Cuando un
campo
ha alcanzado
su madurez, las
economías son
distintas y los costos
son más elevados,
en la medida en que
se haga recuperación
secundaria o terciaria,
y los barriles a
recuperar son menos.
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Campos
que venían agonizando han vuelto
a revivir
Los maduros
están de moda
La falta de éxito en los esfuerzos
exploratorios en todo el mundo y
el incremento en la demanda, hacen
complejo el panorama para los combustibles
fósiles. Poner a producir
al máximo los campos maduros
es parte de la solución.
Por Leyla
Tovar Aguirre
Mientras el 75% de las
reservas mundiales
de petróleo se mantengan
en yacimientos
considera dos
como maduros, los
gobiernos y las petroleras no tendrán
otra alternativa que recurrir a la tecnología
para incrementar el factor de recobro
de estos campos. Y es que en el
mundo se estima que las reservas totales
de crudo ascienden a más de un
millón
de millones de barriles, las cuales
se encuentran en unos 30 mil campos
que hoy alimentan la demanda mundial,
que está alrededor de los 1.500
barriles
por segundo.
De lo hasta ahora descubierto, la naturaleza
concentró en unos lugares más
que en otros estas reservas, de tal suerte
que sólo 33 campos, de los 30
mil
que existen, reúnen el 51% de
las reservas
mundiales. Otros 239 campos,
considerados de tamaño medio,
contienen
el 26% del total y el restante 23%
se localiza en 29.700 campos considerados
menores.
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Uno
de los mejores ejemplos es el
campo Ghawar, en el Oriente Medio,
con 83.0 0 0 millones de ba rriles.
Descubierto en 1948, es uno de
los campos maduros que ingresaron
al selecto grupo de gigantes
de los últimos
100 años, pero al que fue
necesario intervenir para mantener
su producción, después
de 60 años de vida. La razón
es que entre un 50% y 70% de las
reservas originales de un yacimiento
pueden quedarse bajo el subsuelo,
debido a distintos factores que
varían entre la presión,
la calidad del hidrocarburo, la
calidad de la roca y la temperatura,
entre otros. Es en este punto donde
la tecnología entra a resolver
parte de los problemas, para añadirle
cualquier punto adicional en el
factor de recobro a unos campos,
que con precios por encima de los
60 dólares por barril, suenan
interesantes para cualquier operador.
Esta
generación está siendo
testigo excepcional de uno de los
momentos históricos en lo
que a petróleo se refiere,
en donde en un periodo de siete
años se han alcanzado el
tope y el piso más extremos
en la era del petróleo,
entre los diez y los 80 dólares
por barril. |
Para expertos mundiales, la era de los
combustibles fósiles aún
no llega a
su fin y por esta razón se hacen
ingentes
esfuerzos por mejorar la producción
de los campos existentes, en donde las
tecnologías han avanzado a la misma
intensidad
con que se explora.
En los últimos 20 años la
tecnología
ha adquirido una dinámica distinta
y los computadores le han impreso un
pantallazo a este centenio.
De la época de los taladros rudimentarios,
se pasó a perforaciones dirigidas,
que pueden alcanzar objetivos varios
miles de pies bajo el subsuelo; perforaciones
horizontales para tener mayor área de drenaje; datos sísmicos
y sus
procesamientos que mejoran la imagen
de un yacimiento; fracturamiento hidráulico,
inyección de agua, gas o vapor
a un yacimiento, así como distintos
químicos,
pueden incrementar la producción
de un campo.
Lo cierto es que para un experto
como Gordon R. Moore, de la
Universidad de Calgary, el aceite va a
estar presente durante mucho tiempo y el
desarrollo de campos maduros, así como
los crudos pesados, ayudará a resolver
el problema del autoabastecimiento mundial.
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INCENTIVOS A LOS MADUROS
Ajustes en la política petrolera
en los últimos seis años,
que van desde
modificaciones al esquema de regalías
por un sistema variable, la vinculación
de socios estratégicos para
el desarrollo de campos maduros como
en los campos La Cira – Infantas,
Casabe y Tibú, y la creación
de incentivos
a la inversión extranjera
a la luz de la reforma tributaria,
hacen parte
del paquete de medidas que el gobierno
colombiano ha impulsado por
incrementar las actividades de exploración
y producción en el país.
“La reforma tributaria contempla
un estímulo como una posibilidad
de descuento en el año fiscal
siguiente o la posibilidad de llevarla
en el tiempo.
Son medidas que claramente van en
beneficio de los campos maduros”,
manifestó Julio César
Vera, director de Hidrocarburos del
Ministerio
de Minas y Energía, quien
aseguró que en el Plan de
Desarrollo se están
contemplando medidas adicionales
que beneficien los proyectos de recuperación
secundaria y terciaria en este tipo
de campos, ya que se requieren
importantes recursos de capital para
financiar estos proyectos. |
Tecnologías
vs. factor de recobro
No existe un valor absoluto en términos
de definir una media para el factor
de recobro de los campos en el mundo;
podría pensarse un 28% en arenas,
pero es muy específico para cada
yacimiento y depende también del
lugar
en el mundo donde esté ubicado.
Así mismo, definir en cuánto
se podría incrementar el factor
de recobro
de un campo a partir de la aplicación
de tecnologías es igualmente difícil,
pero se tienen casos particulares en
que el incremento ha triplicado la producción
inicial.
En concreto, la única certeza que
tiene la industria es que un campo pasa
a
la categoría de maduro cuando comienza
a declinar el máximo de producción
que ha alcanzado y para mantener sus
niveles se requiere aplicar métodos,
como la inyección de agua que mantenga
la presión desplazando los hidrocarburos
hacia los pozos, minimizando
su declinación.
Sin embargo, para el experto
Tayfun Babadagli, de la Universidad de
Alberta, en Canadá, cuando un campo
ha alcanzado su madurez, las economías
son distintas y los costos son
más elevados, en la medida en que
se
haga recuperación secundaria o terciaria,
y los barriles a recuperar son menos.
Lo cual significa que se requiere
un análisis profundo, para que las
economías
de estos proyectos sean acordes
con el tamaño de la compañía
que
lo ejecute. “Los campos maduros son más
interesantes
para las compañías pequeñas,
en particular en estos momentos de precios
altos. Las estrategias de las compañías
pequeñas son distintas a las de
las
grandes. A las primeras les interesa recuperar
el crudo lo más rápido posible
y a las segundas les interesa recuperar
la mayor cantidad de reservas”, expuso.
En consecuencia, el desarrollo de un campo
maduro hoy día contiene las
lecciones aprendidas por la industria a
lo largo del último siglo.
Para Luis Bacigalupo, de Ziff Energy
Group, “tratando con un campo maduro
hay que tener un enfoque distinto,
un enfoque global. No se trata de tener
la última tecnología, sino
un modelo de
negocio que trace un plan técnico,
uno
operativo y uno empresarial, en donde
incluso involucre un cuerpo de excelencia
operativa interdisciplinario”.
Frente a cómo manejar un yacimiento
de esta naturaleza, es fácil caer
en la trampa de las metas de producción
anuales. Para un experto de BP, “la
lucha del corto plazo contra la visión
del largo plazo es la trampa en
la que cae el que trabaja en subsuelo,
pues muchas veces por lograr las
metas del corto plazo se toman decisiones
que afectarán el yacimiento de
manera irreversible”.
Así que trazar un plan de desarrollo
requiere el manejo de distintos escenarios,
en donde la compañía defina
claramente la idea que quiere alcanzar,
para delinear la estrategia a partir de
las distintas tecnologías existentes
en
el mercado y la relación costo – beneficio
más acorde con su portafolio
de
inversión.
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EL
CASO COLOMBIANO
A diciembre de 2005, las reservas
alcanzaban los 1.453
millones de barriles, la mayoría
de ellas concentradas en
campos hoy catalogados como maduros,
algunos de ellos
con más de 70 años
de historia de producción.
Frente a este panorama, Ecopetrol
ha hecho esfuerzos importantes sobre
sus campos maduros, que hoy día
han
logrado sostener la producción
total del país en un promedio
de 527 mil barriles por día,
frente a una meta de
510 mil barriles.
En la actualidad la producción
de yacimientos importantes como Cusiana
- Cupiagua ha disminuido progresivamente,
en tanto que en los campos de Ecopetrol
se ha
incrementado: en junio de 2005 los
campos de Ecopetrol
producían 129 mil barriles
por día y un año después
generaban
un promedio de 154.700 barriles.
Este incremento es
el producto de varias acciones que
van desde la simulación
de yacimientos y aplicación
de nuevas tecnologías, que
le
permiten estar por encima de la meta
esperada.
Parte de la estrategia incluyó proyectos
como La Cira – Infantas,
emprendido en asocio con Oxy, que
a diciembre mantiene una producción
de 7.340 barriles, con un
incremento de más de 40% respecto
a 2005. El campo
Cantagallo, también en el
Valle Medio del Magdalena, triplicó su producción en tres años,
al pasar de 4.000 barriles
a más de 12 mil.
Castilla, es otro ejemplo, esta vez
con crudo pesado,
el cual pasó de 21 mil barriles
a casi 60 mil bpd.
Por su parte, el campo de Casabe
ha mostrado importantes
aumentos de la producción
en los últimos años
al pasar de 5.000 barriles en promedio
diarios en 2003 a
7.800 barriles diarios a finales
de este año. En solo 2006
se han perforado allí 19 pozos. |
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