Por Salem Thyne, ESal
Salem Thyne, director ejecutivo de ESal, analiza un método revolucionario desarrollado por la empresa con sede en Fort Worth, Texas, que ayudó a una empresa de exploración y producción a aumentar drásticamente sus reservas de petróleo y al mismo tiempo reducir los costos operativos.
A mediados de la década de 1970, la sabiduría convencional decía que quedaban unos 20 años de petróleo recuperable en cuencas como la Cuenca Pérmica. Sabían que había mucho más allí, simplemente no era económico de producir.
Cuarenta años después, en 2015-19, esa área, entre otras en los EE. UU., Estaba produciendo mucho más petróleo que nunca, gracias a asombrosos avances en tecnología, principalmente en perforaciones y terminaciones.
Aun así, la industria sigue dejando más petróleo en el suelo del que puede producir económicamente. La producción convencional solo obtiene alrededor del 35% del aceite disponible, incluso con EOR. Los yacimientos de esquisto, que son en su mayoría responsables de los recientes aumentos en la producción general, rinden solo alrededor del 8% de su petróleo con los métodos actuales.
El resultado es que aproximadamente 400 mil millones de barriles de petróleo todavía están disponibles en los pozos existentes, sin nunca perforar nuevos, si es que se pudieran encontrar nuevos métodos de recuperación económicos.
Con los ciclos de precios en auge y caída a un ritmo que hace que un gráfico de precios se parezca a una onda de radio, las empresas de exploración y producción luchan por encontrar y utilizar todas las eficiencias posibles para seguir siendo rentables. Más arrendamientos y perforaciones es el camino convencional hacia los aumentos de producción, pero invertir millones en el proceso es cada vez más difícil de justificar.
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La mayoría de los sistemas actuales de mejora de la recuperación llegan arrastrando un precio de entre $ 10 y $ 80 / bbl. Eso incluye grandes costos de infraestructura como tuberías, pozos de inyección (incluso si se convierten los pozos de producción, hay un costo), productos químicos y más.
Ahora es posible duplicar la producción económica de los pozos existentes, incluso los de larga data, mediante el aparentemente simple acto de analizar y controlar la humectabilidad, a costos tan bajos como $ 4 por barril adicional producido. Esto puede tener el efecto de reducir el precio de equilibrio del petróleo en $ 10 / bbl.
Después de años de investigación y desarrollo, ESal está lanzando a la industria un sistema diseñado para hacer exactamente eso.
La ciencia de la salinidad y la humectabilidad
El viaje para descubrir los secretos de la mojabilidad comenzó con el descubrimiento sorpresa de que la sabiduría convencional sobre el tema era incompleta en el mejor de los casos y errónea en su base.
Geoffrey Thyne, PhD, uno de los fundadores de ESal, había pasado años estudiando la relación entre la salinidad y la recuperación. La intención era demostrar que la reducción de la salinidad liberaría más petróleo. Finalmente, Thyne llegó a la conclusión de que la salinidad por sí sola tenía poco efecto directo sobre la producción, pero influyó en otro factor que era una clave vital para la recuperación: la mojabilidad.
Una mayor investigación llevó a la comprensión de que sería mejor descartar las viejas ideas de la relación entre la humectabilidad y la producción y comenzar un desarrollo y pruebas extensivos desde cero para ofrecer nuevas respuestas. Así surgió la formación de ESal en 2012.
Los estudios de humectabilidad se remontan a la década de 1950, cuando la industria comenzó a darse cuenta del impacto significativo que tenía la humectabilidad en la producción. En realidad, las pruebas de humectabilidad se remontan a la época romana. Desafortunadamente, tanto los romanos como los ingenieros de la década de 1950 estaban limitados por la tecnología de su época. Hoy en día, las pruebas de humectabilidad pueden llegar a ser más profundas y amplias que nunca, proporcionando datos precisos sobre cuál es la mejor humectabilidad y cómo lograrla en cada formación. Los datos en profundidad de hoy también revelan que las inundaciones con la química del agua incorrecta pueden causar daños importantes a la productividad del embalse.
¿Por qué eso importa? Una breve definición dice que la humectabilidad “describe la preferencia relativa de un fluido para revestir o adherirse a los granos, material cementante y / o matriz de roca con respecto a todos los demás fluidos presentes en el espacio poroso”. Las rocas pueden variar desde muy húmedas con agua hasta muy húmedas con aceite, y todas las paradas intermedias. (Scott M. Frailey)
Durante la fase de investigación, ESal desarrolló una metodología diseñada para determinar la mojabilidad óptima de un reservorio en solo unas pocas semanas, mucho más rápido de lo que podía lograr la tecnología anterior. La prueba de cientos de formaciones durante varios años condujo al descubrimiento de que la humectabilidad neutra, igualmente húmeda por agua y por aceite, brinda la máxima producción. Esto permite que tanto el aceite como el agua fluyan de la formación con la misma facilidad.
Quedó claro que las formaciones que producen de 8 a 10 barriles de agua por cada barril de petróleo en realidad no tienen un problema de agua, tienen un problema de humectabilidad. Cuando la formación está preferentemente húmeda con agua, libera más agua que aceite. ESal ahora sabía cómo hacer cambios aparentemente pequeños, sin utilizar productos químicos, que aumentarían el porcentaje de aceite en el flujo de producción.
La salinidad juega un papel importante en la humectabilidad, pero también lo hacen otros factores. Reajustar la mezcla de agua producida y dulce inyectada en una inyección de agua para afectar la salinidad es a menudo el primer paso para impulsar la producción. Las pruebas de ESal de cada formación, debido a que la humectabilidad de dos reservorios no es la misma, puede informar otros cambios de agua, lo que permite que un pozo produzca al menos tanto petróleo en un futuro cercano como lo ha producido en toda su historia, sin importar la edad de el pozo.
No hace falta decir que ajustar la humectabilidad al inicio proporcionaría una mayor producción durante toda la vida útil del pozo.
En el campo
Un campo de inundación con 30 pozos de inyección y 30 pozos productores tuvo una tasa de declive secundaria pronunciada con un corte de agua cada vez mayor. ESal analizó muestras de roca, agua y petróleo del campo durante aproximadamente cuatro semanas para comprender y predecir la alteración adecuada de la humectabilidad. Las pruebas revelaron que el agua de una fuente diferente daría lugar a aumentos de la producción.
Debido a los tiempos de comunicación de los pozos, las primeras mejoras de producción previstas después del inicio de la inyección comenzaron aproximadamente seis meses después. Durante los 24 meses siguientes a la observación de las mejoras iniciales, el productor vio los siguientes cambios:
La producción se incrementó en 16.28%, de 2.595 bbl / d de petróleo a 3.017 bbl / d de petróleo estableciendo una tasa de caída más favorable, aumento que continúa hasta el día de hoy;
El creciente corte de agua se estabilizó;
Los pozos produjeron 60.000 bbl adicionales de petróleo en seis meses;
El campo produjo 290.000 barriles adicionales de petróleo en total dos años después de la mejora de la humectabilidad;
El proyecto se amortizó en ocho meses y estableció mayores ganancias durante varias décadas; y
El productor estableció una nueva curva de declive mejorando las proyecciones del EUR y aumentando las reservas.
Con base en la nueva curva de declive establecida y las proyecciones económicas, el operador cambió las reservas, redujo los costos de producción y maximizó la eficiencia de la recuperación de petróleo en el campo.
Las nuevas expectativas para el resto de la vida económica del campo son que la mejora de la humectabilidad:
Desbloquee un total de 4.994.000 barriles de petróleo previamente inaccesibles;
Obtener un total de $ 102 millones ($ 40 WTI realizado) en ganancias adicionales antes de impuestos, una cuarta parte de las cuales proviene de la extensión de la vida útil del campo;
Extienda la vida útil del campo en 11 años; y
Incrementar el valor del campo en $ 45 millones.
ESal suele cobrar entre $ 1 y $ 3 por barril recuperado adicional después de que se observa una mejora de la producción en un campo.
Conclusión
En el ejemplo de campo anterior, la empresa de exploración y producción aumentó drásticamente las reservas y redujo los costos operativos. Se ha demostrado que esta combinación reduce el punto de equilibrio hasta en $ 10 / bbl, un avance muy esperado por los productores que superan los cambios de oferta y demanda en los mercados actuales.
Con base en las cifras nacionales con respecto a la producción actual y las reservas probadas, corregir la humectabilidad tendría un efecto asombroso en la industria petrolera estadounidense en su conjunto.
La investigación de ESal muestra que, actualmente, el 60% de las formaciones de EE. UU. Se beneficiarían de las mejoras de humectabilidad, lo que llevaría a la producción de 96 mil millones de barriles adicionales durante 30 años, produciendo más de $ 1 billón en ganancias, dependiendo de las fluctuaciones de precios. Esto implicaría mucho menos gasto de capital que perforar suficientes pozos nuevos para alcanzar esta cantidad de petróleo, y mejoraría las curvas de declive a largo plazo.
Al aumentar el corte de petróleo, habría mucha menos agua producida que iría a los pozos de eliminación de agua salada, lo que reduciría los costos de eliminación y los efectos sobre el medio ambiente.
En un momento en el que los avances tecnológicos están cambiando la forma en que el mundo hace casi todo, no es sorprendente que la tecnología pueda transformar EOR. Lo que sí sorprende es que esta tecnología de producción parece tan simple y casi obvia. Pero debido a que implicó un replanteamiento completo de la humectabilidad, fue necesario un feliz accidente y una mente abierta para abrir las puertas al descubrimiento.
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