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 petroleo yv
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 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 petroleo yv 43
La industria venezolana de los hidrocarburos CUENCAS PETROLÍFERAS DE VENEZUELA M A R C A R I B E CUENCA DE FALCÓN SUBCUENCA DE CARÚPANO CUENCA DE MARACAIBO CORDILLERA DE LOS ANDES CORDILLERA DE LA COSTA CUENCA BARINAS-APURE SUBCUENCA DE GUÁRICO ALTO EL BAÚL CUENCA ORIENTAL SUBCUENCA DE MATURÍN R Í O O R I N O C O M A C I Z O G U A Y A N É S Fuente: PDVSA, La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Tomo I, 1989. [FIG. 1] 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 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 CO 2, 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- 44 petroleo yv
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). 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, CO 2, 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. 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% 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%. Evolución de la energía útil almacenada en el yacimiento Py Pp PRESION AP DENTRO DEL YACIMIENTO EN LAS INMEDIACIONES DEL POZO ASCENSO DE LOS FLUIDOS POR EL POZO A TRAVÉS DEL ESTRANGULADOR TRAYECTORIA DEL FLUJO NATURAL EN LA TUBERIA DE RECOLECCI ÓN Fuente: PDVSA, La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Tomo I, 1989. Evolución de la producción durante la vida útil del yacimiento PRODUCCIÓN PRIMARIA SECUNDARIA MEJORADA TIEMPO Fuente: PDVSA, La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Tomo I, 1989. Recuperación realzada del petróleo RATA DE PRODUCCIÓN (KBD) 15 10 5 PRODUCCIÓN REAL CO 2 INUNDACIÓN 1982 28% RECUPERACIÓN MEANS FIELD, TEXAS 1990 32% 1995 35% EN LA ESTACIÓN RECOLECTORA [FIG. 2] [FIG. 3] 2003 40% 120 260 PRODUCCIÓN ACUMULATIVA (MBO) Fuente: ExxonMobil, Gas & Power Marketing 2006 http://www.iea.org/textbase/work/2006/energy_security/liermann.pdf [FIG. 4] petroleo yv 45
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) 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%. Grano de la roca Factor de recobro Porcentaje del petróleo original en sitio que se puede recuperar 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- 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 CO 2 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: 46 petroleo yv
[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 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 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 Si desea obtener la bibliografía de este ensayo escríbanos a consultores@petroleoyv.com FOTO AFP petroleo yv 47