Ing. Alvaro Isaias Martinez Murillo - R.N.I.: 51770

Es Ingeniero en Gas y Petróleo y Licenciado en Administración de Empresa

RESUMEN

El actual gobierno el 2022 a través de YPFB dijo que ejecutara el plan de exploración y contribuir a la reactivación del Upstream con resultados medibles para el 2024, a pesar de este esfuerzo Argentina pretenden contar con las importaciones de gas hasta 2026, Argentina prevé abastecer su mercado interno e incrementar sus exportaciones a Chile y a Estados Unidos Hasta ese año, se prevé que produzca 165 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) e importe menos de 7 MMm3/d, siendo Bolivia su principal proveedor. Pero para 2027, se calcula una producción de 170 MMm3/d y dejar de importar de Bolivia con un plan denominado “plan de promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2023” prevé sustituir importaciones de gas generando un ahorro por $us 5.629 millones y un ahorro fiscal de $us 1.172 millones hasta 2023.

INTRODUCCIÓN

En cuestión a los líquidos existen más de 40 pozos de petróleo crudo maduros   con una media del 25% de factor de recuperación con un trabajo convencional técnico, YPFB como principal articulador operativo tiene que adaptar campos maduros para que el operador pueda recuperar petróleo en condiciones no convencionales en una primera etapa a muy corto plazo en estos pozos ya existentes y en una segunda etapa a mediano plazo un recovery en los nuevo mega campos con perforaciones no mayores a 2000 metros pero con la implementación de nuevas tecnologías para una menor inversión y mayor productividad ya que en los megacampos de gas de los que hacemos alarde en ninguno se está produciendo petróleo a pesar de contar con volúmenes actualmente nada despreciables con la implementación de pozos direccionales o pozos paralelos de menor profundidad a formaciones que contengan petróleo con una ventaja en el tiempo ya q se excluirá trámites ambientales, licitaciones, licencias etc. ya que estos capos cuentan con dichos permisos acelerando el proceso de perforación , completación y producción, en los campos maduros para una mayor estimulación   en base a una fracturación hidráulica con bombas que cuenta YPFB o se encuentran en Bolivia sin necesidad de licitaciones o importaciones que pueden tardar meses, una tercera a mediano plazo etapa voltear la mirada a zonas no tradicionales para nuevas exploraciones en el área petrolera y gasífera para aumentar la renta petrolera antes del 2025.

DESARROLLO

Recuperación avanzada (IOR): La recuperación avanzada se refiere a cualquier técnica de recuperación utilizada para incrementar la recuperación de petróleo con pozos de más de 40 años de producción como se dan en la mayoría de los pozos petroleros del país por cualquier medio posible. Dichas técnicas pueden incluir a la recuperación secundaria y los métodos de EOR; sin embargo, también abarcan un amplio rango de actividades de ingeniería petrolera, como estrategias operacionales relacionadas con incrementar la eficiencia de barrido con pozos de relleno; pozos horizontales; polímeros para el control de la movilidad; así como prácticas de caracterización y administración avanzada de yacimientos.

Planeación y administración

Proceso de selección: Una de las primeras etapas en la planeación de un proyecto de IOR-EOR consiste en la aplicación adecuada de un proceso de selección de métodos de recuperación que permita identificar los posibles problemas y descartar actividades innecesarias en la aplicación y seguimiento de un proyecto de recuperación mejorada. En el proceso de selección el primer paso es identificar el volumen remanente de hidrocarburos y la forma en la que éstos se encuentran distribuidos en el yacimiento, así como también determinar las razones por las cuales estos depósitos de hidrocarburos no son recuperables económicamente por métodos convencionales (flujo natural, producción artificial e inyección de fluidos bajo condiciones inmiscibles). Por lo anterior, es muy importante contar con suficiente información para caracterizar al yacimiento y los fluidos. Un modelo estático y uno dinámico, fundamentados en datos de campo como análisis de núcleos, registros geofísicos, sísmica, muestras de fluidos, datos de los históricos de producción y de presiones, entre otros, pueden llegar a contribuir a establecer el potencial de hidrocarburo recuperable. Una vez identificado un depósito potencial se debe aplicar un proceso de escrutinio de métodos de recuperación mejorada, del cual resultaron algunas opciones como candidatos. Dicho proceso no sólo debe considerar aspectos técnicos, tales como las propiedades del yacimiento y de los fluidos, sino también debe considerar la viabilidad económica del proyecto, la cual dependerá del tipo de método de recuperación a evaluar.

Actividades de perforación de pozos: Comúnmente los proyectos de IOR-EOR requieren incrementar el número de pozos productores e inyectores, por lo que es sumamente importante que en el diseño del proyecto se determine el patrón de inyección-producción apropiado que optimice el espaciamiento entre los pozos y reduzca al mínimo el número de pozos a perforar en el proyecto. Todo esto con el objetivo de obtener recuperaciones altas de hidrocarburos con bajos costos por actividad de perforación. Una vez estimado el número de pozos requeridos y los patrones de inyección se debe elaborar, en base a una buena administración de yacimientos, un programa de perforación que considere escenarios posibles de explotación del yacimiento y del precio de los hidrocarburos a lo largo de toda la vida del proyecto. En el programa de actividades de perforación se debe incluir un programa de logística que garantice la adquisición o renta de equipos de perforación y el equipo necesario para poner en marcha el funcionamiento de los pozos, de modo que se reduzcan los costos de equipos y se asegure la incorporación de producción por nuevos pozos en los tiempos adecuados de acuerdo al diseño del proyecto. Es muy importante hacer un análisis detallado que determine de forma clara si es más conveniente comprar o rentar equipo.

La necesidad de una estrategia nacional de IOR-EOR ante la necesidad de producción de crudo y el aumento de los precios de importaciones causados a agentes geopolíticos: Considerando que la mayoría de los yacimientos relevantes del país son complejos, “brown fields”, maduros y/o marginales, resulta lógico afirmar que prácticamente todos nuestros yacimientos requerirán eventualmente incrementar su factor de eficiencia a través de métodos de EOR, desde el valioso en camiri hasta los más pequeños; los yacimientos más complejos y, en el largo plazo inclusive, los yacimientos en aguas profundas como los recientemente descubiertos pero excluidos. 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 reto.

Inyección de surfactantes: Es aplicable en arenas con fluidos ligeros a intermedios en densidad, y con valores de viscosidades menores a las del caso de la inyección de polímeros. De igual manera, la temperatura del yacimiento debe ser menor a 93°C aproximadamente; y la temperatura, así como la salinidad son factores muy importantes que se deben considerar. El surfactante inyectado debe disminuir la tensión interfacial hasta movilizar el aceite residual con lo cual se crea un banco de aceite donde el aceite y agua fluyan como fases continuas. La tensión interfacial se debe de mantener en el frente de desplazamiento para evitar que el aceite movilizado sea re-atrapado. Asimismo, la retención del surfactante debe ser baja.

Inyección de polímeros micelares: Primero se inyecta un bache relativamente pequeño de solución micelar para “liberar” al aceite. Éste es seguido por un volumen más grande de solución acuosa con polímero para controlar la movilidad y así minimizar la canalización. Posteriormente se inyecta un bache de agua para mover los químicos y el banco de aceite resultante hacia los pozos productores. Una solución micelar consiste de gotas muy finas de agua dispersas en aceite, o de aceite en agua, producidas usando surfactantes, con la adición, de ser necesaria, de co-surfactantes y soluciones de varias sales.

HÍBRIDOS: Se le llama a la nueva generación de técnicas que proviene de la combinación de otras a fin de hacer el proceso general más eficiente y se minimice la retención o pérdida de químicos.

Inyección de salmuera de baja salinidad con surfactantes: Los surfactantes permiten disminuir las fuerzas capilares y cuando se combinan con salmuera de baja salinidad el re-entrampamiento de aceite puede ser evitado, que resultaría si sólo se inyectara la salmuera de baja salinidad. Este entrampamiento ocurriría si las fuerzas capilares fuesen altas.

Inyección de agua alternada con inyección de gas (WAG): Consiste en la inyección de agua y baches de gas de manera simultánea o cíclica a fin de mejorar la eficiencia de barrido de los proyectos de inyección de agua e inyección de gas. Se trata de disminuir efectos de la digitación viscosa y tendencia del gas o vapor a segregarse (gas override). WAG resulta en una mejor eficiencia de desplazamiento microscópica durante la operación de inyección de gas y una mejor eficiencia de barrido durante la inyección de agua. La categoría más comúnmente usada para la clasificación de WAG es en relación a la diferencia entre inyección miscible e inmiscible. Los gases utilizados en los procesos de WAG son divididos en tres grupos: CO2 , gases hidrocarburos y gases no hidrocarburos. Otros tipos de procesos son: WAG Híbrido (HWAG), WAG simultáneo (SWAG), Alternancia de vapor con procesos de vapor (WASP) y WAG asistido por espuma (FAWAG).

CONCLUSIÓN

La implementación de nuevas tecnologías generaría una menor inversión y mayor productividad ya que en los megacampos de gas en ninguno se está produciendo petróleo, con la implementación de pozos direccionales o pozos paralelos de menor profundidad a formaciones que contengan petróleo, se excluirá trámites ambientales, licitaciones, licencias etc. ya que estos capos cuentan con dichos permisos acelerando el proceso de perforación, en base a una fracturación hidráulica con bombas que cuenta YPFB o se encuentran en Bolivia sin necesidad de licitaciones o importaciones que pueden tardar meses o incluso años, y a mediano plazo voltear la mirada a zonas no tradicionales para nuevas exploraciones en el área petrolera y gasífera para aumentar la renta petrolera antes del 2025 y acelerar la recuperación de la renta hidrocarburifera que tanto se habla hoy en día por su baja y aumento de la subvenciones. Existen muchas razones para creer que los avances tecnológicos continuarán; aun cuando eventualmente los recursos convencionales puedan agotarse, seguirán existiendo los recursos no-convencionales, los cuales son superiores en volumen. Es por esto que el conocimiento, la experiencia y la madurez de las tecnologías relacionadas con las actividades de EOR serán esenciales para el éxito de los métodos de recuperación. Sólo así se tendrá un desarrollo rentable de los recursos no convencionales y el máximo aprovechamiento económico de los recursos convencionales.

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