El mantenimiento y aumento del potencial de producción de hidrocarburos no se logra sin la presencia de taladros activos que permitan realizar, en los pozos, el conjunto de acciones que conlleven a obtenerlos.
Tener taladros activos proporciona seguridad de existencia a las empresas dedicadas a la producción de hidrocarburos.
Especial de Nelson Hernández
En el argot de la industria de los hidrocarburos continuamente se oye decir, al personal que en ésta labora, la palabra “taladro”. Para el común de las personas la imagen que de esta tienen es la de una torre piramidal truncada metálica, pero la importancia que tiene esta infraestructura en el desenvolvimiento de la producción de petróleo y gas es poco conocida.
Esta infraestructura o equipo de trabajo es vital en la fase de exploración y explotación de los hidrocarburos, ya que está asociado a la mínima unidad técnica – económica que soporta a esta industria, que es el pozo. Hay que recordar que, hasta hoy, la única forma de conocer con certeza la existencia de hidrocarburos en el subsuelo, es perforando un pozo.
Lógicamente no hay un solo tipo de taladro. Los hay para agua y tierra, en función de la profundidad del pozo y de las características del yacimiento, si es para pozos exploratorios, de avanzada o de desarrollo y los dedicados a la actividad de reparación, reacondicionamiento y mantenimiento de pozos (RA/RC). La gráfica anterior muestra una clasificación de taladros.
El equipo o taladro de perforación rotatoria es un equipo utilizado para perforar huecos de gran profundidad, con el fin de drenar un yacimiento de hidrocarburos de la manera más económica y rápida posible (si éste ya esta descubierto), o de perforar pozos exploratorios con el objeto de ubicar acumulaciones de hidrocarburos. Contadas veces se utiliza este tipo de equipos para realizar trabajos RA/RC.
La otra macro clasificación es la denominada equipos de guayas, que son más pequeños y se utilizan, generalmente, en pozos en tierra para realizarles, entre otros, trabajos RA/RC.
Definiciones claves
Con el objeto de dar un marco de referencia al lector, es necesario establecer de manera sencilla las siguientes definiciones:
Potencial de producción de petróleo: Es la máxima tasa eficiente de producción económica de un yacimiento, capaz de obtenerse con las instalaciones operativas de superficie del campo. También representa el nivel máximo de producción estable que pudiera ser alcanzado, bajo condiciones ideales de operación, por los pozos con disponibilidad de producción, conectados a instalaciones de superficie, cumpliendo con las normas ambientales y de utilización del gas producido. Desde el punto de vista de cálculo, se expresa como la sumatoria del potencial de producción de cada pozo que tiene disponibilidad inmediata de producción. Dentro de este grupo de pozos están:
– Activos en producción
– Cerrados temporalmente por reparación y mantenimiento de instalaciones asociadas al pozo
– Cerrados por restricción de mercado del tipo de crudo que produce
Producción diferida: Es la diferencia entre el potencial de producción y el volumen de producción medido en los tanques de almacenamiento de petróleo. Este diferimiento de producción puede ser programada y no programada. Esta última obedece a eventos fortuitos e imprevistos.
Producción: Es el volumen producido en condiciones normales de operación. Esta producción, para ser óptima debe estar en un rango que va entre el 95 y 98 % del potencial de producción. Cuando la producción se sale de este rango, se debe actuar rápidamente para mantener el potencial. El retardo de la actuación dificulta su recuperación, con la consecuente pérdida de potencial, y por ende la caída en los volúmenes producidos. Como se puede observar es una situación recurrente: menor potencial, menor producción.
Declinación: Se refiere a la pérdida de capacidad de producción de hidrocarburos de un pozo o conjunto de pozos, debido a la ocurrencia de los siguientes factores:
– Disminución de la capacidad de producción del yacimiento. Conocida como la declinación energética del yacimiento y que va asociada a su madurez.
– Incremento en la producción de fluidos no deseables y daños en la formación (arena productora). Estas dos causas conforman la declinación mecánica y está relacionada directamente con el pozo y puede ser restituida mediante trabajos RA/RC.
Cada año se debe contrarrestar la declinación del potencial a fin de mantenerlo, y si se quiere incrementarlo se necesita un esfuerzo adicional a la efectuada para contrarrestar su caída.
Contribuciones al potencial: Se refiere al potencial generado de hidrocarburos a través de las actividades, entre otras: de perforación de pozos, reacondicionamientos y mantenimiento de pozos, sistemas de recuperación secundaria y terciaria, estimulaciones y cambios de métodos de producción, etc.
Generación y mantenimiento del potencial de hidrocarburos
Para la industria de los hidrocarburos es vital mantener y/o aumentar el potencial de producción. A tal efecto es imprescindible que exista el taladro, ya que sin él, es imposible que la unidad de producción (el pozo) este siempre en las mejores condiciones para alcanzar su objetivo primario como es el de drenar el yacimiento de hidrocarburos de una manera óptima.
La gráfica a continuación muestra en forma esquemática el movimiento del potencial de hidrocarburos en un periodo determinado, que generalmente es un año. Hay un potencial inicial a comienzo del periodo, el cual declina en el transcurso del tiempo. Esta declinación es restituida mediante acciones para el mantenimiento del potencial y si se han realizado acciones, básicamente de perforación, se puede agregar un nuevo potencial. El no realizar las acciones para el mantenimiento, el potencial ira cayendo paulatinamente, y cada vez será más difícil su recuperacion.
En la siguiente gráfica se muestran las distintas formas de generar potencial de hidrocarburos.
En todas las oportunidades es necesario la existencia del taladro, ya bien sea el convencional (utilizado en las actividades de la parte superior del gráfico) o el de “guayas” (empleado en las actividades indicadas en la parte inferior del gráfico).
El mantenimiento y reparación a pozos es uno de los temas más importantes a los que se enfrenta la industria de los hidrocarburos debido a la diversidad de problemas que se presentan en los pozos dependiendo de sus características, las propiedades de los fluidos que son producidos y las propiedades de la formación productora. Un mal manejo gerencial de esta problemática, conlleva directamente a una pérdida del potencial de producción, afectando la economía del negocio.
El término reparación o rehabilitación se refiere a una variedad de operaciones correctivas realizadas en un pozo a fin de mantener, restaurar o mejorar su producción. La reparación de un pozo es un proceso que se lleva a cabo después de la perforación y su terminación, que en conjunto son las operaciones que tienen como fin comunicar a la formación productora con la superficie teniendo como objetivo optimizar, rehabilitar o mejorar la productividad de un pozo y de esta manera obtener hidrocarburos al menor costo.
Los problemas de productividad que se pueden presentar se clasifican en: imputables al pozo per se; imputables al yacimiento e inherentes a fenómenos fisicoquímicos. Por otra parte, las reparaciones se pueden agrupar en:
Reparaciones menores: Se enfocan en aspectos mecánicos del pozo sin tener una interacción con el yacimiento al realizar la operación. Dentro de estas: cambio de bombas, empacaduras, cabezal, válvulas, tuberías dañadas, motores, balancines, cabillas, etc. Generalmente, el uso de una guaya (wireline) adosada a un motor es suficiente para realizar el trabajo.
Reparaciones mayores: Se realizan en la vecindad interna del pozo teniendo interacción con el yacimiento. Estas operaciones tienen mayores riesgos por lo que es recomendable analizar de forma correcta el comportamiento de cualquier agente externo que se requiera que interactué con los fluidos del yacimiento. Dentro de estas, se mencionan: Cambio de la tubería de producción, poner a producir una nueva zona del yacimiento, acidificación, fracturamiento, taponamiento y abandono de una zona productora.
Una excelente explicación de las reparaciones de pozos petroleros puede ser visto en la Tesis: Reparaciones Mayores y Menores en Pozos de Petróleo
A objeto de dimensionar el número de taladros existe el indicador DTA (días/taladro/año), el cual asocia los días de taladro dedicado a realizar un trabajo en un pozo para aumento o mantenimiento de potencial de hidrocarburos. El trabajo más simple a realizar tarda 2 días (1 día movimiento del taladro al sitio de trabajo, 1 día para realizar el trabajo). Esto indica que el DTA es de 2, lo que arroja que en un año se pueden intervenir 182 pozos.
Veamos el siguiente ejemplo: Un taladro tiene 7 DTA, y si los pozos que serán intervenidos por este equipo tienen una producción 200 barriles diarios, Cuantos taladros se necesitan para obtener una producción de 500 kBD?. Y cuantos serian si el DTA es de 14?
Esto indica la importancia de tener una óptima programación del uso de los taladros convencionales y de guaya, ya que cualquier retraso repercute directamente en las finanzas de la empresa que opere en la producción de los hidrocarburos. Esta es la principal razón del porque las empresas le dedican máxima atención al desempeño de la unidad organizativa encargada de velar por la reparación y mantenimientos de los pozos.
Como corolario, podemos indicar que: tener taladros activos proporciona seguridad de existencia a las empresas dedicadas a la producción de hidrocarburos.
Economía de los taladros
Por otra parte, es necesario conocer la economía de las actividades de generación y mantenimiento del potencial, donde más del 50 % del costo está asociado al taladro. Así vemos que el costo de este equipo está muy asociado al precio del petróleo, y este a su vez en el equilibrio de la oferta – demanda. En otras palabras, a mayor demanda de petróleo, mayor actividad de taladros para satisfacerla y por ende mayor el costo de estos por haber poca o nula disponibilidad. Es de aclarar que la generalidad es que las empresas petroleras alquilen o contraten el servicios de los taladros, y no que estas sean propietarias de estos.
Dependiendo de sus características técnicas, el alquiler de un taladro petrolero de mesa rotativa se ubica por encima de los 20.000 dólares diarios. Estos precios más o menos son iguales en todo el mundo, la diferencia está en la extensión de los contratos de servicio. Los costos promedio para los tipos de plataformas petrolíferas costa afuera pueden variar ampliamente, desde alrededor de 20 millones hasta un máximo de 1 mil millones de dólares.
En cuanto a los equipos de guaya, su costo es mucho más barato y por ende su alquiler diario que está por encima de los 3.000 dólares. Por ejemplo, un trabajo que tarde 7 días en realizarse, el costo del alquiler seria de 21.000 dólares, sin incluir los equipos y accesorios necesarios que requiere el pozo para su reactivación como productor activo. En general, el costo promedio de reactivación de un pozo ronda los 0.5 millones de dólares.
Todo lo anterior, indica que es muy importante en un programa de reactivación de pozos conocer (estimar) la producción esperada del pozo, el tipo de petróleo a producir y su precio. Estos tres rubros son básicos en la evaluación económica y de ellos dependerá la prioridad (jerarquización) que tenga cada pozo dentro de dicho programa.
En este link, puede realizar una evaluación económica sobre el particular:
https://app.box.com/file/681613710511?s=pwknln5quu8t1a4mcrz8zbhgb6rjr32b
En los siguientes link, puede obtener información sobre el costo y el alquiler de taladros
Costos Plataformas de perforación
https://www.investopedia.com/ask/answers/061115/how-do-average-costs-compare-different-types-oil-drilling-rigs.asp
Tarifa Diaria de perforación
https://www.investopedia.com/terms/d/day-rate-oil-drilling.asp
Taladros pequeños de tierra (guayas)
https://www.alibaba.com/trade/search?fsb=y&IndexArea=product_en&CatId=&SearchText=rig+oil&viewtype=&tab=
Caso Venezuela
La industria de los hidrocarburos en Venezuela se encuentra destruida como consecuencia de la aplicación políticas públicas erradas y de malas prácticas gerenciales. Así vemos que desde el año 1998, la producción ha caído en 2.835 kBD, al situarse en el 2020 en 500 kBD.
La gráfica anterior refleja el incumplimiento de los planes, lo cual estaría asociado a la mala praxis gerencial.
La gráfica siguiente muestra la producción de petróleo para el periodo 1998 – 2020, y la aplicación de las políticas públicas que restringieron el desarrollo normal de la industria hidrocarburífica venezolana.
Como consecuencia de la opacidad que mantiene el gobierno a todo nivel, es difícil conocer el número actual de pozos cerrados capaces de producir (Ver ANEXO I. Clasificación del Ministerio del Petróleo). La última cifra que se conoce es la mostrada en el PODE 2014. De los 35.780 pozos capaces de producir, 14.810 estaban en producción y 20.970 cerrados reactivables. Lo más seguro es que la cifra de cerrados haya aumentado, por una razón básica: caída de la producción como consecuencia de la falta de taladros para reactivar los pozos cerrados.
Esta afirmación se corrobora en la gráfica siguiente, que muestra el número de taladros relacionado con la producción de petróleo para el periodo Junio 2012 – Marzo 2021.
Se observa de una manera clara que en la medida que disminuye el número de taladros activos también disminuye la producción de petróleo, lo cual resalta la importancia del taladro en el mantenimiento y aumento del potencial de producción de petróleo.
Desde el punto de vista estadístico, la correlación encontrada con un coeficiente de correlación de 0.923, es la siguiente:
P= -0,22 T² + 47,8T + 31,23
Donde P es la producción, expresada en kBD y T es el número de taladros.
Ya hemos indicado las macro causas de la perdida de potencial de producción de hidrocarburos en Venezuela. Ahora bien, si no se realizan las acciones necesarias para contrarrestar la declinación de producción, se cae en el denominado efecto cascada de la perdida de producción, el cual está representado en la siguiente gráfica
La gráfica representa dos periodos. El periodo uno (P1), se inicia con un potencial indicado como PCP1. La declinación lleva a un nivel de potencial indicado como PFP1. Para restituir la declinación deben realizarse esfuerzos, para alcanzar nuevamente al final del P1 el nivel que se tenía al inicio del periodo (PCP1).
De no hacer ningún esfuerzo en el P1, o los realizados no contrarrestan la declinación, se origina el efecto cascada de la perdida de potencial. El potencial al inicio del periodo dos (P2) es el igual al PFP1. La declinación en P2 lleva a un nivel de potencial indicado como PFP2. Para restituir la declinación deben realizarse esfuerzos, para alcanzar nuevamente al final del P2 el nivel que se tenía al inicio del periodo (PCP2). Obsérvese que para restituir el potencial PCP1 desde el PFP2, es necesario realizar los esfuerzos dejados de hacer en ambos periodos.
Para finalizar, el mantenimiento y aumento del potencial de producción de hidrocarburos no se logra sin la presencia de taladros activos que permitan realizar, en los pozos, el conjunto de acciones que conlleven a obtenerlos.
Nelson Hernández es ingeniero energista @energia21 y Académico de la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat de Venezuela
