Factores técnicos, operativos y administrativos, que inciden en la producción petrolera

 

Factores técnicos, operativos y administrativos, que inciden en la producción petrolera de los campos de la región amazónica operados por la empresa estatal de EP Petroecuador

 

Este es un trabajo de investigación y análisis de un grupo de profesionales vinculados al sector petróleo, que propicia el debate técnico, para mejorar las operaciones de los campos petroleros del oriente ecuatoriano, con criterios de carácter técnico y de la realidad de los yacimientos

El Frente de Defensa Petrolero Ecuatoriano, considera indispensable que los profesionales del área, propongan discusiones técnicas, generen soluciones técnicas y que se imponga en las operaciones de los campos petroleros criterios técnicos y de gestión confiables.

 

Abril 2023

 

I.- ANTECEDENTES

 

El presente trabajo analiza los volúmenes de producción de los campos de EP Petroecuador desde la perspectiva de la ingeniería de valor. Siendo su objetivo, el de identificar atenuantes y agravantes en las operaciones de campo, para en base a ello, definir acciones que permitan mantener, incrementar y optimizar la producción petrolera.

A continuación, se presenta un detalle de la distribución de la producción de los campos:

1.- Los campos de EP Petroecuador de la Amazónica al 31 de marzo de 2023 se encuentran produciendo un total 2.807.968 barriles diarios de fluidos; de los cuales, 374.554 barriles son de petróleo y 2.433.414 de barriles son de agua, que representa un corte de agua (BSW) del 87%.

a.    De la producción diaria total referida anteriormente, el 33.34%, proviene de tres campos: Sacha (Bloque 60), ITT (Tiputini, Tambococha e Ishpingo, que conforman el Bloque 43) y Apaika-Nenke (Bloque 31), los mismos que son operados y administrados en un 100% por la empresa pública EP Petroecuador, de los cuales se obtienen 832.896 barriles de fluidos, 708.008 barriles de agua y 124.888 barriles de petróleo, con un corte de agua de 85%

 

b.    Es importante señalar que los pozos perforados en los campos Tiputini y Tambococha, fueron completados desde su inicio (año 2016), utilizando el sistema de levantamiento artificial electrosumergible, cuyo diseño fue la de someter a los pozos a producir con altas tasas de fluidos, donde el agua, por su alta viscosidad, ha provocado que los yacimientos productores de crudo, se inunden de agua en forma acelerada; eso ha ocasionado que, en aproximadamente 6 años, estos campos se encuentren produciendo con un corte de agua del 92.5%.

 

c.    Vale destacar que el campo Ishpingo, que constituye el tercer campo del tren estructural ITT, inició su explotación y desarrollo en abril del 2022 y sus pozos también han sido completados con el sistema de bombeo electrosumergible; y, de acuerdo a los reportes que se disponen, el promedio de corte de agua se encuentra en el 64%.

 

d.    El campo Apaika-Nenke, pertenece al Bloque 31, siendo su producción muy marginal, aportando con una producción diaria de fluidos de 12.036 barriles, 10.546 barriles de agua y 1490 barriles de petróleo, con un corte de agua del 88%.

2.- El 67.66% de la producción total de crudo de los campos de EP Petroecuador, se encuentran bajo la operación de la empresa privada a través de los Contratos de Servicios Específicos Integrados con financiamiento de la Contratista (Contratos de Campos Maduros, Campos Menores y Oil&Gas), cuyo volumen aproximado corresponde a 249.666 BPPD, que es pagado por EP Petroecuador bajo una tarifa por barril producido, convenida en cada uno de los contratos. Con relación a la producción de agua, los 10 campos (incluido los campos de los Bloque 16 y 67), alcanzan un volumen de 1.725.408 barriles de agua, con un corte de agua promedio de 87%

Estos campos están concentrados en Activos, denominación realizada por la empresa estatal para simplificar los reportes de producción, siendo éstos los siguientes:  Auca, Shushufindi, Cuyabeno, Oso-Yuralpa, Edén-Yuturi, Indillana, Libertador, Lago Agrio, Palo Azul y Bloque 16 y 67; este último, fue transferido al estado el 31 de diciembre de 2022; y, a partir del 1 de enero de 2023, el Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables, encargó a EP Petroecuador el 100% de su operación y administración.

Para una mejor visualización a continuación se presenta los volúmenes de producción de los campos (Activos), que han sido registrados el 31 de marzo del 2023.

 

II.- CONDICIONES TÉCNICAS, OPERATIVAS Y ADMINISTRATIVAS

Es muy importante conocer, que la tarea de mantener o incrementar la producción de los campos, en la mayoría de los casos se presenta complicada y crítica; de tal forma que en la actualidad, tanto EP Petroecuador y las empresas privadas que tienen a su cargo los Contratos de Servicios Específicos Integrados, deben hacer los mejores esfuerzos económicos y técnicos para compensar la declinación de los campos, entre otros: perforación de nuevos pozos, trabajos de reacondicionamientos, fracturamientos hidráulicos, optimización de los sistemas de levantamiento artificial, e implementación de proyectos de recuperación secundaria por inyección de agua; etc.. Sin embargo, para alcanzar estos objetivos, existen factores técnicos, operativos y administrativos que están relacionados directamente con la vida y comportamiento productivo de los pozos y campos, que van a dificultar cumplir con las proyecciones de producción programadas anualmente, entre las más importantes:    

 

1.- DECLINACIÓN NATURAL DE LOS YACIMIENTOS

La declinación de la producción de los campos de la Región Amazónica se encuentra afectada por varios factores:

a.    Características y condiciones naturales de los fluidos y de la roca (densidad del crudo y permeabilidad de la roca).

 

b.    Mecanismos de producción:

• Empuje hidráulico lateral o de fondo (mantenimiento de la presión del yacimiento)
• Empuje por gas en solución (la presión del yacimiento declina rápidamente hasta llegar al punto de burbuja o presión de saturación)
• Combinación de los dos mecanismos de producción que se pueden presentar durante la vida productiva de los yacimientos.

c.    Sistemas de levantamiento artificial aplicados

·         Hidráulico (bombas hidráulicas)

·         Mecánico (balancín)

·         Electrosumergible (bombas eléctricas)

 

2.- DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN POR FACTORES INDIRECTOS. -

Muchas veces el desconocimiento de los campos, traducidos en la falta de una adecuada administración técnica de los yacimientos y el desconocimiento del comportamiento productivo de los pozos, son unos de los tantos factores que pueden ocasionar indirectamente serios problemas en el manejo de la producción.

Los reiterados cambios técnicos-administrativos en la conducción de la empresa, tanto a nivel gerencial, como a nivel de campo, pueden llevar al fracaso las tareas u objetivos de mantener e incrementar la producción de los campos.

a.    Inadecuada administración técnica de los yacimientos en los campos traducida en la falta de:

·         Estudios permanentes de los cambios de la dinámica de producción de los fluidos de los yacimientos.

·         Aplicación de modelos dinámicos y estáticos de ingeniería geológica, yacimientos y producción

·         Base de datos actualizada

b.    Cambios sustanciales de infraestructura de producción

·         Modernización (automatización) de facilidades de producción en plataformas y estaciones

·         Reemplazo de líneas de trasferencia desde los pozos hacia las estaciones de producción

·         Tratamiento químico adecuado en los procesos y tratamiento de los fluidos producidos

·         Disponibilidad permanente de sistemas de generación eléctrica y autonomía de las redes de distribución de subestaciones hacia las facilidades de producción

c.    Requerimientos administrativos a nivel de campo

·         Coordinación oportuna y eficaz con las comunidades, vinculadas con las áreas cercanas a las operaciones.

·         Motivación al personal para crear un ambiente de trabajo positivo y efectivo

·         Facilidades de movilización y mantenimiento de vías de acceso.

III.- DECLINACIÓN PORCENTUAL DE LA PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS

De acuerdo a información referencial que se tiene de los campos de la empresa estatal y de las compañías operadoras de los contratos de servicios específicos integrados, la declinación natural de los yacimientos se encuentra en un rango del 20% al 30% anual; sin embargo, en este análisis se considerará una declinación del 20%

1.- Campos administrados y operados el 100% por EP Petroecuador

Para este caso, la estimación de la declinación producción se lo ha realizado asumiendo que los campos declinen anualmente el 20% de su producción. Bajo esta condición, la producción de los tres campos, Sacha, ITT (Tiputini, Tambococha e Ishpingo) y Apaika-Nenke, reportada el 31 de marzo del 2023, pasaría de 124.888 barriles de petróleo por día a 99.910 BPPD, lo que significa que existiría una reducción de la producción de 24.978 barriles menos durante un año.

Para contrarrestar dicha pérdida, se debería hacer lo siguiente:

a.    Realizar permanentemente trabajos de reacondicionamiento para mantener estable la producción de los pozos, así como también evitar que los eventos ocasionados por caídas de tensión eléctrica ocasionen impactos severos en los pozos y sistemas de levantamiento artificial y en los procesos de tratamiento y separación de los fluidos producidos.

 

b.    Que el Departamento de Relaciones Comunitarias y medio ambiente, mantengan un dialogo permanente con las comunidades asentadas en las zonas, de tal forma que se cumplan los acuerdos y compromisos alcanzados a fin de que no interfieran las actividades da campo.   

 

c.    Realizar una campaña de perforación de al menos 50 pozos nuevos durante un año, seleccionando las mejores ubicaciones en los campos y/o estructuras disponibles, de tal forma que cada pozo aporte con una tasa de producción de alrededor de 500 barriles de petróleo por día.

 

2.- Contratos Específicos Integrados

a.    En los contratos suscritos, existen dos tareas u obligaciones que le corresponde ejecutar y coordinar a EP Petroecuador y son las siguientes.

• Garantizar en cada uno de los campos el suministro permanente de generación eléctrica para sus operaciones.
• Coordinar con las Contratistas, la obtención de los permisos ambientales para construcción de plataformas para la perforación de nuevos pozos, conforme a los planes de inversiones previstas anualmente para mantener e incrementar la producción de los campos. En este punto, se debería conocer si las empresas que manejan los campos maduros y menores ya han cumplido con los planes y programas de inversión considerados en cada uno de los contratos.

b.    Por su lado, las empresas que mantienen contratos de servicios integrados, tendrán que cumplir con los planes y programas anuales de inversión establecidos y acordados en cada uno de los contratos, como son las de incrementar y/o mantener la producción de los campos asignados, incluyendo aquellos campos que mantienen como obligación el cumplimiento de la línea base referencial de producción establecida, con los incrementos de producción correspondientes.

 

c.    Con relación a la producción de los campos que se encuentran bajo la figura contractual de servicios específicos integrados, se asume una declinación anual del 20%. Bajo esta premisa, la producción de los Activos reportada al 31 de marzo del 2023, pasaría de 249.554 barriles de petróleo por día a 199.643 BPPD, lo que significa que existiría una reducción de la producción de 49.911 barriles menos durante un año.

 

d.    Para compensar esta perdida se requieren que las empresas perforen aproximadamente 100 nuevos pozos y que cada pozo aporte con una producción diaria de 500 BPPD.

 

e.    Compartir con el personal de campo de EP Petroecuador el control y monitoreo permanente de los parámetros básicos de los sistemas de levantamiento artificial implementados en los pozos, que permita en forma directa, conocer el comportamiento de la producción de los yacimientos, lo que permitiría tomar los correctivos en forma conjunta, si el caso lo amerita, para mantener estable la producción de los pozos.

 

f.     Cumplir con los planes y programas comprometidos anualmente en cada uno de los contratos relacionados con los trabajos de reacondicionamiento de pozos tendientes a mantener la producción de los campos.

 

g.    En el caso de aquellos campos en donde las contratitas hayan cumplido con el plan de inversiones comprometidas y no se consideren más inversiones en la perforación de pozos, sino solamente planes y programas anuales de reacondicionamiento de pozos para mantener la producción, EP Petroecuador, de forma urgente, tendrá que revisar conjuntamente con dichas empresas a fin de considerar nuevos compromisos de inversión que permita mantener o incrementar la producción de los campos.

 

III.- CONCLUSIONES.

1.    En los últimos años, la mayoría de los pozos perforados en los campos han sido completados con sistemas de levantamiento artificial electro sumergible y no obstante su costo elevado, ha desplazado a otros sistemas de levantamiento artificial que fueron implementados al inicio de la producción petrolera del país, en donde prevaleció el sistema de levantamiento hidráulico; el mismo que fue aplicado, como una “ayuda” a los pozos productores, debido a la falta de energía o bajas presiones de fondo de los yacimientos, que no permitía llegar su flujo a las estaciones recolectoras. Se debe resaltar que el sistema de levantamiento hidráulico, fue aplicado hace muchos años para manejar tasas de producción conservadoras con el objeto de prolongar el tiempo de vida útil de los yacimientos.

 

2.    los equipos electro sumergibles, por su alta tecnología, son muy amigables con el medio ambiente y de fácil instalación y operación; sin embargo, su aplicación en los pozos debe ser muy bien estudiada y analizada, debido a que fueron diseñados para manejar altas de tasas de producción de fluidos, por lo que antes de bajar estos equipos, se debe contar con el conocimiento de las condiciones de los yacimientos, producción de arena, profundidad de las zonas productivas, mecanismos de producción, volúmenes fluidos a levantar, presiones de fondo y superficie, viscosidad, densidad del crudo y sobre todo la disponibilidad permanente de fuentes de energía eléctrica.

 

3.    Los campos de la Región Amazónica mantienen, a la presente fecha, un promedio de corte de agua (BSW) de 85%, situación operativa que dificultaría utilizar métodos y/o técnicas para evitar el avance del agua en los yacimientos y los trabajos que se tendrían que ejecutar, para mantener los niveles de producción de crudo con bajos caudales de agua, resultarían muy costosos.

4.    La caída de la presión de los yacimientos de los campos es bastante crítica, de tal manera que muchos de los pozos que se encuentran produciendo bajo la presión de saturación o burbuja, podrían bajar la eficiencia de recuperación de crudo, Del mismo modo, el paso del gas libre a través de las etapas de la bomba electrosumergible, puede disminuir su capacidad de levantamiento, ocasionando el bloqueo por gas, corriendo el riesgo inclusive de quemar el motor de fondo que obligaría a realizar su cambio y aumentar los costos.   

 

5.    La mayoría de los campos, mantienen dentro de su historial de producción, un número de pozos inactivos o cerrados, debido a daños mecánicos, alto corte de agua y por considerarse no rentable mantenerlos en producción, e inclusive ciertos pozos se encuentran ubicados en zonas tomadas por las comunidades, que por condiciones de seguridad y ambientales, ha sido necesario retirar líneas de transferencia y proceder con el cierre definitivo; sin embargo para recuperar la producción de los pozos que se pueden intervenir, se tendrían que realizar un análisis de la relación costo/beneficio que permita decidir si se justifica su intervención.

 

6.    Definitivamente, no todo es negativo, es así que en muchos campos se podría incrementar la producción, para lo cual se tendría que revisar el volumen de reservas remanentes por pozo de acuerdo al radio de drenaje y decidir si se puede reducir el espaciamiento actual de áreas no drenadas, que permita perforar nuevos pozos (pozos infill), de las mismas plataformas ya construidas y en producción.

 

7.    Si se cuenta en los campos con pozos disponibles para utilizarlos como inyectores de agua, para mejorar la presión de los yacimientos en zonas depletadas, se debería conformar una comisión técnica para que a corto y mediano plazo analice la factibilidad de implementar nuevos proyectos de recuperación secundaria, mismos que podrían ser ejecutados siempre y cuando se justifique económicamente su inversión. Esto se aplicaría a todos los campos de la Región Amazónica, incluyendo los campos que se encuentran asignados en los contratos de servicios específicos integrados.

 

8.          En el caso del campo Ishpingo, por ser un campo nuevo y en pleno desarrollo, se requiere determinar nuevas ubicaciones de plataformas que permita perforar pozos con mejores potenciales de producción. Por otro lado, se deberá realizar un rediseño de las completaciones de los pozos perforados, así como también optimizar el sistema de levantamiento en los próximos pozos a perforar. Estos trabajos se deben extender también hacia los campos Tiputini y Tambococha, con los cuales se podría incrementar la producción y compensar con estos trabajos, la declinación total de la producción de los campos de la Región Amazónica operados por la empresa estatal.