RECUPERACION MEJORADA DE PETRÓLEODespués de más de cien años de producción petrolera, los retos para la industria en los actuales momentos siguen siendo muy importantes. Por eso, ante esta coyuntura, las empresas operadoras deben potenciar su eficacia en cuanto a los costos de operación debido a los precios actuales del petróleo; en contrapartida con los bajos factores de recobro en los yacimientos que lleven a planificar la implementación de métodos de recuperación mejorada y lograr aumentar el recobro. Se puede afirmar entonces, que los yacimientos de crudos llamados “No Convencionales” se están transformando en “Convencionales”, debido a las cuantiosas reservas y lo que ellas representan para las grandes petroleras mundiales. Dichos yacimientos, por su dificultad de extracción y bajos factores de recobro, constituyen el reto de una gerencia integral de yacimiento efectiva. De tal forma, la recuperación mejorada de petróleo es y será la clave para incrementar los factores de recobro. Sobre este particular, existen dos fundamentos físicos importantes a considerar: uno, la eficiencia volumétrica de desplazamiento; y dos, la eficiencia microscópica de desplazamiento. El primero de los mencionados, considera la relación del volumen contactado por el fluido inyectado entre el volumen que se desea contactar; mientras que el segundo fundamento, considera los fenómenos microscópicos que interactúan en la roca y los fluidos presentes en el yacimiento. Ambas eficiencias intervienen en el incremento del factor de recobro, y la preponderancia de cada una dependerá del método de recuperación mejorada utilizado. Considerando lo anterior, es necesaria una buena planificación para implementar un método de recuperación mejorada, que va desde las pruebas de laboratorio, pasando por la simulación numérica de yacimientos, realizando una prueba piloto, para así calibrar el modelo para plantearse una futura masificación. Ello significa: planes de adiestramiento, maduración de las tecnologías y eficiencia en la ejecución, como claves de éxito para poder aumentar el factor de recobro, aprovechando las reservas presentes en los yacimientos. Otra arista a considerar, es tener en cuenta las tasas de declinación de los yacimientos, por la disminución progresiva de la presión, que es asimismo consecuencia de la extracción. De lo cual se desprende la importancia de tener planes de acción, tanto a mediano como a largo plazo, para garantizar la recuperación del petróleo de dichos yacimientos. Porque implementar un método de recuperación mejorada, siempre va de la mano con infraestructuras que sustenten el plan de inyección, además de la disponibilidad de los fluidos a inyectar, los recursos financieros y el manejo de la tecnología. En líneas generales, los métodos de recuperación mejorada son el presente para la planificación efectiva de los mismos y, a su vez, son el futuro que logra aumentar el factor de recobro de los yacimientos; pero para ello, se deben tomar en cuenta las implicaciones que esto conlleva; siendo obligatorio asumir acciones inmediatas para de esta manera garantizar en el futuro el máximo beneficio de la explotación racional del yacimiento. RECUPERACIÓN MEJORADA EN AMÉRICA LATINA AN OIL PUMP JACK PUMPS OIL IN A FIELD NEAR CALGARY, ALBERTA, JULY 21, 2014. PUMP JACKS ARE USED TO PUMP CRUDE OIL OUT OF THE GROUND AFTER AN OIL WELL HAS BEEN DRILLED. REUTERS/TODD KOROL (CANADA - TAGS: BUSINESS ENERGY ENVIRONMENT) - RTR3ZLIW Las reservas probadas de petróleo a nivel mundial ascendieron a 1,65 billones de barriles en el año 2014, casi 180.000 millones de barriles más que en el año 2011, según los datos de la Administración de Energía de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés). Y, la gran mayoría de este aumento se debió al incremento de las reservas disponibles en campos ya operados y no a nuevos grandes descubrimientos. Según la Asociación de la Industria Hidrocarburera de Ecuador, hasta la década de 1960 la producción de petróleo y gas en campos nuevos representaba entre el 50 por ciento y el 60 por ciento de la producción total. Este porcentaje se ha reducido a entre el 12 y el 15 por ciento actualmente y será, según las previsiones de esta asociación, de entre el 7 y el 10 por ciento en el “futuro cercano”. De hecho, según las proyecciones de la compañía Exxon Mobil los nuevos descubrimientos aportarán este año más de 5.000 millones de barriles a las reservas mundiales, pero no se volverá a alcanzar esta cifra –la más baja de la serie histórica que comienza en 1930- en los próximos años. Estos datos son una muestra de la situación en la que se encuentran muchos de los países petroleros. Como apuntaba la consultora Ernst&Young, “no es un secreto que la era del petróleo fácil está llegando a su fin”, y por ello, las técnicas de recuperación mejorada (EOR, por sus siglas en inglés) son consideradas hoy en día como una de las claves para que la industria pueda mejorar el factor de recuperación, que mide el porcentaje de petróleo que es recuperable en un campo – ver gráfico 1-. Estimaciones de la consultora apuntan a que un incremento del factor de recuperación mejorada en uno por ciento supondría sumar más de 88.000 millones de barriles a las reservas mundiales de petróleo, lo que es más de tres de veces la producción mundial actual anual. Estas cifras cobran mayor importancia en un escenario como el presente, en el que las cotizaciones del crudo hacen que muchos proyectos de exploración y explotación no sean viables comercialmente. Según la Agencia Internacional de la Energía (IAE, por sus siglas en inglés), los proyectos en los que ya se están utilizando las técnicas de recuperación mejorada darán acceso a más de 300 millones de toneladas de petróleo en el año 2030. Y han sido las responsables del 70 por ciento del aumento de las reservas probadas desde el año 2000. APUESTA DECIDIDA Dadas estas cifras no es de extrañar que en todos los países petroleros se esté trabajando con técnicas de EOR para alargar la vida útil de los principales campos petroleros. Latinoamérica no es ajena a esta tendencia, y afecta a los principales países con recursos de hidrocarburos de la región: desde México a Argentina, que llevan años haciendo esfuerzos por atraer la inversión extranjera a sus campos maduros, pasando por Colombia, que se enfrenta al reto de mantener la producción en un millón de barriles diarios sin que hayan tenido lugar grandes descubrimientos en los últimos años; hasta Venezuela, Ecuador y Brasil (ver gráfico 2) están trabajando en la aplicación de distintas técnicas de EOR en las cuencas que hoy en día están reduciendo su producción. Uno de los primeros países que apostó por las técnicas de recuperación terciaria con más fuerza en los últimos años fue México. Precisamente, la petrolera estatal Pemex lleva desde el año 2011 intentando abrir el mercado a la inversión extranjera mediante contratos basados en incentivos sobre la producción de campos maduros. En ese proceso se adjudicaron siete bloques en campos maduros con los que Pemex espera sumar 125.000 barriles a su producción. De momento, la compañía Petrofac ha agregado 4.000 barriles en los dos campos que se adjudicó. UN AUMENTO DEL UNO POR CIENTO EN EL FACTOR DE RECUPERACIÓN SUMARÍA 88.000 MILLONES DE BARRILES A LAS RESERVAS MUNDIALES El objetivo de México con el uso de técnicas de EOR se centraría en el campo de Cantarell, que llegó a ser el segundo mayor del mundo. La Comisión Nacional de Hidrocarburos calcula que el uso de nuevas técnicas de recuperación mejorada podría sumar cerca de un millón de barriles a la producción del país. Aunque Pemex ya ha utilizado técnicas de EOR, paralizó los planes para Cantarell durante el proceso de diseño y aprobación de la Reforma Energética, pero podría recuperarse una vez finalice la Ronda Uno. Argentina, que aprobó en el cuarto trimestre de 2014 su nueva Ley de Hidrocaburos, no sólo está poniendo los esfuerzos en el desarrollo de los recursos no convencionales de Vaca Muerta. De hecho, el contrato firmado con Chevron, por un total de 1.500 millones de dólares, incluye un conjunto de iniciativas para el uso de técnicas de EOR. Y, tanto YPF como PAE siguen trabajando en el campo de San Jorge, considerado de los mayores del país. Uno de los países que ve un mayor potencial en las técnicas de recuperación mejorada es Colombia. Ni Ecopetrol ni las compañías con contratos en el país han realizado ningún descubrimiento de hidrocarburos destacable en los últimos años. Aunque el país quiere atraer la inversión hacia su potencial –aún por probar- en recursos offshore y no convencionales, si quiere mantener el nivel de producción en el millón de barriles diarios, tendrá que apostar por la recuperación terciaria. Entre los planes de Ecopetrol se encuentra invertir hasta 75.000 millones de dólares en el periodo 2013-2020 en técnicas de EOR en las cuencas de Llanos y Magdalena. Y conseguir que en los 280 campos en los que pretende poner a prueba distintas tecnologías se produzcan entre 840.000 y 870.000 barriles diarios dentro de cinco años. Sin embargo, la aplicación de técnicas de EOR sufrieron un duro revés en el verano de 2014, cuando Ecopetrol y Pacific Rubiales –el mayor operador privado en el país- decidieron suspender el proyecto STAR, que pretendía aplicarse en la recuperación de crudo pesado en el campo de Quifa SW. Poco después de la cancelación de este proyecto, Ecopetrol y Occidental Petroleum lanzaron un proyecto de EOR en el campo de crudo pesado Teca-Cocorná, con el que, a través de la inyección de vapor, esperan lograr que las tasas de recuperación alcancen hasta el 60 por ciento. En Ecuador, varias empresas como Schlumberger –líder del sector con una facturación en América Latina de 7.700 millones de dólares-, Sertecpet, Tecpetrol o Canacol Energy ya están utilizando técnicas de recuperación mejorada en los campos de Sushufindi y Libertador. ECOPETROL INVERTIRÁ 75.000 MILLONES EN TÉCNICAS DE EOR HASTA 2020 EN DOS DE LAS CUENCAS COLOMBIANAS Las petroleras anteriores fueron algunas de las firmas –junto a Halliburton, Sincopec, YPF, KKR o Sinopec- que participaron en las diez ofertas de licitación para 17 campos maduros que Petroamazonas realizó a principios de 2014. La compañía estatal ecuatoriana sigue haciendo esfuerzos por atraer inversiones hacia sus campos maduros. El último acuerdo firmado, con Belorusneft, se centrará precisamente en la aplicación de técnicas de recuperación mejorada en varios bloques de la selva ecuatoriana. De hecho, la petrolera colombiana priorizó el año anterior 25 potenciales proyectos de expansión en distintas regiones, 16 de recobro secundario mediante inyección de agua y 9 de recobro terciario con inyección de agua mejorada. a) INVERSION DE ECOPETROL “A la fecha, 19 pilotos muestran resultados en producción, en el magdalena medio hay nueve, en el Meta cinco y en el Huila, están los otros cinco”, señaló el vocero de Ecopetrol. Se destacan los pilotos de inyección de agua en Castilla y Chichimene. Este último ha permitido estimar un aporte adicional de reservas de 2,8 millones de barriles. Por su parte Castilla buscaría incorporar 4,7 millones de barriles. Por recobro mejorado, entre el año 2010 y el 2016 Ecopetrol ha incorporado 216 millones de barriles en reservas probadas. En la tarea se han invertido US$320 millones en pilotos para incrementar el factor de recobro, Sin embargo, Ecopetrol no es la única que ha incursionado en el terreno de la recuperación empresas como Ecopetrol, Occidental de Colombia, Mansarovar, Pacific, Hocol y Equion desarrollan o se encuentran en etapa de inicio de procesos de recobro mejorado. En varios escenarios, Héctor Manosalva, vicepresidente de Desarrollo y Producción de Ecopetrol, no solo ha señalado que el recobro promedio del país está en un 19%, sino que además el 88% de los campos se encuentran produciendo en etapa primaria, el 11% en secundaria y el 1% en terciaria. GRANDES EXPECTATIVAS El ingeniero de petróleos y asesor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Carlos Gómez, en diálogo con Portafolio (mayo 2016) explicó que con la técnica del recobro se permitirá que en los próximos cinco a ocho años el país pueda añadir a sus reservas cerca de 2.500 millones de barriles adicionales, incluso de cumplir con la meta de producción del millón de barriles diarios. Se estima que en Colombia existen más de 53.000 millones de barriles de petróleo de reserva, de los cuales solo se han recuperado el 17%. Eventualmente todos los campos tienen recobro adicional, pero en muchos casos no se justifica por cuestiones tecnológicas y económicas. En el país, con un precio del barril entre US$55 y US$60 permitiría continuar con los pilotos que se llevan a cabo en diferentes campos. El PROYECTO ECOPETROL En la última década, Ecopetrol ha adelantado estudios de inyección de agua, gas y agua mejorada y recobro térmico en cerca de los 30 campos más importantes del país. La petrolera colombiana ha venido desarrollando un programa para incrementar el factor de recobro y por esta vía agregar cerca de 1.200 millones de barriles de reservas al 2020. En la actualidad el factor de recobro promedio de los campos de Ecopetrol es del 19%, frente al 35% promedio de otros países. “El recobro es un tema que ha tenido impulso en los últimos años pero que no es nuevo en Colombia, ya que desde hace mucho tiempo la mayoría de los campos petroleros del país han sido desarrollados con el método de recobro primario y algunos con recuperación secundaria”, explicó un vocero de Ecopetrol a Portafolio. b) ECOPETROL INVERTIRÁ EN 2018 ENTRE US$3.500 MILLONES Y US$4.000 MILLONES Fuente: www.elespectador.com Ecopetrol anunció que en 2018 proyecta invertir entre US$ 3.500 millones y US$ 4.000 millones, lo que representa un aumento de entre 35% y 55% frente a la inversión estimada para 2017. Según el reporte a la Superintendencia Financiera destaca que tras dos años de un exitoso plan de transformación focalizado en la reducción de costos y la disciplina de capital, el plan aprobado por la Junta Directiva para 2018 está dirigido a incrementar las reservas y la producción de hidrocarburos, capturar los beneficios de un entorno internacional más favorable para el sector y continuar el camino de la eficiencia. Ecopetrol continúa disminuyendo su precio de equilibrio. En 2018, la Empresa generaría utilidad neta positiva con precios referencial Brent de US$ 35 por barril. El plan contempla que el 85% de los recursos se destinará a inversiones estratégicas en los segmentos de exploración y producción, con un incremento de más de US$ 1.000 millones en la inversión en dichos segmentos frente a 2017, precisa el estudio reportado. En el informe se destaca la perforación de más de 620 pozos de desarrollo, al menos 12 pozos exploratorios, el uso de 28 taladros de perforación y la adquisición de más de 41 mil kilómetros de sísmica. Esta actividad prevista para 2018 representa un incremento de cerca de 140 pozos y el uso de 16 taladros adicionales frente a lo ejecutado en 2017. El 96% de la inversión se realizará en Colombia y el restante será en los proyectos que el Grupo Ecopetrol tiene en Estados Unidos (Golfo de México), México, Brasil y Perú. Las inversiones permitirán retomar la senda de crecimiento en la producción del Grupo Ecopetrol, apalancado en cerca de 20 proyectos piloto para la implementación de tecnologías de recobro mejorado. Se contempla que en 2018 la producción se ubique entre los 715 mil y 725 mil barriles de petróleo equivalente por día. Las inversiones en los segmentos de transporte y refinación, equivalentes al 14% del plan, estarán orientadas a asegurar la confiabilidad, la integridad, los estándares de desempeño y la eficiencia de la operación de toda la red de oleoductos y poliductos, y de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena. En 2018 se materializarán las sinergias y beneficios de contar con dos refinerías complementarias, una ubicada en el centro del país y la otra en la Costa Atlántica, con capacidad de lograr eficiencias en la compra y mezclas de crudos, producción de combustibles y exportaciones, dice el informe de la petrolera nacional. El próximo año prevé una operación estable y segura de la nueva refinería de Cartagena, la cual estará en condiciones de ser auto sostenible financieramente, fondear sus propias inversiones y generar beneficios, con un E BITDA estimado de al menos 500 mil millones de pesos. LOS GRANDES PRODUCTORES DE LATINOAMÉRICA Para Venezuela, cuyo crudo es mayoritariamente pesado, las técnicas de EOR cobran especial relevancia. Según declara la propia compañía estatal, Pdvsa, “durante los años de inicio de la industria petrolera, debido a los escasos conocimientos que se tenían del subsuelo, se extraía petróleo sin control hasta llegar a agotar los mecanismos de producción primaria por flujo natural y por levantamiento artificial. Luego eran abandonados los pozos y el campo petrolero”. Sin embargo, la aplicación de técnicas de recuperación mejorada, en especial la inyección de calor con agua caliente, ha hecho posible un “sustancioso aumento de la recuperación”. De hecho, las reservas de Venezuela han pasado de los 211.170 millones de barriles en el año 2010 a los 298.350 millones de barriles de este año, según datos de la EIA. Venezuela fue uno de los países pioneros en la utilización de técnicas de inyección de vapor y gas para la recuperación mejorada de petróleo en el área del lago de Maracaibo. Y, ahora, la petrolera estatal venezolana está a punto de cerrar el acuerdo para que Ancap –la estatal uruguaya- y Venro comiencen a explotar nuevos campos maduros. El acuerdo está a falta de que en la alianza entrara una petrolera privada –en este caso sería Venno. El acuerdo posibilitará que se reanuden los trabajos de extracción en un área con cientos de pozos con capacidad para producir entre 2.000 y 3.000 barriles diarios. Sin embargo, las petroleras pretenden triplicar o cuadriplicar esta capacidad de producción gracias a la utilización de técnicas de EOR. Brasil, por su parte, se ha centrado en el desarrollo de los recursos offshore del Presal. Sin embargo, la evolución esperada para la producción petrolera del país se ha visto afectada por la disminución en los campos maduros. En el campo Marlin, por ejemplo, la producción de petróleo ha descendido desde los casi 60.000 barriles diario del año 2002 a menos de 20.000 barriles. Y lo mismo ha ocurrido en la producción de gas, que ha caído más de un 66 por ciento desde el máximo que se alcanzó en 2002. A pesar del potencial y los nuevos descubrimientos de hidrocarburos en el Presal, en 2014, Petrobras firmó un contrato con la firma de servicios de análisis SAS para implementar modelos estadísticos y de análisis de datos con el objetivo de “maximizar la ubicación de pozos y extender la vida de los campos maduros para mejorar la rentabilidad de la compañía en proyectos como la producción en tierra firme”, indican desde SAS. Tanto Halliburton como la división de Oil and Gas de General Electric han establecidos centros tecnológicos en Río de Janeiro para mejorar las tecnologías de recuperación mejorada, viendo las posibilidades de desarrollo en este área. Fuera de Latinoamérica, los países están haciendo también grandes esfuerzos por alargar la vida de los campos maduros. Desde Rusia hasta Oriente Medio, las compañías están aplicando técnicas para mejorar los factores de recuperación. Bakken, en Estados Unidos, es uno de los campos en los que se están poniendo a prueba distintas técnicas de recuperación mejorada y de fracturación hidráulica. RETOS Y OPORTUNIDADES La producción total de petróleo en el mundo mediante técnicas de EOR se ha mantenido relativamente estable en los últimos años en niveles por encima de los tres millones de barriles de petróleo al día. De ellos, casi dos millones de barriles se producen con métodos térmicos que, junto a los procesos de inyección de gas y los procesos químicos y físicos, conforman la oferta global de técnicas de recuperación mejorada (ver gráfico 3). La combinación de técnicas de recuperación mejorada con otras técnicas de perforación, como el fracking o la perforación horizontal, han dado una nueva perspectiva a campos que habían sido descartados por su bajo rendimiento. Tanto la perforación horizontal como el fracking han permitido el acceso a formaciones rocosas dentro de campos maduros que, junto a las distintas técnicas de EOR, han hecho que las compañías vuelvan a prestarles la atención. Si bien los métodos térmicos siguen siendo los más utilizados para reducir la viscosidad del petróleo, los procesos de inyección de gas y los químicos y físicos han ido ganando terreno. Por ejemplo, la inyección de CO2 en las cuencas de Uinta y Powder River aumentó un 23 por ciento entre los años 2010 y 2013, según los datos de la EIA. Sin embargo el desarrollo de las técnicas que usan dióxido de carbono dependerá, como la de cualquier nueva tecnología, del precio del barril. Según la EIA, el uso de técnicas de EOR de CO2 incrementa el coste del barril entre 20 y 30 dólares. Así, en un escenario de precios bajos como el actual la Administración de Energía de Estados Unidos considera que la producción con esta técnica no superará los 480.000 barriles al día en el año 2040. De recuperarse la cotización del WTI a 100 dólares, la EIA pronostica que el 10 por ciento de la producción de Estados Unidos se podría lograr gracias a estas técnicas. El coste es el principal desafío al que se enfrentan las técnicas de recuperación mejorada, pero no es el único. La industria, con las principales petroleras internacionales entrando con fuerza en esta actividad, debe superar desde preocupaciones medioambientales hasta la reducción de los gastos de capital que realizarán las empresas del sector debido a los bajos precios del petróleo; y con ello, tener que hacer frente a otras actividades para captar recursos para el desarrollo de investigación y desarrollo. En el lado opuesto, las tensiones geopolíticas pueden resultar un estímulo para su desarrollo. El objetivo de reducir la dependencia energética del exterior de algunos de los principales países productores llevará a que las petroleras estatales apuesten por poder sacar el máximo partido y alargar la vida útil de sus campos petroleros. EL POTENCIAL DEL EOR EN MÉXICO fuente: Pemex Fuente: http://www.pep.pemex.com/InformesDGP/Estrategia%20de%20PEMEX%20para%20Optimizaci%C3 %B3n%20de%20Campos%20Maduros%20(3).pdf En el año 2010, tan sólo en los Estados Unidos, se tenían cerca de 200 proyectos de EOR, de los cuales aproximadamente 66% son de inyección de gases y el 32% son térmicos y pocos de otros métodos. La inyección de agua con químicos aditivos ha sido aplicada desde hace muchas décadas tanto en los Estados Unidos y Canadá como en México, básicamente por ser el método más económico, de menor riesgo operativo y, en algunos casos, el que representa el mayor incremento en el factor de recuperación por dólar invertido – el más simple. Por otro lado, en México todavía no contamos con proyectos de inversión en EOR en el portafolio de hidrocarburos. Afortunadamente, existen algunas pruebas piloto que han sido exitosas. Es importante señalar que los métodos de recuperación mejorada requieren de acceso a tecnología avanzada y de alta especialización de recursos humanos, por lo que para desarrollar estos métodos es necesario establecer áreas especializadas dentro de las dependencias y entidades que puedan identificar los mejores candidatos (campos) para estos métodos, su diseño, evaluación, validación en pruebas piloto y su masificación. En México, se conocen del orden de 300 mil millones de barriles de petróleo crudo, los cuales incluyen el crudo ya producido (poco más de 38 mil millones) y los recursos prospectivos (poco más de 18 mil millones), lo cual deja más de 260 mil millones de barriles de aceite –fracción conocida como volumen remanente–. Ver Figura 5. Adicionalmente se podrían incluir cerca de 30,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en aguas profundas. Estos números señalan que en toda la historia de la Nación hasta ahora, hemos producido un poco más del 12% de todo el crudo (y 15% del gas) reportado o documentado. Si nos enfocamos al volumen remanente, tenemos más de 260 mil millones de barriles conocidos y disponibles para su explotación. Es obvio que sólo una fracción de este volumen será producido (factor de eficiencia) por razones físicas y termodinámicas. De la fracción producible, una parte será producida por recuperación primaria y secundaria, pero claramente los factores de eficiencia y la recuperación final serán mucho mayores si se aplican métodos de EOR, como los que se describen en la Figura 4. Dadas las características geológicas, petrofísicas y del tipo de hidrocarburos que tiene nuestro país, el potencial del EOR se puede dividir en dos grandes rubros: i. el EOR en carbonatos (la mayoría de los yacimientos de Cantarell, Ku-Maloob- Zaap, Complejo Bermúdez, Jujo-Tecominoacan, entre otros) y el EOR en siliclásticos (la mayoría de los yacimientos de Chicontepec, Cinco Presidentes y otros). Como es bien sabido, el 90% del volumen se encuentra en un número pequeño de yacimientos, lo cual establece una oportunidad para el escrutinio detallado de los métodos más recomendables para ellos. Utilizando los métodos más comunes de EOR se puede identificar que los yacimientos en rocas carbonatadas requerirán principalmente la inyección de gases y los yacimientos en rocas de origen clástico tienen un poco de mayor flexibilidad, permitiendo, para el caso de aceites pesados, el uso de métodos térmicos, por ejemplo. Otra de las ventajas del EOR es que la inyección de gases producto de procesos industriales (como el CO2) es un método de recuperación muy efectivo, presentando la ventaja adicional de contribuir con la captura y almacenamiento de este gas de efecto invernadero, obteniendo un doble beneficio: el ambiental y el de la recuperación adicional de petróleo. Las implicaciones de este potencial Si pudiéramos detonar tan sólo el 10% del volumen remanente, tendríamos aproximadamente 26 mil millones de barriles adicionales de producción de petróleo. Esto es un potencial del orden de las reservas 2P (probables y probadas) y más del doble de las reservas 1P (probadas) hoy conocidas en el país. Si sólo habláramos del 5% como recuperable producto de los métodos de EOR, tendríamos un volumen superior a las reservas 1P. Si este volumen pudiera ser explotado en 20 años, podríamos incrementar la producción nacional en más de 1.5 millones de barriles diarios, adicionales a la producción que Pemex pudiera proveer con sus presupuestos y capacidad de ejecución finitos. Para detonar este potencial y verlo reflejado en las reservas de México y en un incremento considerable de la producción nacional es necesario, inicialmente, establecer una Estrategia de Recuperación Mejorada como parte de la Política de Hidrocarburos con una visión de largo plazo, tomando en cuenta que los proyectos de inversión del sector hidrocarburos (incluidos los de EOR) tienen horizontes de 20 años o mayores y requieren un análisis adecuado de costos. Esto requerirá de inversiones importantes que muy probablemente estarán por encima del techo presupuestario de Pemex. Una salida lógica, con base en el nuevo marco legal, son los contratos de desempeño, donde la participación privada permitirá contar con el financiamiento necesario para estas actividades, así como el acceso a tecnología avanzada y, lo más importante, experiencia en este tipo de proyectos. Debido a que la mayoría de los campos de México son campos maduros, prácticamente todos nuestros campos requerirán eventualmente incrementar su factor de eficiencia a través de métodos de EOR, incluyendo los campos maduros desde nuestro valioso Akal (Cantarell) hasta los más pequeños, los campos más retadores como Chicontepec y en el largo plazo inclusive los campos que descubramos en aguas profundas. Es por esto que es de suma importancia establecer una estrategia y hacer las adecuaciones en las dependencias y entidades, así como en la industria y academia para prepararnos para este recompensable reto. ESTATUS DE LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO EN COLOMBIA Las diferentes técnicas de recobro mejorado no han sido una práctica extendida en Colombia. Han existido en el país 23 proyectos comerciales de recobro secundario (inyección de agua o gases hidrocarburos livianos), y el recobro terciario ha tenido un desarrollo incipiente. Las aplicaciones en campo se reducen a inyecciones cíclicas de vapor en campos de crudo pesado de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Otras iniciativas en recobro terciario han llegado a pilotos, tal como la inyección cíclica de CO2 en dos pozos del Campo Galán a comienzos de los años 80´s y en un pozo del Campo Llanito en el año 2008; procesos que pueden considerarse exitosos pero que por disponibilidad del gas no fueron extendidas. Aplicaciones en campo de polímeros para taponamiento de zonas y surfactantes para disminución de la tensión interfacial fueron llevadas a cabo en el Campo Casabe, pero se redujeron a pozos aislados y el monitoreo de los resultados no fue el adecuado para determinar los resultados. A escala experimental, simulación numérica y de diseño de proyectos se ha dado en Ecopetrol S.A. un importante desarrollo de más de 20 años en investigación en el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), actualmente cuenta con laboratorios de recobro mejorado donde se realizan pruebas de casi todos los métodos EOR. El factor de recobro promedio de Colombia es aproximadamente de 19%, y alrededor del 90% de los campos petrolíferos del país se encuentran todavía produciendo en su etapa primaria (aproximadamente el 88% de la producción proviene de producción primaria y el 11% de la producción secundaría y menos del 1% EOR) y muchos de ellos con alto grado de agotamiento de la energía del yacimiento. Por lo anterior, con el objeto de aumentar la producción de aceite en el país, la implementación de métodos EOR juega un papel fundamental como tecnología tanto para incrementar el factor de recobro de los campos colombianos como para repotenciar los mismos para la aplicación de otras tecnologías tendientes al incremento de productividad de los pozos. Existen campos petrolíferos que por sus características están o fueron sometidos a procesos como inyección de agua, gas y vapor. Adicionalmente, se están diseñando pilotos para evaluar procesos de inyección de agua, gas, químicos y aire. Comparado con otros países del mundo el uso de métodos de recobro mejorado no es una práctica común en Colombia. El bajo desarrollo se limita a análisis experimentales y a pilotos que por diferentes razones no se han masificado. En el país se aplica o ha aplicado el proceso de inyección de agua a escala comercial en 19 campos petrolíferos, 5 en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM): La Cira, Galán, Casabe, Yariguí e Infantas, 1 en la cuenca del Catatumbo: Tibú, 10 en la Cuenca del Valle Superior del Magdalena (VSM): Palogrande-Cebú, Andalucía Sur, Yaguará, Tello, Río Ceibas, San Francisco, Balcón, Dina Cretáceo, Guando y Matachín Norte y 3 en la Cuenca de los Llanos Orientales: Cusiana, Río Chitamena y Matanegra En 4 campos de la Cuenca de los Llanos Orientales se implementan procesos de inyección de gas: Cusiana, Cupiagua, Cupiagua Sur y Área Pauto. Han existido 4 procesos de inyección cíclica de vapor en los campos de crudo pesado Teca, Jazmín, Nare y Concorná (VMM). Adicionalmente se han realizado pilotos de inyección continua en Teca, Cocorná y Palagua (VMM). Diferentes iniciativas en recobro químico han existido en Colombia, desde escala laboratorio hasta escala de campo; sin embargo, ninguna de estas actividades ha tenido un diseño o un monitoreo adecuado, por lo que no existe registro de resultados ni positivos ni negativos fruto de los mismos. Se han desarrollado una importante cantidad de estudios de laboratorio con el objetivo de identificar tecnologías que pudieran aplicarse como solución a los fenómenos que afectan en forma negativa el desempeño de los procesos de recobro secundario implementados. Además de las pruebas de laboratorio se han llevado a cabo estudios de simulación numérica, como una segunda etapa dentro de un plan de diseño de posibles proyectos. Los diferentes estudios realizados han estado enfocados en la selección y diseño de agentes taponantes para control de zonas ladronas y en control de la movilidad del frente de inyección, así como en productos y procesos de tipo surfactantes. Figura 1 se presentan los proyectos de recobro secundario que se están implementando o han implementado en Colombia. Aunque la mayoría de los aproximadamente 280 campos petrolíferos que posee Colombia tienen más de 40 años de explotación, presentan un bajo factor de recobro. La producción acumulada total equivale al 19% del petróleo original en sitio (OOIP) mientras las reservas probadas son del 5%. Por otro lado, se estima que el 43% es petróleo residual y el 36% restante es petróleo móvil no contactado. La Figura 2 presenta la distribución del OOIP con respecto al número de campos petrolíferos. Implementar el método de recobro idóneo principalmente, según las características estáticas y dinámicas de cada uno de estos campos, contribuirá al cumplimiento y superación de la meta de producción de ECOPETROL S.A. En este sentido, en el ICP se generó una metodología para la selección de procesos de recobro mejorado mediante un análisis tipo screening la cual fue empleada para identificar las tecnologías EOR con mayor potencial de aplicabilidad técnica en los campos colombianos que poseen el mayor porcentaje de los recursos petrolíferos. En 2008 se llevó a cabo un piloto de inyección de geles taponantes en dos patrones del Campo Guando, como conformance del proceso de inyección de agua, mostrando resultados positivos en la mejoría del proceso. En el año 2009 se inició un estudio integrado con el objetivo de evaluar diferentes tecnologías EOR aplicables a los campos del país. Se realizaron análisis geológicos, análisis de ingeniería, análisis experimentales, definición de tecnologías viables, área de aplicación, diseño conceptual e ingeniería de detalle. Posteriormente en el año 2010 inició la etapa de implementación de tres pilotos de inyección de químicos. Dos de ellos orientados a conformance con geles taponantes en pozos inyectores de los Campos Balcón y Tello; el tercero de los pilotos en ejecución es un proceso de inyección de Geles de Dispersión Coloidal (CDG) para control de movilidad en un área del Campo Dina Cretáceo, de manera que una vez probadas las tecnologías se expandan a los demás campos de la cuenca. Se encuentran en etapa de estudio los Campos Casabe y La Cira con el objeto de identificar las mejores oportunidades para procesos de recobro químico y en etapa de diseño de un proceso ASP para implementar en el Campo San Francisco (VSM). En materia de recobro térmico se encuentran en etapa de diseño dos pilotos de inyección de aire en campos de la Cuenca de los Llanos Orientales y un proceso de inyección continua de vapor en el Campo Teca (VMM). Se está construyendo una metodología experimental para evaluar procesos de inyección de aire y un laboratorio de inyección con un tubo de combustión in situ. ACTUALIDAD DE EOR EN COLOMBIA EL FUTURO (fuente: https://es.scribd.com/presentation/331294587/EOR-EN- COLOMBIA-pptx) ● Pese a los pocos proyectos comerciales basados en métodos EOR que se han llevado a cabo en el país, Colombia se proyecta como un centro de aplicación de recobro mejorado, trazándose metas de producción nacional, un importante incremento en el Factor de recobro % promedio, gestionando grandes inversiones tanto de ECOPETROL como de empresas extranjeras y fomentando la investigación a través de universidades y laboratorios. ● Aunque su aplicación implica costos previos de investigación y generación de tecnología apropiada, los métodos EOR representan una opción para incrementar la productividad de yacimientos maduros, haciendo frente al difícil incremento de reservas por medio de hallazgos de nuevos yacimientos. Así mismo, abre la posibilidad de una mayor explotación de yacimientos “difíciles “cuyos fluidos son pesados y extra pesados. Fuente: http://oilproduction.net/files/eor_ecopetrol.pdf POTENCIAL DE EOR EN ECUADOR El petróleo en el Ecuador representa aproximadamente el 80 por ciento del consumo de energía primaria en 2013. De una producción promedio de 550 mil barriles de petróleo por día (200 millones de barriles por año), aproximadamente el 70 por ciento se exporta. Esto representa más del 50 por ciento del comercio total del país (Referencia). El Ministerio de Hidrocarburos es responsable de las decisiones de política energética, mientras que la Secretaría de Hidrocarburos está a cargo de la suscripción, modificación y administración de áreas y contratos, y el Reglamento y Control de Hidrocarburos, regula el sector petrolero. Aceite nacional empresas Petroamazonas y Operaciones Rio Napo, una empresa conjunta entre Petroecuador y PDVSA, están a cargo de las actividades de upstream que representan casi el 75 por ciento de la producción de petróleo. 2. Identificación del potencial EOR en Ecuador Para la próxima década se configuró en 2013. Estos valores fueron: La Región Amazónica Ecuatoriana (EAR) ha sido explotada durante más de cuarenta años. Durante este período el aceite medio y liviano se ha producido dejando como remanente el aceite pesado y extrapesado. Actualmente 50 el por ciento de las reservas remanentes son pesadas y extra pesadas. El desarrollo de este tipo de aceite requieren tecnologías complejas y un rendimiento ambiental estricto ya que estas reservas se encuentran en áreas sensibles y prístinas Rivadeneira (2014) indica que los descubrimientos futuros en el EAR estarían en el orden de 2 a 5 millones de barriles es promedio. 2.1. Contratos EOR En octubre de 2014, Petroamazonas firmó seis contratos con cinco consorcios para impulsar la producción de petróleo en 17 campos petrolíferos maduros. Estos consorcios invertirán aproximadamente $ 2,12 mil millones en un período de cinco años para aumentar las reservas en 171 millones de barriles. La inversión será en tecnologías de optimización y EOR / IOR. Los consorcios recibirán una tarifa por cada barril de producción adicional, que en total alcanzaría un total de 107,000 barriles diarios o aproximadamente el 20 por ciento del petróleo actual ecuatoriano producción. Estos contratos están bajo la definición legal de la Disposición específica de servicios integrados con Financiamiento que significa que el operador de los yacimientos petrolíferos maduros sigue siendo Petroamazonas, pero el riesgo de inversión está bajo pertenecen a los contratistas. 2.2. Metodología La metodología para identificar el potencial de EOR en Ecuador consistió en tres etapas: a) Compilar toda la información disponible del Banco de Información Petrolera del Ecuador (BIPE) basado en las entradas requeridas por el software EORgui. Como gran parte de esta información no era completa, se incluyeron valores promedio según las características similares de los depósitos. Para este propósito, se utilizó el estudio "Mapa de Prospectividad de Hidrocarburos". Este informe identificó seis trenes geológicos con prospectividad de hidrocarburos (Beicip Franlab, 2012) b) Establecer un criterio de selección basado en el Taber (2007) con datos de BIPE. La Tabla XX es una muestra de la base de datos preparada para el estudio de aciertos c) Con base en el método EOR más apropiado para un yacimiento específico, calcule las reservas incrementales para el yacimiento y para el yacimiento petrolífero. Hubo tres métodos EOR: - Inyección de gas: nitrógeno, hidrocarburo, dióxido de carbono e inmiscible - Inundación mejorada: polímero y SP / ASP - Térmico - Mecánico: vapor y combustión Fuente: file:///C:/Users/Lenovo/Downloads/328402527-04-Potencial-de-EOR-en- Ecuador.pdf