróleo contenido en los yacimientos hay que perforar
pozos, que conforman la unidad básica de producción o punto de drenaje.
Un
yacimiento puede contener desde solo algunos pozos a cientos de ellos.
En Venezuela (ver mapa) hay 4 grandes cuencas petrolíferas tradicionales
(Maracaibo, Oriental – que incluye la Faja del Orinoco, Barinas-Apure y Falcón) y 7
costa afuera no desarrollados hasta la fecha (Golfo de Venezuela, Ensenada de La
Vela, Golfo Triste, Cariaco, Carúpano, Golfo de Paria y Plataforma Deltana). Las 4
Cuencas tradicionales, con la excepción del Campo Faja del Orinoco alcanzaron su
máxima producción y están declinando. En las áreas tradicionales se han identificado
más de 300 Campos, y en ellos más de 14.000 yacimientos. Un campo petrolero
puede ser tan grande como el Campo Faja del Orinoco que tiene una extensión de
460 Km. de largo y hasta 100 Km. de ancho; o el campo Costanero Bolívar que se
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extiende desde Cabimas a Mene Grande por más de 80 Km. Un yacimiento del Lago
de Maracaibo puede ser tan grande como la ciudad de Caracas.
Hasta la fecha en Venezuela se han perforado unos 44.851 pozos, de los cuales para
el año 2004 13.738 estaban en producción, 18.268 estaban cerrados pero eran
reactivables, 11.538 están oficialmente abandonados y 1.307 están esperando
abandono oficial (MENPET-PODE 2004).
Por lo tanto, la secuencia de declinación, comienza en los pozos, luego le siguen los
yacimientos, a continuación en los bloques, parcelas o campos, para entonces
alcanzar las Cuencas y finalmente el país. En el caso de Venezuela, todas las
Cuencas tradicionales están declinando con excepción de la Oriental gracias al
desarrollo de la Faja del Orinoco.
Fuente: PDVSA, La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Tomo I, 1989.
Otro concepto que es necesario aclarar es como se encuentra el petróleo, el gas y el
agua en un yacimiento, y como se distribuyen esos fluidos dentro de los espacios
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porosos de éste; también como interactúan esos fluidos en el reservorio, y por que la
producción de un pozo alcanza un nivel máximo de producción (un pico), y a partir de
allí por qué declina hasta un límite económico o hasta un límite físico por las
características del yacimiento. También se debe explicar cual es el mecanismo de
producción predominante en el yacimiento que hace que un pozo produzca.
En todo yacimiento petrolífero, por razones de gravedad de cada fluido, la capa de
gas (original o la que se forma en un momento de la vida del yacimiento) ocupa la
parte superior; este gas es diferente en origen al gas que se encuentra en solución
junto con el petróleo. Luego viene la capa de petróleo y en la parte más baja se
encuentra el agua que forma el acuífero, o gran masa de agua salada que aparece
debajo de cualquier yacimiento de petróleo o de gas. Esta agua no es el agua que se
encuentra junto con el petróleo entre los poros de la roca que constituye el
yacimiento.
El agua que se encuentra en los poros junto al petróleo es el fluido que rodea cada
poro que integra la arena del yacimiento, y esta se encuentra entre el petróleo y el
gas y el poro (ver figura). Por el fenómeno físico de las fuerzas capilares que se
desarrollan entre los fluidos contenidos en los poros de la arena y estos, llega un
momento en la vida del pozo que el petróleo queda atrapado (agarrado) por el agua y
deja de fluir por el mecanismo natural de producción que gobierna el yacimiento. Para
reducir los efectos de este fenómeno es que se usan las tecnologías de recuperación
mejorada, es decir la inyección de CO2, nitrógeno, polímeros, espuma, aire, y hasta
microbios. Antes ya se habrán ensayado la inyección de gas y/o agua para tratar de
mantener la presión del yacimiento lo más alta posible, o inyectar agua en el acuífero
o en la zona de petróleo para que actúe como pistón y mueva el petróleo hacia los
pozos. En yacimientos de crudos pesados y extrapesados es práctica inyectar vapor
de agua, o quemar parte del petróleo en sitio para producir otra parte del mismo.
Vale la pena aclarar que en cualquiera de estos casos el petróleo se mueve solo del
yacimiento al fondo del pozo, para hacerlo llegar a la superficie se utilizan los
métodos de levantamiento artificial, como el balancín, el levantamiento con gas
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(“gaslift”), bombas electro sumergibles, etc. El petróleo fluye por flujo natural solo en
la etapa inicial de la vida del pozo.
Términos
Básicos
Poros ida d
Por ce nt aje d e es pa cio v ací o e ntr e lo s
gr an os, e n u n v olu me n det ermi na d o d e roc a
Pe rm ea bil ida d
Ca p acid ad d e u n a r oc a o estr at o d e
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extr a er en c o ndici on es re nt abl es, de u n
El mecanismo de producción predominante en un yacimiento es por el empuje del gas
en solución con el petróleo (pensemos en la botella de soda). En este caso la energía
para transportar y producir los fluidos de un yacimiento se deriva del gas disuelto en
el petróleo. A medida que el petróleo y el agua se mueven hacia el pozo cambiando
las condiciones de presión del yacimiento hace que el gas en un momento comience
a salir de solución y crear un flujo de gas junto con los líquidos lo que ayuda a
producirlos. Este gas que sale de solución con el petróleo viajará hacia el pozo y
parte irá a formar la capa de gas sobre la de petróleo en el yacimiento.
El otro mecanismo de producción común es el de empuje de agua, donde el petróleo
es movido en el yacimiento y hacia el pozo por un acuífero activo que se mueve en
forma ascendente, que eventualmente hará que se produzca mucha agua por los
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pozos y estos tengan que cerrarse por razones de conservación de la energía del
yacimiento y por razones económicas (a nadie le conviene producir agua).
Otros mecanismos son por expansión de la roca y los fluidos, que ocurre en la etapa
inicial de los yacimientos; por empuje de una capa original de gas; por segregación
gravitacional; y uno muy curioso que es por el fenómeno de subsidencia
(compactación del yacimiento y hundimiento de los estratos superiores. Este último
mecanismo es típico de los campos poco profundos de la Costa Bolívar del estado
Zulia (Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero).
El factor de recobro
El factor de recobro primario de un pozo (FR), yacimiento, parcela, bloque o campo
va a depender de su mecanismo de producción, si es por gas en solución será menor
que por empuje de agua o por segregación gravitacional. El FR se expresa como una
fracción del petróleo original en sitio (POES). Este factor de recobro aumentará al
aplicar tecnologías de recuperación suplementaria (inyección de gas, agua, CO2,
químicos, vapor, etc.)
Una vez que se calcula el petróleo original en sitio (POES) de un yacimiento por el
método aprobado por el Ministerio de Energía y Petróleo (MENPET), en el caso de
Venezuela, es necesario calcular el FR que se le aplicará para establecer sus
reservas recuperables. A continuación se muestra los FR promedio, que se
encuentran en la literatura especializada, que se pueden obtener en función de los
mecanismos de recobro.
Gas en Solución
5 a 20 %
Empuje de la Capa de Gas
20 a 40 %
Empuje de Agua
30 a 60 %
Segregación Gravitacional
25 a 80 %
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Fuente: Setter, A. & Thakur G., Integrated Petroleum Reservoir Management, 1994
Como se observa en la Figura anterior, el FR primario de los yacimientos es función
de la presión final del mismo, con respecto a su presión original; y el FR por
recuperación mejorada va a depender primeramente de la eficiencia que tenga el
fluido inyectado en el barrido del petróleo del yacimiento hacia el pozo. Acorde con la
Sociedad de Ingenieros de Petróleo de los EE.UU. (SPE) el factor de recobro
promedio a nivel mundial es de 32%, y se están haciendo esfuerzos tecnológicos
para llevarlo a 70%(http://www.spe.org/spe-app/spe/meetings/FSE1/2007/index.htm y
http://www.spe.org/spe-app/spe/meetings/FSE1/2007/agenda.htm).
El proceso de declinación de los pozos y de los yacimientos:
Los yacimientos producen por la energía contenida o introducida en los mismos. Esta
energía es representada por la presión del yacimiento (ver figura), la cual ira
disminuyendo desde que se pone en explotación el primer pozo hasta su agotamiento
final, o por razones económicas (el petróleo producido no paga lo invertido y gastado
en el mismo en algún momento).
El FR de cualquier yacimiento, además de la presión antes mencionada, va a
depender principalmente de las características de la roca (porosidad y permeabilidad)
y de los fluidos que contiene (gravedad, tipo de petróleo, viscosidad y capacidad de
expansión) y en especial como los mismos saturan a la arena que los contiene. Estos
parámetros se calculan y determinan de los núcleos y registros eléctricos que se le
corren a los pozos, y de múltiples pruebas de laboratorio.
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Fuente: PDVSA, La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Tomo I, 1989
Este proceso de declinación se transmite a todo el yacimiento. En una primera fase el
yacimiento produce por declinación natural, luego se le alargará su vida aplicándole
procesos de recuperación secundaria, y finalmente podría ser sometido a procesos
de recuperación terciaria, hasta alcanzar su límite económico y/o físico. Es importante
destacar que en ningún caso se volverá a alcanzar la máxima producción (pico de
Hubbert) que tuvo el pozo o yacimiento (ver Figura). Esta situación ya ocurrió en los
EE.UU., donde la producción alcanzó un pico de más de 10 millones de barriles
diarios (MMBD), y no importó los desarrollos de Alaska y el Golfo de México, ni todas
las tecnologías aplicadas en los campos en tierra, por lo que hoy su producción no
llega a los 7 MMBD. Lo mismo sucedió en el Mar del Norte, y está ocurriendo en
Colombia, México y otros países productores. En nuestro país un buen ejemplo es el
caso de la gran Cuenca de Maracaibo, que alcanzó su pico de producción de 3
MMBD en 1970 y para el 2004, según cifras oficiales apenas produjo 1,2 MMBD, hoy
produce mucho menos. En la Cuenca Oriental se alcanzó un pico de producción de
0,648 MMBD en 1970 y para 1995 estaba produciendo apenas 0,365 MMBD (tuvo
que desarrollarse El Norte de Monagas y la Faja del Orinoco para que su producción
se elevara). Por cierto el Campo Furrial, descubierto en 1986, alcanzó su máxima
producción en 1998 (0,454 MMBD) y en 2004 solo producía 0,376 MMBD.
La
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Cuenca de Barinas-Apure en 1995 llegó a producir 0,135 MMBD, hoy produce menos
de 80.000 barriles diarios.
Fuente: PDVSA, La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Tomo I, 1989
Un excelente ejemplo de todo este proceso de producción en el tiempo se puede
mostrar en el caso real del Campo
Means Field de ExxonMobil en Texas que
produce desde los años 1920, donde se espera alcanzar un recobro final del 40% del
POES:
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Fuente: ExxonMobil, Gas & Power Marketing 2006. and,
Fuente: http://www.iea.org/Textbase/work/2006/energy_security/Liermann.pdf
En Means Field se demuestra que con la recuperación mejorada se puede
incrementar la producción acumulada de un yacimiento, en este caso antes de la
inyección de CO2 y agua hubiera llegado a unos 140 millones de barriles, ahora se
espera llegar unos 260 millones de barriles. Es importante destacar que el máximo
de producción no se vuelve a alcanzar en el tiempo.
Hoy
en
día
existen
potentes
simuladores
matemáticos
para
predecir
el
comportamiento y el recobro final de un yacimiento, incluyendo los pozos que deben
ser perforados, la mejor forma de producirlos, el proceso de recuperación
suplementaria más recomendable desde el punto de vista técnico y económico, etc..
¿Por qué es necesario reparar los pozos?
Siendo el pozo la unidad básica de producción es necesario mantenerlo todo el
tiempo en operación en las mejores condiciones. Como se explicó anteriormente,
todos los pozos sin excepción declinan en producción por la caída de presión del
yacimiento (también llamada declinación de yacimiento). Adicionalmente, puede
declinar o suspenderse su producción por razones físicas del mismo pozo y de la
infraestructura asociada a los mismos. Hay 11 razones principales, por las cuales los
pozos dejan de producir:
1. Arenamiento (los granos de arena el yacimiento taponan los pozos)
2. Comunicación entre diferentes zonas de agua y/o gas del pozo
3. Tuberías de producción rotas por corrosión
4. Tuberías de producción obstruidas
5. Intrusión de agua (por efecto de conificación del agua del acuífero)
6. Falta de Instalaciones para levantamiento artificial
7. Falta de gas para levantamiento artificial (gaslift)
8. Ubicados en yacimientos que requieren proyectos de recuperación secundaria
9. Facilidades de producción obsoletas
10. Falta de equipos de superficie
11. Falta de facilidades de superficie (electricidad, acceso, etc.)
Una empresa de las magnitudes de PDVSA siempre tendrá pozos cerrados capaces
de producir, por simple razones de jerarquización económica sobre donde hacer las
inversiones y gastos (los recursos económicos y técnicos son finitos). Inclusive, en
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1970 cuando Venezuela alcanzó su pico de producción de 3.708.000 barriles diarios,
tenía 7.238 pozos cerrados. Hoy hay más de 20.000 pozos cerrados (por falta de
recursos humanos calificados, know-how, planificación e inversiones). PDVSA tenía
un sofisticado simulador llamado el Búfalo
(software utilizado para fines de
planificación de la Base de Recursos de PDVSA) el cual establecía las prioridades de
inversión en reparación de pozos y cortaba en un punto, por la limitación de recursos
económicos. Se reparaban los mejores pozos cerrados, futuros productores, en
especial por su calidad, es decir, las gravedades API que producían, y por los
requerimientos del mercado. Adicionalmente había prioridades internas que se
establecían porque había campos y segregaciones menos favorecidos (ubicación
geográfica, antecedentes, condiciones de yacimiento, infraestructura existente, etc.).
En empresas como PDVSA siempre se repararán los mejores pozos y los peores
permanecerán cerrados, de allí la necesidad de la existencia de empresas pequeñas
que es especializan en explotar campos y pozos marginales. A los precios de hoy
hay empresas especializadas en comprar campos abandonados para reactivarlos, o
solicitar licencias para trabajarlos, donde no sea legal lo primero.
De allí el éxito de la “Apertura” con las 3 rondas de Convenios Operativos que
lograron la reactivación de unos 3.000 pozos que estaban cerrados., Eran empresas
pequeñas, cuyo objetivo era producir un número limitado de pozos. Al transformarse
esos Convenios en Empresas Mixtas, dirigidas por PDVSA (60% o más) se cae de
nuevo en la situación anterior de jerarquización de los recursos, lo que conducirá a
que continúe aumentando el número de pozos cerrados.
Este es el trabajo que deben realizar a diario los ingenieros de yacimientos, geólogos
y petrofísicos, trabajando en equipo para maximizar la vida y el recobro de petróleo
de cada pozo y yacimiento, wn especial después que los yacimientos alcanzan su
producción máxima o pico de Hubbert.
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Referenias:
La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, PDVSA, Caracas, 1989
Setter, A. & Thakur G., Integrated Petroleum Reservoir Management, PennWell
Books, Tulsa, Oklahoma, 1994
Martínez, Aníbal Cronología del Petróleo Venezolano, Caracas 2004
Martínez, Aníbal La Faja del Orinoco, Editorial Galac, Caracas 2004
Barberii E. y Essenfeld M., Yacimientos de Hidrocarburos, PDVSA CIED, Caracas,
2001
MENPET, PODE de diferentes años
Glosario de términos de Schlumberger http://www.glossary.oilfield.slb.com/default.cfm
Experiencias de ExxonMobil (pozos offshore de 20 a 50 MMUS$):
http://www.exxonmobil.com/Corporate/Newsroom/Publications/deepwater/exploration/
mn_exploration.html
http://www.iea.org/Textbase/work/2006/energy_security/Liermann.pdf
http://www.ig.utexas.edu/research/projects/giant_fields/
http://en.wikipedia.org/wiki/List_of_oil_fields#_ref-0
http://www.gravmag.com/oil.html
Diego González Cruz
Caracas, 21 de octubre de 2007
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