Máximo Aprovechamiento de las Reservas de la Faja del Orinoco
Jorge Echenagucia / Jorge.echenagucia@gmail.com
Nov 28, 2024
En la Quincuagésima Quinta Edición 2014, del PODE (Petróleo y Otros Datos Estadísticos) del MEMPET se reporta que las reservas probadas en la Faja del Orinoco son de 299.453.123.000 de barriles…
Antecedentes
Esta es una cantidad de petróleo que permitiría asegurar el bienestar económico de las futuras generaciones de venezolanos, si las sabemos explotar y comercializar.
Como todas las cosas en la vida, esta gran acumulación de petróleo presenta dificultades técnicas para su extracción que limitan seriamente los volúmenes de producción. En primer lugar, está la alta densidad del crudo pesado y extrapesado que es acompañada por una alta viscosidad, producto de la baja temperatura de las arenas productivas. Afortunadamente, esas arenas productivas tienen una alta relación gas/petróleo, que puede llegar hasta los 1000 Pie Cubico por barril de crudo producido, lo que origina una reducción, significativa, de la viscosidad de la mezcla crudo-gas, lo que permite altas tasas de producción inicialmente, pero y debido a la baja densidad del gas, la relación gas/petróleo baja exponencialmente con el tiempo de producción de crudo, al punto de que la producción del pozo es tan baja que se requiere o la perforación de un nuevo pozo o usar tecnología de recuperación secundaria para poder mantener el volumen de producción requerido para asegurar la rentabilidad de la operación.
Tradicionalmente, la estrategia de explotación de crudo utilizada en Venezuela por las transnacionales o la estatal PDVSA, es la de perforar nuevos pozos para mantener los niveles de producción. En el 2014 había en Venezuela 50.808 pozos, de los cuales 15.024 estaban inactivos (PODE 2014) hoy tenemos 4.683 pozos activos (estimado en función de la producción promedio por pozo), con un gran número de pozos inactivos.
En este artículo queremos demostrar que la estrategia, más conveniente, para el pais y para los pequeños o medianos inversionistas, es utilizar nuevas tecnologías de recuperación secundaria que permitan aumentar el factor de recobro y mantener un nivel de producción rentable en cada pozo. Esta estrategia consiste en reactivar gran número de pozos, a menor costo que nuevas perforaciones y recuperar mayores volúmenes de las reservas existentes,
Rentabilidad de la Recuperación Secundaria
En la Figura N.º 1 se presenta el perfil de producción de un pozo nuevo típico de la Faja
Figura Nº 1 Producción de crudo promedio diaria en un pozo nuevo
Básicamente se observa que después de tres años el pozo ha perdido un 68 % de su volumen de producción, estabilizándose en un 14 % del volumen máximo de producción al quinto año.
En la Tabla Nº 1, se presenta un resumen de la operación del pozo en 7 años. Se asume que el precio de venta del DCO (Crudo de la faja más 20 % en volumen de nafta) es de 40.
Tabla Nº 1. Evaluación económica de la explotación de un pozo nuevo en la Faja
Los costos operacionales, que se asumen son: 1) la compra del 20 % del volumen de crudo producido en nafta para llevar la mezcla con crudo extrapesado a 16 ºAPI. 2) El pago del 30 % del valor del crudo producido y vendido, como pago por el alquiler del pozo a PDVSA (Contrato de Participación Productiva (CPP)). 3) Costo de inversión de la perforación del pozo en 5 Millones de US $ en el año cero y los costos operacionales de 1,0 Millón de dólares por año.
Es de hacer notar que los términos y condiciones del Contrato CPP representan la mejor opción disponible para el inversionista privado porque es un arrendamiento de los activos de producción, almacenaje, transporte y embarque del crudo producido al costo de una tarifa razonable para el inversionista. Adicionalmente se incluye la depreciación de activos nuevos construidos por el inversionista.
En la Figura Nº 2, se presenta el impacto de esta caída de producción en el margen bruto de la operación. En la Tabla Nº1 se presenta el margen bruto de la operación de producción del pozo.
Figura Nº 2 Efecto de la reducción de producción del pozo nuevo en el margen bruto de la operación
La Figura Nº 2 muestra que la recuperación de la inversión se obtiene durante el tercer año. El proyecto muestra 1,34 US$ ganado por cada US$ invertido, y el tiempo de recuperación de la inversión es tres años.
Veamos ahora cual es el impacto de la utilización de tecnologías de recuperación secundaria en pozos depletados (marginales) para compararlos con los resultados obtenidos con la perforación de un pozo nuevo.
En las próximas secciones vamos a revisar los resultados de la aplicación de recuperación secundaria con inyección alterna de vapor (IAV) y con una Tecnología diseñada, probada, y desarrollada en Venezuela llamada Hot Crude Gravity Drainage (HCGD).
Efectos de la Recuperación Secundaria con IAV y con HCGD
La inyección alterna de vapor, en el caso de los pozos horizontales, consiste en inyectar, a través de la tubería de producción del pozo, 10.000 toneladas de vapor saturado en 45 días, dejar el pozo cerrado y sin producir por 7 días y luego ponerlo a producir. En el caso de pozos verticales la inyección de vapor es de 5,000 toneladas por 21 días con tres de remojo.
La tecnología HCGD consiste en tomar un porcentaje creciente del volumen de crudo producido, calentarlo en la superficie e inyectarlo, continuamente, a través de una línea introducida por el anular hasta una profundidad especifica en el “liner” del tramo horizontal del pozo, o directamente en el tope de la arena productiva en el caso de pozos verticales.
En la Figura Nª 3 se presenta el efecto de las dos tecnologías en un pozo de la la Faja.
Figura Nº 3 Comparación del rendimiento de las tecnologías IAV y HCGD
En la Figura Nº 3, se muestra el resultado de los datos reales de la aplicación de tres ciclos de inyección de vapor en un pozo típico de la faja. También se muestra la simulación detallada del resultado de la aplicación de HCGD con una tasa de inyección de crudo máxima de 165 BPD, durante el primer año y una tasa fija de 80 BPD durante el resto de los 7 años de la prueba, como se muestra en el perfil de inyección con la línea punteada. La primera conclusión que se observa es que los gananciales de producción iniciales, en cada ciclo de inyección de vapor, son mayores que los alcanzados por la tecnología HCGD, pero la duración de esos aumentos es de uno a dos años, mientras que la tecnología HCGD, por ser una tecnología que le suministra a la arena productiva energía continuamente, permite ajustar la tasa de producción a un nivel que garantice la rentabilidad de la operación.
Tabla Nº 2 Resultados de la aplicación de IAV vs. HCGD
El resultado final por un período de 7 años, se muestra la Tabla Nº 2. La tecnología HCGD muestra un incremento de producción del 17% con respecto a la tecnología de inyección de vapor. Adicionalmente, la tecnologia HCGD, con muy baja inyección de calor (80 BNPD) muestra un aumento de un 100 % de producción, permanente, (200 BNPD) sobre la producción original del pozo de 100 BNPD.
Es de señalar que la tecnología HCGD fue probada con éxito en un pozo vertical del campo Tía Juana Pesado, con 5 ciclos de vapor y una producción inicial de 15 BNPD. Con una tasa de inyección de crudo caliente de 80 BPD se logro un aumento de producción de 15 a 245 BNPD en un periodo de 30 días. En el presente se están haciendo los arreglos para completar una prueba en un pozo horizontal en la Faja del Orinoco. Los costos de la inyección de crudo caliente (HCGD) para el ensayo en el pozo vertical fueron de 2,76 $/BN mientras que, en el caso de la inyección de vapor, el costo histórico, para 7 años resulto ser 5,04 $/BN (BN = Barriles a condiciones estándar (15 ºC y 1 atmósfera).
Tabla Nº3. Evaluación económica con la tecnologia HCGD en pozos de baja producción (Marginales)
En la Tabla Nº3 se presenta el resultado de la aplicación de la tecnología HCGD en las condiciones mostradas en la Figura Nº3, con un costo de inversión de 950.000 $ y los mismos costos operacionales especificados con anterioridad. Comparando los resultados correspondientes a la explotación del pozo nuevo sin recuperación secundaria mostrados en la Tabla Nº 1 con la aplicación, a mínima escala, de la tecnología HCGD, podemos resaltar que la recuperación de la inversión se realiza en 12 meses en comparación con los tres años que toma la explotación de un nuevo pozo en los mismos 7 años. Adicionalmente, el costo de inversión en el caso de la perforación de un nuevo pozo es 19 % mayor y adicionalmente, el margen bruto en $/BBL acumulado en el caso de la recuperación secundaria con HCGD, es 3,7 veces mayor (103,02 vs 28,14 $/BBL).
Figura Nº 4. Rentabilidad de la Tecnología HCGD
Los resultados de la inyección de vapor mostrados en la Tabla Nº 2, aunque presentan gananciales importantes, tiene un costo elevado que hace aún más largo el período de recuperación de la inversión. Pero la inyección de vapor, además de su alto costo de ejecución, tiene serias repercusiones en los costos de producción y sobre las arenas productivas.
En primer lugar, incrementan significativamente el % de agua en el crudo producido, lo cual significa mayores costos de separación del agua en el crudo, especialmente para los crudos pesados y extrapesados. Adicionalmente, producen taponamiento con arena y agua de los capilares de la arena productiva, disminuyendo así la producción del pozo. En los campos de crudo pesado en occidente, se registran porcentajes de agua en el crudo del 45 % vol. y con una producción de los pozos reducida de 180 BNPD a 15 BNPD después de cinco ciclos de vapor. Básicamente, en esas condiciones, los pozos deben ser abandonados por su baja rentabilidad.
La tecnología HCGD siendo continua, permite eliminar la declinación natural del pozo a través de suplirle la energía requerida para bajar la viscosidad en el fondo fluyente, esto permite un aumento en el factor de recobro del petróleo en sitio porque se puede mantener el volumen de producción de crudo a largo plazo.
Figura Nº 5. Comparación de volúmenes de producción sin y con HCGD
En la Figura Nº 5 se compara la producción de crudo acumulada, en el período de 7 años, para un pozo nuevo y la inyección de crudo caliente (HCGD) en un pozo de baja producción inicial (marginal) (100 BNPD) en la Faja. La gráfica muestra un aumento de producción al final del período, a favor del pozo nuevo, de +46 %, pero el costo de inversión es un 60 % mayor para el caso de la perforación de un pozo nuevo. En términos de la rentabilidad del proyecto al termino de los 7 años, la rentabilidad para el caso de un pozo nuevo es de 1,34 $ Ganado por $ Invertido, mientras que para el caso de la aplicación de HCGD en un pozo marginal, la rentabilidad es de 1,30 $ Ganado por cada $ invertido.
En el ejercicio mostrado en la Figura Nº 3, se utilizó una tasa de recirculación final de 80 BPD que produce un ganancial en promedio en el tiempo de 287 BPD con respecto a la producción base. El ejercicio se hizo para igualar la producción en el caso de inyección de vapor, sin embargo, ajustando la tasa de inyección a unos 120 BPD, el diferencial de producción con respecto a la base se puede aumentar en unos 167 BPD con lo cual la producción acumulada con tecnología HCGD se iguala a la producción del nuevo pozo, pero con un menor tiempo de recuperación de la inversión y la mayor rentabilidad.
Es importante señalar que el poder ajustar la tasa de producción, con la energía suministrada al pozo, permite optimizar el balance económico del proceso de producción al poder ajustar el volumen de producción a los costos de operación e inversión.
