Por Jov Onsat – 07 de diciembre de 2023 (Rigzone)
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Alrededor del 65 por ciento de los recursos de gas en la plataforma continental noruega aún no se han producido y es posible que se necesite nueva tecnología para extraerlos, informó la Dirección Noruega del Petróleo (NPD).
Hasta 2022 se han realizado ochenta y cuatro descubrimientos de gas con un volumen total de 1,27 billones de metros cúbicos (44,85 billones de pies cúbicos), dijo el NPD en un par de informes en su sitio web. El volumen es más de cuatro veces los 300 mil millones de metros cúbicos (10,59 billones de pies cúbicos) que informó por última vez, para 2018.
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El regulador dijo que, según los planes y proyectos actuales, la producción de gas en aguas noruegas se mantendrá en un “alto nivel” hasta 2028, pero “disminuirá a un ritmo bastante rápido”.
La mayoría de los recursos de gas probados sin planes de desarrollo se encuentran en yacimientos estrechos, que son yacimientos con baja permeabilidad o flujo, dijo el NPD. También citó la alta presión, la temperatura y la calidad del gas como desafíos en el subsuelo que dificultan la extracción de gas sin explotar.
El Mar de Noruega contiene los volúmenes de gas más cartografiados en depósitos estrechos de la plataforma noruega con 420 mil millones de metros cúbicos (14,83 billones de pies cúbicos), según el NPD.
“Un gran porcentaje se encuentra en las formaciones Tilje y Garn, que son profundas y tienen propiedades de yacimiento muy variables”, dijo.
“Los descubrimientos Lavrans, Linnorm, Noatun y Njord Nordflanken 2 y 3 tienen zonas de yacimientos estrechas donde los titulares de licencias todavía están considerando la posibilidad de desarrollo utilizando diferentes tecnologías para mejorar la rentabilidad”.
El NPD señaló que algunos descubrimientos en el Mar de Noruega habían sido abandonados “porque los titulares de las licencias no pueden determinar la rentabilidad del desarrollo de las zonas estrechas de los yacimientos”.
En el Mar del Norte, el NPD mapeó volúmenes de gas de 170 mil millones de metros cúbicos (seis billones de pies cúbicos) en yacimientos estrechos, la mayor parte de los cuales se encuentran en la parte sur con 90 mil millones de metros cúbicos (3,18 billones de pies cúbicos).
“La mayor parte se encuentra en depósitos de tiza en el área de Ekofisk, Eldfisk y Valhall”, dijo. “También se ha demostrado que en Utsira High se puede producir petróleo en roca subterránea”.
En la parte norte la mayor parte del gas se encuentra en yacimientos de arenisca. “Sin embargo, también hay volúmenes sustanciales en Oseberg y Gullfaks en el Shetland Chalk suprayacente y en parte en la Formación Lista”, dijo.
En el Mar de Barents, el NPD ha mapeado volúmenes de gas de unos cinco millones de metros cúbicos (176,57 millones de pies cúbicos) en yacimientos estrechos. “Los yacimientos estrechos del mar de Barents son yacimientos de arenisca del Triásico”, afirmó.
Los yacimientos estrechos “normalmente no se pueden producir utilizando pozos convencionales; La producción rentable sólo se puede lograr aplicando medidas para mejorar el flujo de gas”, afirmó el NPD. “Hasta ahora, diversas formas de fracturación y pozos de múltiples ramas siguen siendo los métodos más relevantes para recuperar recursos en yacimientos estrechos.
“La tecnología de pozos delgados también es relevante en varios lugares, donde una gran cantidad de pozos delgados en el mismo pozo aumentarán la superficie de contacto de los pozos con el yacimiento (exposición del yacimiento) y facilitarán el flujo de hidrocarburos hacia los pozos”.
Estas tecnologías y métodos ya se han utilizado en la plataforma noruega, pero principalmente para la extracción de petróleo. “En otras partes del mundo, como en el Golfo de México, la plataforma del Reino Unido y en ciertos yacimientos terrestres, las tecnologías se han utilizado para producir gas”, señaló.
El director de tecnología de NPD, Kjersti Dahle, reconoció: “A pesar de que el gas tiene una tasa de recuperación significativamente mayor que el petróleo, nunca podremos producir todo el gas”.
“Creemos que los licenciatarios están haciendo un buen trabajo para maximizar las tasas de recuperación. Es un desafío extraer gas adicional más allá de esto”, añadió Dahle.
No obstante, Dahle dijo: “Tiene sentido pensar que los precios más altos del gas pueden impulsar el desarrollo tecnológico necesario, la coordinación y la nueva infraestructura para hacer realidad este gas, siempre que exista la voluntad y la capacidad para hacerlo”.
El NPD sugirió que los propietarios de proyectos colaboren y utilicen la infraestructura existente para un desarrollo rentable.
“La producción a partir de yacimientos estrechos a menudo sólo es rentable si el desarrollo se basa en vínculos con la infraestructura existente”, explicó.
“Los grandes volúmenes y las tasas de producción relativamente bajas dan como resultado un largo horizonte de producción, lo que subraya la importancia de no posponer los esfuerzos hasta que el campo se acerque a su fecha de cierre”.
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Arne Jacobsen, subdirector de tecnología de NPD, dijo: “A menudo es costoso implementar tecnología y la rentabilidad puede ser marginal”.
“Alentamos a las empresas a pensar de manera innovadora y trabajar en todos los campos, y así lograr posibles economías de escala”, añadió Jacobsen.
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