El desarrollo de los campos maduros; un acertijo cuya solución vale su peso en oro

Parece irónico y redundante, pero el refrán «el mejor lugar para encontrar petróleo es donde ya ha sido encontrado,» sirve para explicar por que más del 70% de la oferta global de petróleo proviene de campos de más de 30 años. Los campos maduros , aquellos desarrollados que han producido más del 50% de sus reservas, son predecibles en términos económicos y de producción. Se cuenta con infraestructura ya establecida, sin embargo, conforme disminuye la producción y algunas facilidades se ven deterioradas por el paso de los años, su producción se convierte en un reto económico y operacional; reto que se es potenciado con bajos precios del petróleo.

Contraria a muchas industrias dónde la vida útil de un activo productivo termina cuando el recurso se agota, en la industria del petróleo esta termina cuando la utilidad se esfuma. Este punto representa todo un acertijo para las compañías operadoras. La declinación de un yacimiento es inevitable, y para hacer más difícil este panorama, se suma el hecho del aumento progresivo en el corte de agua, donde algunas operadoras van a terminar siendo en esencia productoras de agua con un volumen mínimo de hidrocarburos (casos donde por cada barril de petróleo se producen 99 de agua: BSW>90%). Esta declinación se vuelve un acertijo, el cuál debe tener como resultado una estrategia que permita optimizar esta vida útil de un campo.

El método usado comúnmente para dar respuesta a este acertijo es reducir el OPEX (gastos) continuamente, e impulsar los niveles de producción al máximo. No obstante, este método es  frecuentemente una respuesta a corto plazo. Extender la vida útil de un campo bajo los actuales escenario de precio  requiere una estrategia centrada en maximizar la eficiencia del capital y los ingresos mediante un uso inteligente en OPEX y CAPEX.

La producción de los campos maduros ha visto una declinación pronunciada desde el año 2006. – Fuente: Baker Hughes

Baker Hughes ha planteado una alternativa a la prolongación y optimización de la vida útil de un campo maduro. una solución nombrada DeclineShift . Su objetivo es cambiar la producción y rentabilidad de un activo productivo basándose en el entendimiento del activo individual, incluyendo el las condiciones de operación y acciones realizadas a lo largo de los años, y los pilares de la operación, y la adecuación de tecnologías y servicios para diseñar y encajar una solución en línea con con estos pilares.

Para llevar a cabo esta solución, se debe empezar examinando de cerca las áreas que tienen un mayor impacto en los objetivos de operación, y las que impulsan el activo en cuestión. Este acercamiento abarca un analisas que oscila desde cada pozo individual, y va hasta la totalidad del yacimiento, y se enfoca en tres aspectos principalmente:

  1. Optimizar la producción de pozos existentes al «rejuvenecerlos» (invertir en su mantenimiento y optimización) y la reactivación de pozos cerrados.
  2. Aumentar los ingresos, maximizando la producción, aumentando su flujo (ej: inyección de agua mejorada)
  3. Incrementando las reservas probadas (aquellas económicamente extraíbles) mediante una indentificación a fondo del yacimiento que permita determinar su extensión, zonas de bajo drenaje, y métodos de desplazamiento de mayor eficiencia en función de las presiones del yacimiento.

Fuente: Baker Hughues



Casos de éxito

Optimizar la producción mediante la reactivación de pozos

Dos pozos abandonados en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, fueron reactivados por una compañía operadora nacional (NOC: National Oil Company). Antes de su abandono, los pozos habías llegado a producir 2,500 bpd. Sin la necesidad de realizar un servicio a pozo, y trabajando con un equipo rigless, las válvulas de seguridad instaladas al cierre del pozo fueron maniobradas, y se logró con equipos existentes en campos la re activación de estos dos pozos en 2014. Esto genero un ingreso adicional en dos días de $500.000 por día, ahorrándose un 66% del normal de la operación.

Maximizar los ingresos de producción optimizando el flujo

En Asia, un campo de más de 30 años enfrentaba una encrucijada caracterizada por tuberías deterioradas, incremento exponencial de costos secundarios, y crudo fuera de especificaciones de venta. Este campo contaba con cientos de pozos y plataformas que producían unos 198.000 boepd. La operación estaba basada en el manejo de la química requerida para la producción, y la reducción de costos en cuestión de seguridad utilizando contenido local.

La empresa se asoció con Baker para dar solución a esta encrucijada. El primer punto de acercamiento fue entender como era el contrato y necesidades del manejo químico que requería el campo. Mediante la aplicación de indicadores y conformación de un equipo local e internacional (36 de los 40 ingenieros y técnicos eran locales) se generó un escenario de mejor comunicación y puntos de mejora que dio como resultado una disminución en tiempos de acción en contingencias y eventos no planeados. Mediante una estrategia similar, se desarrollo un programa de re-estructuración y mantenimiento periódico de las líneas de tuberías. Los gastos de mantenimiento se redujeron en US$56 millones/año, y el buen estado de las tuberías permitió disminuir las pérdidas por fricción resultando en un incremento de producción de 5,000 bopd. La operadora recibió ingresos de 700% de las inversiones realizadas en total, y redujo los costos por más del 50%, extendiendo la vida útil del campo maduro.

Extensión de la vida útil del yacimiento

En América Latina un campo de 80 años reconocido como uno de los más complejos del mundo, declinaba en su producción a una razón del 6% mensual. La perforación de pozos de desarrollo se creía era muy costosa. La renovación de pozos existentes no funcionó efectivamente, ante lo cuál entra en acción el DeclineShift. Una estrategia proyectada a tres años implemento un esquema bajo el cuál se llevarían a cabo diseños de pozos en línea, y la incorporación pads con auto generación proveniente del gas del campo. Entender el estado  actual del yacimiento, y las acciones realizadas en este fue un punto clave.

En los meses siguientes, se perforaron 30 pozos, 36 trabajos de recompletamiento, 86 WO, y 77 pozos fracturados. Como resultado, la producción aumentó un 300% en los primeros 12 meses, pasando de 2,600 bopd a 10,500 bopd. Los costos de operación cayeron de US$4.38/boe a US$1.86/boe en los primeros 18 meses. Posterior a esto, y con el análisis de yacimientos, se realizaron trabajos estratégicos de recompletamiento que dieron como resultado un adicional de 20.000 bopd en producción incremental. Los ingresos aumentaron sustancialmente y la declinación en la producción paso a ser de 3.4%.

Colombia es uno de los países que cuenta con más del 70% de su producción proveniente de campos maduros.  Pese a que muchos de estos han tenido un desarrollo ejemplar y han sido casos exitosos, aún restan muchos por optimizar y potenciar. Depende del país y de sus entidades proveer un panorama dónde una empresa se juegue por «explotar petróleo donde ya se ha explotado«, esto no sólo aumenta los ingresos de la nación, sino que genera más oportunidades de empleo con un menor riesgo de certidumbre. El desarrollo de campos maduros debe ser una prioridad que no se ponga en juego por consultas arbitrarias o la negligencia de algunos entes gubernamentales. Colombia tiene mucho potencial en este aspecto, se proyectan ingresos en 5 años de 20 billones de pesos por concepto de regalías, un escenario dónde los campos maduros aumentaran un 10% la producción del país (caso conservador) representaría a simple vista 2 billones de pesos más en ingresos sólo en concepto de regalías. Sí bien la exploración y búsqueda de nuevos yacimientos representa oportunidades y la consecución de seguridad energética a largo plazo, el desarrollo de los campo maduros representa una estabilidad en el presente, mediano, y largo plazo para el país.

Fuente:

Baker Hughes

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