DECLINA De PETRÓLEO y GAS?

[ensayo]
¿POR QUÉ
DECLINA
LA PRODUCCIÓN
DE PETRÓLEO
Y GAS?
| AUTOR Diego J. González Cruz |
La impericia tiene un costo alto.
En Venezuela se ha hecho la regla.
| 42 | p e t r o l e o y v
[ensayo]
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.
E
n 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 primeras, con la excepción
del Campo Faja del Orinoco, alcanzaron su máxima
producción y están declinando. En ellas se han identificado más de 300 campos y 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 extiende desde Cabimas a Mene Grande por más de 80 Km. Un yaci-
FOTO AFP
p e t r o l e o y v | 43 |
[ensayo]
La industria venezolana de los hidrocarburos
CUENCAS PETROLÍFERAS
DE VENEZUELA
M A R
C A R I B E
SUBCUENCA DE
C A R ÚPA N O
CU EN CA D E FA LC Ó N
CO R D I L L E R A D E L A CO S TA
CU EN CA D E
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S U B C U E N C A D E G U Á R I CO
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CU EN CA B A R I N A S - A P U R E
RÍO
O
OC
IN
OR
MACIZO
Fuente: PDVSA, La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Tomo I, 1989.
miento 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.
Otro concepto que es necesario aclarar es cómo se encuentran
el petróleo, el gas y el agua en un yacimiento, y cómo se distribuyen esos fluidos dentro de los espacios 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 cuál 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 masa de agua no
es la que se encuentra junto con el petróleo entre los poros
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G UAYA N É S
[FIG. 1]
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 éste se encuentra entre el petróleo y el gas y el poro (ver figura 5). Por el
fenómeno físico de las fuerzas capilares que se desarrollan
entre los fluidos contenidos en los poros de la arena y éstos,
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 (“gaslift”),
bombas electro sumergibles, etc. El petróleo fluye por flujo natural solo en la etapa inicial de la vida del pozo.
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 so-
[ensayo]
Evolución de la energía útil almacenada en el yacimiento
Py
AP
Pp
PRESION
lución 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 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).
DENTRO DEL
YACIMIENTO
EN LAS
INMEDIACIONES
DEL POZO
ASCENSO DE
LOS FLUIDOS
POR EL POZO
A TRAVÉS DEL
ESTRANGULADOR
EN LA TUBERIA
DE RECOLECCIÓN
EN LA ESTACIÓN
RECOLECTORA
TRAYECTORIA DEL FLUJO NATURAL
EVOLUCIÓN
DEHidrocarburos,
LA ENERGÍATomo
ÚTILI, 1989.
Fuente: PDVSA, La Industria Venezolana
de los
[FIG. 2]
ALMACENADA EN EL YACIMIENTO
Evolución de la producción durante la vida útil del yacimiento
Gas en solución
Empuje de la capa de gas
Empuje de agua
Segregación gravitacional
5 a 20%
20 a 40%
30 a 60%
25 a 80%
Como se observa en la Figura 2, 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.
De acuerdo con la Sociedad de Ingenieros de Petróleo
de los EEUU (SPE), el factor de recobro promedio a nivel
mundial es de 32%, y se están haciendo esfuerzos tecnológicos para llevarlo a 70%.
PRIMARIA
SECUNDARIA
MEJORADA
TIEMPO
EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN
DURANTE LA VIDA ÚTIL DEL YACIMIENTO
Fuente: PDVSA, La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Tomo I, 1989.
[FIG. 3]
Recuperación realzada del petróleo
PRODUCCIÓN REAL
RATA DE PRODUCCIÓN (KBD)
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 POES de un yacimiento
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.
PRODUCCIÓN
El factor de recobro
MEANS FIELD, TEXAS
15
10
1982
5
CO
2
INUNDACIÓN
120
28%
RECUPERACIÓN
1990
32%
1995
35%
PRODUCCIÓN ACUMULATIVA (MBO)
Fuente: ExxonMobil, Gas & Power Marketing 2006
http://www.iea.org/Textbase/work/2006/energy_security/Liermann.pdf
2003
40%
260
[FIG. 4]
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[ensayo]
TÉRMINOS BÁSICOS
Petróleo
y gas
Agua de
formación
Porosidad
Porcentaje de espacio vacío
entre los granos, en un volumen
determinado de roca
Permeabilidad
Capacidad de una roca o estrato
de permitir que la atraviesen
fluidos
Saturación
Porcentaje del espacio poroso
que ocupa un fluido determinado
(Petróleo, Agua o Gas)
Factor de recobro
Porcentaje del petróleo original
en sitio que se puede recuperar
Grano
de la
roca
Reservas
Volumen de hidrocarburos
que será posible extraer en
condiciones rentables, de un
volumen determinado de roca
[FIG. 5]
El proceso de declinación
de pozos y yacimientos
Los yacimientos producen por la energía contenida o introducida en los mismos. Esta energía es representada por la presión
del yacimiento (ver figura 2), la cual irá 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.
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 3). Esta situación ya ocurrió en los EEUU,
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 ocurrien| 46 | p e t r o l e o y v
De acuerdo con la Sociedad
de Ingenieros de Petróleo
de los EEUU (SPE), el factor de
recobro promedio a nivel mundial
es de 32%, y se están haciendo
esfuerzos tecnológicos para
llevarlo a 70%.
do en Colombia, México y otros países productores. En Venezuela un buen ejemplo es el caso de la gran Cuenca de Maracaibo, que alcanzó su pico de producción de 3 MMBD en 1970. Para
2004 –según cifras oficiales– apenas produjo 1,2 MMBD, y 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 Cuenca de Barinas-Apure en 1995 llegó a producir 0,135
MMBD, hoy produce menos de 80.000 barriles diarios.
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 ´20,
donde se espera alcanzar un recobro final del 40% del POES
(ver Figura 4).
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:
[artículo]
Los pozos requieren trabajo
constante para salvarlos.
1. Arenamiento (los granos de arena en
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
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 ecoFOTO AFP
nómicos. 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 se 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, en especial después que los yacimientos alcanzan su
producción máxima o pico de Hubbert. | PYV |
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