Los indicadores muestran que los hidrocarburos continuarán siendo la principal fuente de energía en nuestro planeta y que la única manera de cumplir con la demanda, es involucrar nuevos adelantos tecnológicos en los procesos que rigen a la industria petrolera. Que permitan reducir los costos, optimizar la producción y la capacidad de procesamiento del crudo.
Estos adelantos son los que nos han permitido pasar de producción de yacimientos superficiales y procesamiento de los crudos livianos con operaciones básicas, a áreas con hidrocarburos pesados, extra-pesados o yacimientos no convencionales y a ambientes de aguas profundas, donde los desafíos tecnológicos marcaron la diferencia entre el éxito y el fracaso.
En nuestro país fue necesario adaptar e innovar tecnológicamente desde que comenzamos el desarrollo de la cuenca del lago de Maracaibo y los campos superficiales en el oriente del país.
La utilización de la sísmica 3D nos permitió explorar con un alto grado de certeza dándonos oportunidad de expandirnos a lo largo y ancho de nuestro país.
Los desarrollos de fluidos de perforación a base de aceite, y químicos adicionales permitieron perforar en zonas complejas y profundas como las áreas del centro de Anzoátegui y el Norte de Monagas, entre otras.
La tecnología de perforación direccional, el transporte de crudos extra pesados, así como su respectivo mejoramiento de calidad, nos permitieron alcanzar altos niveles de producción en la mayor reserva de crudo pesado del mundo que es nuestra Faja Petrolífera del Orinoco.
La perforación Costa Afuera en la búsqueda de gas ya es un hecho tanto en oriente como occidente, mientras que cambios de patrones de refinación, con tecnología nacional, apuntan a optimizar la obtención de mayor cantidad de productos de nuestros crudos.
Es importante resaltar la labor de INTEVEP en el desarrollo de nuevas tecnologías y como garante de la aplicación de las mismas para asegurar el éxito, minimizando los riesgos asociados a nuestros yacimientos. Ellos en conjunto con el Conglomerado Nacional de la Industria Petrolera y la Cámara Petrolera de Venezuela, forman el tejido industrial que fomenta la independencia tecnológica nacional.
Hoy se hace necesario aumentar la producción nacional donde PDVSA y sus filiales junto al empresariado privado nacional, somos en quienes se afianza la realización de esta misión. Juntos hemos transitado el desempeño alcanzado, porque tenemos el conocimiento del negocio y de los requerimientos de nuestros campos. Porque nuestro personal venezolano es uno de los más capacitados mundialmente y conoce las tecnologías adecuadas para cada yacimiento local. Porque hemos estado y seguiremos estando, convencidos de encontrar las soluciones y aliados internacionales para cada reto en la búsqueda de optimizar el mejor y mayor negocio venezolano.
tecnológica:
fundamental
en el plan
acelerado de
producción
Cada paso en la exploración, producción, transporte, mejoramiento y refinación de estos crudos no convencionales requiere de un presupuesto considerable y una gama de tecnologías, que generalmente se importan. Por ello, surge la necesidad de que exista un plan de desarrollo tecnológico que soporte adecuadamente la gestión que lleva adelante un solo Instituto como el INTEVEP.
El desarrollo tecnológico requiere de una red nacional de laboratorios y universidades dedicados a dicha tarea con estrategias y objetivos claramente definidos. Las universidades nacionales son clave para crear la investigación estratégica que facilite el estudio de factibilidad de ciertos procesos tecnológicos que se han estado utilizando en otras latitudes para producir y procesar crudos similares pero que deben adaptarse a las segregaciones que produce PDVSA.
Esta fase es quizás la crucial del proceso de desarrollo tecnológico pues, como ya se ha mencionado, necesita del concurso de actores políticos, económicos, industriales y tecnológicos para transformar una tecnología en un producto con los más altos estándares de calidad, eficiencia y la mejor relación de costo beneficio para el desarrollo de la nación. Nuestros esfuerzos en PDVSA pueden llevar al vasto mundo del piloto comercial, pero el musculo para traspasar la línea del prototipo al netamente tecnológico comercial, sólo es posible de la mano con las empresas venezolanas que tengan esa visión de negocio que permita el desarrollo tecnológico nacional en todas sus etapas.
Consideramos que para el País, es prioridad que el desarrollo tecnológico endógeno domine el ancho mar de posibilidades que ofrece nuestra base de recursos. Los países desarrollados que hoy explotan petróleos no convencionales, basan sus éxitos sobre el desarrollo tecnológico. Nuestra Nación tiene el reto de generar tecnologías de punta para con ellas lograr el máximo aprovechamiento de la base de crudos no convencionales y convencionales que la naturaleza nos ha obsequiado. Para ello, el empuje gubernamental, PDVSA Intevep y los empresarios deben ser las piedras angulares para la independencia tecnológica del futuro. La reserva de crudo de la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Rafael Chávez Frías se agotará en cerca de 250 años al ritmo de explotación actual, hay mucho por desarrollar tecnológicamente, pero para llegar lejos, siempre hace falta dar el primer paso. Concretar las alianzas universidad – Institutos universitarios – PDVSA –Empresas privadas que transciendan la cotidiana espera del arribo de la tecnología extranjera.
Autor y Co-autor de diversas publicaciones internacionales sobre el sector.
Alrededor del mundo la búsqueda de recursos se centra en hidrocarburos convencionales; la realidad es que cerca del 70% de las reservas actuales del planeta son hidrocarburos no convencionales para los cuales se requiere masificar el uso de tecnologías que permita el aumento del factor de recobro, asegurando criterios de confiabilidad y seguridad en el ambiente. En el caso venezolano; la historia no es distinta, los esfuerzos exploratorios a pesar de concentrarse en la búsqueda de crudos de mayor valor comercial como son los condensados, livianos y medianos han concretado incorporaciones de crudos pesados y extra pesados. En los momentos actuales existe la oportunidad de transformar recursos en reservas probadas de campos con volúmenes considerables en áreas de reservas probables y posibles cercanas a yacimientos en los cuales las áreas desarrolladas están en período de declinación, esta realidad coexiste con la gran cantidad de reservas existentes en el subsuelo venezolano pero que se categorizan por algunos autores como “no convencionales”.
Según información publicada en los informes de gestión anual (IGA) por la estatal Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA); Venezuela posee 302 mil millones de barriles de reservas probadas de crudo, éste hecho convierte a Venezuela como la nación con mayor cantidad de reservas de hidrocarburo líquido, concentradas principalmente en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), la cual cuenta con unas reservas probadas y explotables cercanas a 272 mil millones de barriles de crudo pesado y extra pesado, representando el 90% de las reservas del país. Para la producción de dichas reservas, se debe contar con un plan que incorpore los elementos necesarios para el adecuado gerenciamiento de los recursos de hidrocarburos; inversiones, caracterización de yacimientos, tecnología y personal capacitado, estos elementos pueden maximizar la recuperación de las reservas localizadas en el subsuelo que no es más que el factor de recobro.
La estrategia de desarrollo de la FPO está marcada en dos etapas; la primera es producción en frío, esta se da gracias a las excelentes propiedades del yacimiento y del crudo espumante (foamed oil). Esta estrategia se basa en la perforación de pozos horizontales y la perforación, en su mayoría, de arenas con más de 30 pies (6m) de espesor. El factor de recobro asociado a esta primera fase se estima del 8-12 %. La segunda etapa está relacionada con la producción de recuperación mejorada de petróleo (RMH) en la cual se estima que el factor de recobro incrementaría entre 20-25%, esto implica que cerca del 75% del total de las reservas probadas no pudieran ser extraídas sin el uso de tecnología de avanzada.
En la actualidad existen Empresas Mixtas, las cuales basan sus planes de desarrollo en el crecimiento tecnológico, y que han visualizado algunas tecnologías que les permitirán garantizar alcanzar los objetivos de sus proyectos y a su vez proporcionar lecciones aprendidas y mejores prácticas en aplicaciones similares.
El crudo de los yacimientos de la Faja es un crudo pesado y extra pesado, la viscosidad de estos crudos no permite que sean drenados solo con la energía que ofrece el yacimiento, o es muy difícil, por tal motivo es necesario la aplicación oportuna de las tecnologías adecuadas según las características de los yacimientos, así como la búsqueda de nuevas tecnologías que permitan la recuperación de estos recursos mitigando otros riesgos, solo así se podrá garantizar la máxima recuperación de los volúmenes para que luego de ser mejorados y/o refinados se puedan comercializar y generar ingresos sostenibles a la Nación.
Antes de tomar la decisión de aplicar cualquier alternativa para mejorar el recobro se debe realizar la caracterización del tipo de fluido que se quiere producir, propiedades como presión, temperatura y saturaciones de fluidos son propiedades que varían con la profundidad y el gradiente térmico varía según el área.
Otro reto desde el punto de vista de yacimientos es tener una estimación de la viscosidad del reservorio que permita el diseño de un muestreo adecuado de líquidos y programas de pruebas. El concepto clave detrás del plan de desarrollo es la viscosidad; éste parámetro clave controlará la secuencia para el plan de desarrollo, y determinará el tiempo de duración de la producción primaria, el diseño del espaciamiento de los pozos, la secuencia de los métodos de RMH, etc.
La presencia de agua en la Faja es un mundo en sí mismo. La salinidad del agua varía en toda la extensión de la FPO, hacer el cálculo de la saturación de agua es una tarea compleja debido a la presencia de contactos agua-petróleo que no son de fácil interpretación, además de existir zonas de transición de gran tamaño.
La biodegradación también juega un papel importante en el reto de la caracterización de los yacimientos. Diferentes áreas de la FPO disponen de petróleo de menos de 8 ° API que se ha degradado por medios físicos, acciones biológicas y químicas. Estos volúmenes no fluyen bajo producción de frío. La identificación de estas ayudará a predecir los gradientes las variaciones espaciales de las propiedades del líquido y por lo tanto en la selección de los mejores métodos de recuperación.
En el área operacional podemos destacar como retos la optimización de procesos en la perforación de pozos dispuestos para procesos térmicos, manejo de desechos, reutilización de aguas, uso de calderas de vapor de tamaño considerable que mitiguen los riesgos de pérdida de calor en la superficie. A pesar de la industria poseer grandes avances en el desarrollo e implantación de tecnología en estos aspectos es clave la optimización de los mismos y adecuación según nuestra realidad actual.
Estimación de los recursos hídricos, energías necesarias y materiales preferiblemente con mayor componente nacional que apalanque la industrialización del país.
Con el desarrollo de proyectos tecnológicos a la par de obtener información sobre los factores de recobro, se podrá lograr volver a captar, diseminar y desarrollar tecnología sobre recuperación térmica, de la cual hace años Venezuela fue pionera.
Otros parámetros de yacimiento claves como viscosidad, porosidad, saturación de agua, arcillosidad, presiones, espesores de arena, entre otros, determinan el tipo de tecnología a ser aplicada, de allí la importancia de no escatimar esfuerzos en los estudios para caracterizar adecuadamente los yacimientos.
Un proceso como el SAGD, en el cual las caídas de presión entre el yacimiento y el pozo son bajas (dado que es un proceso gravitacional) puede funcionar bien en presencia de agua, siempre y cuando se mantenga un control operacional estricto a la producción de vapor vivo en superficie.
Segregación:
Yacimientos producidos por empuje por gas en solución donde haya ocurrido segregación gravitacional, pueden presentar problemas cuando son sometidos a procesos térmicos. Así por ejemplo, si un yacimiento con estas características es sometido a Combustión in Situ, la cantidad de petróleo quemada como combustible puede resultar muy alta o puede que el aire inyectado se canalice por la zona de gas. Si se inyecta vapor, el vapor puede canalizarse por el tope de la arena, resultando una ruptura temprana del vapor inyectado. Aunque las situaciones de este tipo no son ideales, ellas pueden ser toleradas y en algunos casos puede sacarse ventaja de las mismas. Por ejemplo, la inyección de vapor en la zona de gas de un yacimiento segregado puede ser aprovechada para calentar y recuperar parte del petróleo existente.
De acuerdo con las ventanas de aplicación es conveniente evaluar la rentabilidad de los proyectos para viscosidades del crudo en el orden de 20 cP al momento de iniciar la inyección de vapor, mientras que para valores por encima de 100.000 cP se debe pensar en proyectos que creen cámara de vapor como el SAGD para que sea más eficiente. En valores intermedios ICV y HASD (métodos de calentamiento y empuje) serán más eficientes.
Espesor de arena:
Este es un parámetro crítico en todos los procesos térmicos. En el caso específico de los Yacimientos de la Faja del Orinoco, es el más importante debido a que el resto de los parámetros de las ventanas de aplicación son muy similares en toda la Faja.
Para inyección de vapor es conveniente tener espesores moderadamente altos, ya que de esta manera las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes son bajas.
En este sentido, según las investigaciones de proyectos a nivel mundial, un espesor aceptable para iniciar proyectos de inyección de vapor es de 20 pies, sobretodo en yacimientos de alta permeabilidad horizontal.
Para valores por debajo de 20 pies, si bien puede realizarse la inyección de vapor, hay que evaluar la rentabilidad de los proyectos en este tipo de yacimientos ya que son susceptibles a pérdidas de calor por las formaciones adyacentes.
Muchas empresas que participan en el desarrollo de la FPO disponen de conocimiento tecnológico, que han aplicado en otros campos del mundo, han avanzado en técnicas para la recuperación de las reservas y para el mejoramiento de crudos pesados, es pertinente aprovechar y establecer procesos de la transferencia de tecnología además de evaluación de opciones en cuanto al financiamiento de proyectos.
La transferencia tecnológica debe garantizarse a lo largo de toda la cadena de valor, con mayor énfasis en las tecnologías para caracterizar los yacimientos y optimizar el recobro de los recursos del subsuelo, transporte y mejoramiento de crudos.
La tecnología no es posible desarrollarse sin integración de la investigación y la academia en los proyectos de industrialización, esto permitirá asegurar que el conocimiento permanezca en el futuro y que sea garante de mantener los niveles de eficiencia y eficacia de los profesionales que en el tiempo implantarán las soluciones tecnológicas, la industria petrolera debe apalancar sus planes futuros creando y apoyando áreas de investigación en las universidades, y centros de investigación.
Es necesario en época de crisis la evaluación para la optimización de costos sin el divorcio del aspecto tecnológico coadyuvando en el desarrollo de la sociedad y el aprovechamiento de las potencialidades nacionales para producir insumos que permitan el desarrollo y aplicación de la tecnología.
y operativos para la Gerencia y Optimización de la Producción Petrolera
caracterización, nuevas tecnologías y fuerte inversión.
Alicia Da Silva
Yacimiento: Fuente de valor
• Caracterización de Yacimientos
• Establecer Plan de Explotación Óptimo
Operaciones: Materializa valor
• Ejecutar Actividades- Planificación
Tecnología: Agrega valor
• Monitorear Comportamiento de Yacimiento
• Revisar Planes de Explotación, información adquirida
Es importante lograr definir estrategias para continuar con el desarrollo de las reservas remanentes del yacimiento.
- Reducir la incertidumbre en los planes de explotación
- Incrementar Reservas
- Maximizar el recobro final
- Minimizar declinación
- Maximizar Potencial de Producción
Incrementar el % de éxito de las campañas de perforación y reparación de pozo
…. Mayor recobro….
- Revisión de estudios previos.
- Necesidad adicional de información.
- Conociendo naturaleza y complejidades.
- Identificación de oportunidades.
- Base de datos del proyecto.
Validación de los datos y su resguardo en bases de datos.
- Cuantificar Reservas de Hidrocarburos.
- Analizar el comportamiento de producción y presión, considerando los mecanismos de producción y declinación del yacimiento.
- Debemos conocer y analizar la historia pasada para planificar el futuro.
- Definir el Esquema de Recobro – Arquitectura de drenaje y Plan de Desarrollo.
- Tomar la mejor decisión a tiempo – Optimizando el Esquema de Explotación.
- Grupos multidisciplinarios integrados resultan en incrementos de productividad y agregación de valor.
- “Escuchar al yacimiento”, necesario para el plan de desarrollo.
- El inicio tempranoes igual a fuente segura de generación de valor.
- Sincronización de subsuelo-superficie-instalaciones.
- Mantenimiento a todas las instalaciones y equipos.
Los pozos, estaciones de flujo, plantas, oleoductos y otros, son entidades físicamente reemplazables. Los yacimientos no. Es por ello que desde el inicio se les debe dar la importancia, atención y esfuerzos que ameritan.
BPS ENERGY
17 de abril de 2018
Esta situación ha tenido un impacto directo sobre la industria de servicios a pozos, ya que las empresas, además de tener que ser más sofisticadas en técnicas de estructura e ingeniería financiera, deben adaptarse rápidamente e implementar nuevas tecnologías que permitan la optimización de costos y la integración de servicios, que son necesarios en el futuro de alta competencia que enfrenta la industria petrolera en próximos años.
Toda la industria de servicios petroleros ha sido impactada por esta situación, pero vamos a hacer énfasis en el impacto en la industria de servicios de perforación direccional de pozos petroleros, el cual lidera el desarrollo de nuevas tecnologías y técnicas que permitan perforar pozos de manera más económica y rápida.
Los servicios integrales tienen un rol muy importante en la industria petrolera moderna, ya que ellos son esenciales para el financiamiento de los proyectos del futuro. El duro golpe de los bajos precios del petróleo y el cambio de la matriz energética, han hecho que este tipo de servicios de integración tecnológica sea cada vez más usado por contratistas petroleros que cada día asumen más los riesgos del negocio junto con los operadores petroleros.
Perforación Direccional:
- La perforación direccional juega un papel fundamental en la industria petrolera para la búsqueda, localización y explotación de arenas petrolíferas. La perforación direccional es la técnicaque consiste en desviar un pozo a lo largo de un plan establecido y diseñado para ser perforado desde unas coordenadas específicas hasta un objetivo planteado.
- Dependiendo de la profundidad vertical de los objetivos planteados se puede desviar o iniciar la perforación direccional en el Hoyo Superficial (pozos someros de alcance extendido) o comenzar a desviar el pozo en el hoyo intermedio.
- La perforación direccional parte de un punto conocido establecido. Por lo general, un punto de la superficie del terreno, hasta un objetivo del sub suelo. Durante la perforación los operadores direccionales emplean herramientas para ajustar la trayectoria en tiempo real hasta alcanzar el objetivo planteado.
- MWD (Measurements While Drilling):Es una herramienta que se agrega a la sarta direccional, y que midiendo las componentes del campo magnético y gravitacional de la tierra permite conocer la inclinación y Azimuth en determinado punto de la trayectoria, permitiendo alcanzar los objetivos planteados. La herramienta MWD debe ser distanciada de los componentes magnéticos de la sarta para despreciar efectos de interferencia magnética, eliminándose el ruido en la medición del campo magnético de la tierra. La información es enviada en tiempo real hasta la superficie o cabina de perforación mediante telemetría de pulsos positivos.
- LWD (Logging While Drilling):Herramienta conformada por un conjunto de bobinas emisoras y receptoras que detectan cambios de fase/amplitud de ondas enviadas a la formación. Dicho cambio permite conocer la resistividad del medio que se perfora estimando la zona de interés (arena petrolífera). La misma además posee un detector de centelleo capaz de medir el Gamma Ray de la formación (torio, potasio y uranio). Ambas mediciones permiten ubicar los objetivos geológicos de interés para la extracción de hidrocarburo final. Este sería un buen ejemplo de una tecnología que ha ido desplazando servicios petroleros, a pesar de que no fue diseñada con este objetivo.
Ventajas del Uso de Perforación Direccional:
- Alcance de objetivos en localizaciones inaccesibles.
- Desviación del pozo para evitar atravesar domos salinos, fallas, etc.
- Se pueden perforar varios pozos desde una misma plataforma o celler, lo cual disminuye considerablemente la infraestructura en superficie.
- Permite recuperar mayor volumen de petróleo al tener mayor área de contacto con el yacimiento en comparación con un pozo vertical.
- Puede ser utilizada para perforar pozos de alivio.
- Posibilidad de drenar de manera más óptima los yacimientos así como también determinar con mejor precisión los contactos agua-petróleo o gas-petróleo.
Eficiencia de la Perforación Direccional:
A lo largo de las últimas décadas, las compañías de perforación direccional se han esforzado en mejorar la eficiencia, reducir riesgos para mejorar la precisión y lograr repetibilidad. La eficiencia de la perforación direccional ha evolucionado con el mejoramiento continuo de los equipos de perforación (taladro, bombas, etc).
Con la integración de las herramientas de medición (MWD) y las de registro (LWD), en conjunto con los sensores de presión durante la perforación (PWD)(Pressure-While-Drilling), el personal de Ingeniería en sitio puede direccionar el pozo de manera que se optimice la producción y se aumenten los factores de recobro. También con la integración de sensores de presión es posible medir la presión anular y calcular mediante ésta el “ECD” o densidad equivalente de circulación el cual permitirá a los ingenieros de perforación evaluar problemas de inestabilidad de hoyo, pérdida de circulación y limpieza del pozo. Esta última es de suma importancia para evitar atascamiento de tubería con el riesgo de pérdida del BHA (Lost in Hole).
Aporte a la modalidad de servicios integrados
La incorporación de nuevas herramientas de trabajo en perforación direccional, permitirá mejorar la eficiencia de los servicios integrados optimizando de esta manera los tiempos de entrega de los pozos. El “equilibrio perfecto” de los servicios integrados se basa en la sincronización de todos los recursos tecnológicos de las diferentes disciplinas que apunten a la mejora de la eficiencia reduciendo el riesgo a su mínima expresión.
- Análisis de fluidos de perforación que permitan mejorar el desempeño de las herramientas de perforación direccional y crear el material sellante para evitar conatos de pega de tubería, y cuya reología permita el correcto acarreo de ripios a superficie.
- Análisis de las mechas de perforación disponibles en el mercado que permitan un mejor desempeño de toda la sarta de perforación.
Igualmente se implementó el análisis del torque y arrastre tanto en fondo como fuera de fondo durante cada pareja perforada. Esta metodología permite al ingeniero detectar si el fluido no se encuentra en óptimas condiciones y el hoyo no está siendo limpiado efectivamente. Esta herramienta ha permitido detectar y evitar riesgos de pega de tubería, realizando viajes de limpieza para reanudar la perforación.
En conjunto con el Reporte de Torque y Arrastre, BHA (Bottom hole assembly), la trayectoria del pozo y reología del fluido utilizado permite realizar un análisis más completo sobre estado de limpieza del hoyo, brindando mayor seguridad antes de proceder con la bajada del casing o liner. Con la implementación de estas variables se logró disminuir el tiempo de perforación y completación de los pozos significativamente.
Es importante destacar nuevamente que los servicios integrados son un nuevo esquema de negocios de servicios petroleros. Las tecnologías se irán moldeando a esta modalidad y cada vez las empresas serán más sofisticadas en el desarrollo de estas tecnologías. Venezuela no escapa de esta realidad o necesidad. Hoy pareciera que los servicios integrales se presentan como una de las únicas soluciones operativas a corto plazo para la recuperación y el mantenimiento de la producción.
