Sep 30, 2026

Maximización de la recuperación de petróleo

Paul Sims, Presidente de Sistemas de Producción de SLB, responde las preguntas sobre la optimización del rendimiento de los yacimientos, gracias a las tecnologías de producción.

A medida que los activos maduros aportan una mayor parte de la energía mundial, los operadores buscan extraer el mayor porcentaje del petróleo original in situ de los yacimientos, mejorar la eficiencia y optimizar el rendimiento de dichos activos. 

Los avances en inteligencia artificial, tecnologías conectadas, química de producción, sistemas de levantamiento artificial, instalaciones de superficie e inteligencia digital permiten gestionar la producción y la recuperación como un desafío de rendimiento integrado.

¿Qué implica esta transformación para los operadores que buscan maximizar el valor de los recursos existentes? 

Conversamos con Paul Sims, presidente de Sistemas de Producción de SLB, sobre cómo la producción y la recuperación pueden potenciar el rendimiento y prolongar la vida útil de los activos.

¿Por qué mejorar la producción y la recuperación de los activos existentes es una prioridad tan crítica para la industria en este momento?

Paul: La industria sigue necesitando nuevas actividades de exploración y desarrollo, pero la producción y la recuperación han cobrado mucha más importancia. La demanda de energía sigue aumentando, mientras que los nuevos descubrimientos son más escasos, marginales y selectivos. Una mayor parte del suministro mundial debe provenir de activos que ya estamos operando.

Hoy en día, aproximadamente el 70 % de la producción mundial procede de activos maduros que ya han superado su pico de producción. Se prevé que para 2030 esa cifra se acerque al 80 %. La reposición de reservas convencionales también ha disminuido considerablemente en las últimas décadas; análisis recientes sitúan la tasa actual de reposición cerca del 30 %. La producción de recursos no convencionales ha ayudado, pero por sí sola no basta para cerrar la brecha.

Esta realidad convierte a la producción y la recuperación en un imperativo estratégico. Los operadores deben frenar el declive, mejorar el tiempo de actividad y extraer más recursos de los yacimientos existentes, todo ello reduciendo costes y gestionando los riesgos. No se trata de elegir entre nuevos campos y activos existentes. Ambos son importantes, pero para satisfacer las crecientes necesidades energéticas, los activos existentes deben asumir una mayor parte de la carga.

¿Cuáles son los principales desafíos para mejorar la producción en campos maduros?

Paul: Los sistemas de producción se vuelven más complejos a medida que los activos envejecen. La presión del yacimiento disminuye. La producción de agua aumenta, alcanzando a veces niveles muy elevados con el paso del tiempo. Se acelera la corrosión, los equipos envejecen, aumenta la probabilidad de formación de incrustaciones y acumulación de arena, y las condiciones operativas se vuelven menos predecibles.

Estos desafíos rara vez se presentan de forma aislada. Un problema en el yacimiento puede convertirse en un problema en el pozo. Un problema en el pozo puede derivar en una limitación en superficie. Un desafío relacionado con la química o la garantía de flujo puede afectar al tiempo de actividad y a la fiabilidad. Por eso debemos considerar el yacimiento como un sistema interconectado —yacimiento, pozos, sistemas de levantamiento, química, instalaciones, tuberías, redes y operaciones— y no como un conjunto de desafíos aislados.

A través de nuestra interacción constante con los clientes, nos centramos en mejorar el rendimiento del yacimiento desde la obtención del primer petróleo hasta el último barril. Abordamos esto mediante dos vías interconectadas: optimizar la producción actual y maximizar la recuperación a largo plazo. La optimización de la producción consiste en frenar el declive, gestionar las limitaciones, maximizar el tiempo de actividad y producir barriles adicionales a menor costo. Maximizar la recuperación implica modificar la curva de producción mediante un drenaje más eficaz del yacimiento, mejorando el barrido y recuperando barriles que, de otro modo, quedarían sin extraer.

¿Dónde percibe usted las mayores ineficiencias —y oportunidades— en los sistemas de producción actuales?

Paul: Se pierde valor cuando no se comprenden los cambios en el yacimiento o no se actúa sobre ellos con la suficiente antelación en todo el sistema de producción. A medida que los activos maduran, aumenta la variabilidad: cambia la presión del yacimiento, aumenta la producción de agua, surgen problemas de garantía de flujo, evolucionan las condiciones de levantamiento y las instalaciones pueden verse limitadas. Una decisión que parece acertada para una parte del sistema puede tener consecuencias en otra si no se tiene una visión global de la arquitectura de producción.

La mayor oportunidad reside en abordar la producción de yacimientos maduros como un desafío sistémico e interconectado, y no como una sucesión de intervenciones aisladas. Conectar el yacimiento, los pozos, los sistemas de levantamiento, la química, las instalaciones, las intervenciones y los flujos de trabajo digitales permite a los equipos identificar la limitación de mayor impacto, diagnosticar problemas con mayor antelación, priorizar las acciones adecuadas y evitar la producción diferida.

Los enfoques integrados ya están transformando los resultados. En el Mar del Norte, una estrategia de intervención integral —que combinaba experiencia en el subsuelo, tecnologías digitales y soluciones avanzadas de intervención— elevó las tasas de éxito de las intervenciones del 65 % al 90 % aproximadamente. La lección fundamental es que los operadores pueden extraer barriles adicionales conectando conocimientos y flujos de trabajo, lo que les permite actuar antes y de manera más selectiva.

Incluso los cambios pequeños pueden afectar significativamente al valor. En un activo con una producción de 10.000 barriles diarios y un precio del petróleo de 70 dólares, un aumento de un punto porcentual en el porcentaje de agua (water cut) puede desplazar cerca de 100 barriles de petróleo al día. En un periodo de cinco años, y teniendo en cuenta los costos de procesamiento y eliminación del agua adicional, esto puede reducir el valor actual neto en aproximadamente 10 millones de dólares.

 ¿Qué tecnologías y soluciones digitales están aportando valor hoy en día?

Paul: Las tecnologías que aportan mayor valor son aquellas que conectan las decisiones a lo largo del ciclo de vida de la producción. Terminaciones inteligentes, levantamiento artificial, la química de producción, las tecnologías de monitoreo, las intervenciones avanzadas, las tecnologías de superficie y procesos, y la IA generan valor por sí mismos. Sin embargo, su verdadera ventaja surge cuando operan conjuntamente en un entorno operativo integrado.

La química de producción es un buen ejemplo. La garantía de flujo y la integridad de los equipos influyen directamente en el rendimiento de la producción. La integración de ChampionX amplía considerablemente la capacidad de SLB para combinar la química de producción, el levantamiento artificial, la inteligencia digital y la optimización de la producción en flujos de trabajo coordinados, ayudando a los operadores a optimizar todo el entorno de producción.

El levantamiento artificial sigue la misma filosofía. El levantamiento es un proceso que abarca toda la vida útil del pozo y requiere una optimización continua a medida que cambian las condiciones del yacimiento. A través de los Global Performance Live Centers de SLB, especialistas monitorean de forma remota más de 4000 sistemas de bombeo electrosumergible (ESP) las 24 horas del día, ayudando a los clientes a maximizar el tiempo de actividad, la fiabilidad y la producción.

Las soluciones modulares y de superficie también pueden acelerar la generación de valor. En un proyecto implementado en Oriente Medio, una instalación modular compacta Production Express™ permitió generar una producción adicional de aproximadamente 6000 barriles diarios en menos de seis meses.

En cuanto a la recuperación, Recovery Express™ está diseñado para ayudar a los clientes a avanzar más rápidamente a través de un ciclo que, tradicionalmente, puede durar seis años o más, desde la fase de concepto y diseño hasta la prueba piloto en campo y la decisión final de inversión. Esta solución integra sistemas modulares e interconectados para reducir la incertidumbre, acelerar las pruebas piloto y escalar la recuperación de manera más económica.

¿Cómo está transformando la digitalización la optimización de la producción?

Paul: La tecnología digital está redefiniendo la forma en que se toman las decisiones de producción. La industria está evolucionando más allá del monitoreo de activos individuales hacia sistemas operativos conectados que detectan condiciones continuamente, coordinan decisiones y mejoran el rendimiento de todo el sistema.

Al combinar modelos basados ​​en la física, IA, automatización y datos operativos en tiempo real, los operadores pueden identificar limitaciones con mayor antelación y responder con mayor rapidez. El objetivo ya no es simplemente lograr una mejor visibilidad, sino garantizar una acción fiable. Los flujos de trabajo digitales permiten que los datos fluyan a través de las operaciones, que el análisis revele interdependencias y que los conocimientos obtenidos se traduzcan en acciones concretas.

Las soluciones digitales de producción de SLB —que incluyen las soluciones de garantía de flujo OptiFlow™ y las soluciones OptiSite™ para instalaciones, equipos y tuberías— ayudan a transformar los datos de producción en acciones coordinadas. 

OptiFlow combina IA, modelos basados ​​en la física y análisis de datos para identificar limitaciones en la producción, optimizar el rendimiento del flujo y predecir el impacto en la producción. 

OptiSite proporciona visibilidad continua de las instalaciones, los equipos y las tuberías para mejorar la fiabilidad, aumentar la eficiencia y reducir el tiempo de inactividad no planificado. En conjunto, estas soluciones ayudan a vincular las decisiones —desde el yacimiento hasta la tubería— y permiten a los clientes responder con mayor rapidez a las condiciones cambiantes.

Nuestras conversaciones con los usuarios son constructivas y prácticas a la vez. Buscan escalar flujos de trabajo digitales probados en todos sus activos, aplicar la IA donde genere un impacto operativo real y capacitar a sus equipos para tomar decisiones más rápidas y seguras. El sector está evolucionando más allá de la simple monitorización y el análisis de datos hacia operaciones conectadas que optimizan el rendimiento de forma continua.

¿Qué se necesita para liberar todo el potencial de la producción y la recuperación?

Paul: El próximo gran avance no vendrá de una sola tecnología. Surgirá de la conexión de disciplinas que tradicionalmente han operado de forma demasiado independiente —yacimientos, pozos, sistemas de levantamiento artificial, química, instalaciones, intervenciones y tecnologías digitales— en un modelo operativo coordinado.

La recuperación está estrechamente ligada a los desafíos del subsuelo: la comprensión del yacimiento, la física y el flujo. La producción, por su parte, es una cuestión que abarca el pozo, la superficie, las instalaciones, la química, la disponibilidad operativa y las operaciones. Para lograr un cambio significativo en la curva de producción, debemos considerar conjuntamente los atributos del subsuelo y de la superficie.

Las empresas que detecten continuamente las condiciones cambiantes, tomen mejores decisiones y ejecuten sus operaciones bajo esa arquitectura de producción integrada lograrán recuperar un mayor porcentaje del petróleo original in situ, mejorar su resiliencia operativa y producir barriles a menor costo de forma constante. 

En la próxima década, los líderes del sector no se limitarán a producir más petróleo y gas; lo producirán de manera más inteligente, con una mayor integración entre disciplinas y una conexión más clara entre la tecnología, la ejecución y el rendimiento medible de los activos. 

Ese es el futuro que SLB está ayudando a construir.