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¿El recobro de petróleo de la Faja es también parte de la habilitante de Hugo Chavez?

“El Presidente (…) agregó que el factor de recobro en ese campo no debe bajar de 20%” (El Universal, 02 de Mayo del 2007).

Evanan Romero

Los Venezolanos deberiamos conocer lo que los ingenieros de petróleo denominamos factor de recobro de un yacimiento o reservorio de petróleo, a fin de que podamos entender los excesos verbales de la afirmación del Presidente Chavez en el Acto de Estatización de los Asociaciones Estrategicas de la Faja del Orinoco el pasado 1 de mayo del 2007.

Debemos comenzar diciendo que este tėrmino, factor de recobro, se refiere a la cantidad de hidrocarburos que al final de la vida productiva del mismo podrá ser extraido en relación al volumen originalmente presente en dicho reservorio al momento del inicio de la producción. Por experiencia histórica de muchos reservorios a escala mundial, la proporción que se puede extraer va desde un 5 % a un 65% en el mejor de los casos. Noten que se refiere a una expectativa futura sujeta a incertidumbre. Porquė? Sencillamente porque va a depender de la interacción de muchos factores. Muchos de ellos dependen de las fuerzas naturales presentes en el reservorio y de la acción del hombre en la aplicación de las tėcnicas adecuadas para conservar esas fuerzas naturales, el momento de aplicarlas, el mecanismo de conservacion y asistencia, la proporción y tipo de fluidos y mecanismos a ser usados en las tėcnicas de asistencia de la energia natural; todas ellas serian efectivas como producto del mejor conocimiento a ser usado, la disponibilidad de tecnologías apropiadas y sobre todo un análisis económico que optimice la relación costo-beneficio.

En primer lugar vamos a referirnos a las fuerzas naturales que mantienen los hidrocarburos en equilibrio en el medio poroso antes de que se perfore el primer pozo y se inicie el flujo hacia dicho pozo. Hay tres tipos de fuerzas presentes y que ejercen acción en cada una de las fases [líquidas y gaseosas], las llamadas viscosas, capilares y gravitacionales. La relación entre ellas esta regida por las leyes del flujo dinámico en medios porosos establecida en 1856 por Henry Darcy [H. Darcy, Les Fontaines Publiques de la Ville de Dijon, Dalmont, Paris (1856)], la cual es un caso particular de la mas amplia ley de Navier-Stokes y tiene analogías con las leyes que describen la conducción del calor [Ley de Fourier], la conducción de electricidad [Ley de Ohm] o la ley de difusividad [Ley de Fick]

El predominio de una fuerza natural en el medio poroso sobre la otra va a determinar en gran medida la eficiencia del recobro final. De estas fuerzas, las más efectiva es la gravitacional, pero no siempre esta presente o su magnitud puede ser de poca monta, dependiendo en primer lugar de la inclinación del reservorio con la horizontal y del tipo de fluídos presentes; luego vienen las

a que el recobro sea menor de lo esperado si el gas no se mantiene en solucin en el petroleo y el flujo no es de tipo pistn por parte del agua empujando el petrleo. viscosas y las capilares que rijen la efectividad del gradiente o diferencial de presión que impulsa los fluídos y la homogeneídad de su patrón de flujo. Es decir que el gas y el agua, menos viscosos que el petróleo, no se adelanten en su flujo al pozo y dejen por detrás al petróleo en lo que se denomina una saturación irreductible. Esto haríóóó

La efectividad de los pozos horizontales está en que permiten la activación de las fuerzas gravitacionales por encima de las viscosas y capilares y hacen la inyección de vapor menos relevante. Las bombas electro-sumergibles permiten desplazar la columna de fluido acumulado en el pozo y minimizar la contra-presión para que el gradiente de presión al pozo se maximice y asi el flujo del petróleo. De manera que esta dos tecnologias logran reducir la importancia del vapor y su necesidad de aplicación al inicio de la vida productiva del reservorio.

Además, si no se mantiene la velocidad relativa de cada fase por debajo de un valor crítico que no induzca el flujo preferencial de una fase sobre la otra [digitalización o ‘fingering’], el factor de recobro se afecta de una manera sustancial. En Venezuela, hay numerosos casos históricos pertenecientes a los primeros años de la explotación petrolera en la región del Lago de Maracaibo y en Oriente, como fue Cabimas, Casigua, Menegrande, Jusepin, etc donde el recobro final se vió afectado por mala aplicación de las tecnologías existentes aún en su época..

¿En quė consiste el debate sobre el factor de recobro en el caso de la Faja del Orinoco?
Antes del comienzo de la década de los 90’s, cuando aun no se habia despertado el interés comercial por la Faja del Orinoco por parte del sector petrolero internacional, las empresas filiales de PDVSA, y antes de ellas la Menegrande Oil Co. ya habían iniciado algunas experiencias de explotación en la Faja, sobre todo en los campos ubicados en su margen norte, Pilón, Jobo, Melones, Bare, etc. Aquí las empresas extendieron la experiencia que habían acumulado en la explotación de crudos pesados y extra-pesados en la Cuenca del Lago de Maracaibo desde 1957 cuando se inició la aplicación de la inyección de vapor en Menegrande. Venezuela hizo historia en la industria petrolera mundial en la aplicación en escala comercial de procesos de recuperación asistida de los reservorios de crudos pesados. Como cifra mágica para los análisis económicos y como herramienta de planificación, se llegó a ultilizar el 20% de factor de recobro. Es necesario recalcar que ėste era un factor estimado de una expectativa futura, la cual era válida siempre que estuviesen presentes los mismos factores naturales descritos anteriormente y se aplicaran tėcnicas de extracción similares a esa región, tanto en tipo, cantidad y oportunidad.

Es bueno agregar que en el caso de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, hay la presencia de una fuerza natural adicional en el reservorio, llamada subsidencia [resultado de la compactación del subsuelo y su transmisión al suelo via hundimiento del suelo como se observa en Lagunillas] que resulta en una fuerza adicional de expulsión de los fluidos al reducirse el tamano del medio poroso por efecto de la compactación. El impacto de esta nueva fuerza en el factor de recobro ha sido estimado entre 10 y 15% adicional. Sin embargo, en el caso de la Faja del Orinoco, su existencia y magnitud no ha sido aun medido o estimado con precisión, si es que existe en modo significativo.

La inyección de vapor en los campos de la Faja fuė el metodo inicial de escogencia por los resultados favorables en la cuenca del Lago, pero su costo era muy alto y hacía que aún aplicando vapor, la Faja, con los niveles de precios vigentes en esa época y con el costo que requiere su mejoramiento de calidad para ser usado en las refinerías dado el nivel de contaminantes que posee, la extración no fuera rentable.

¿Quė hizo que la Faja fuese rentable?

Fue la incorporación de dos tecnologías de producción, transferidas y adaptadas a nuestro país de fuentes externas por las empresas operadoras nacionales con la participación del Intevep y las empresas de servicios petroleros internacionales: la perforación de pozos horizontales y el uso eficiente en crudos pesados de las bombas de subsuelo electro-sumergibles y las de cavitación progresiva. El uso de estas dos tecnologías hizo que el costo de levantamiento [costo hasta la cabeza del pozo] bajara de US$ 3.0 a US$ 1.0 ya que se lograron tasas de hasta 1500 barriles por dia versus 200 a 250 con inyección de vapor en pozos verticales y el uso de unidades de bombeo por cabillas/balancines. Esta reducción de costo fuė esencial, ya que el crudo podría llegar a las unidades de mejoramiento en Jose/Barcelona por debajo de US$ 1.50 a 1.80 por barril, lo cual sumado a un costo de mejoramiento de 6.50 a 9.00 $/barril permitía que el crudo mejorado entrara al mercado internacional de combustibles, cuyo horizonte de precios a largo plazo [umbral] no excedía en esos años los US$ 15.0 por barril.

¿Quė paso entonces con la inyección de vapor?

Sencillamente se difirió su aplicación en el tiempo a fin de optimizar la ecuación costo-beneficio, pero su no aplicación en la etapa inicial de la explotación NO significa por ningun motivo que puede causar un daño al reservorio ni afectar el factor de recobro a obtener del mismo. Muy por el contrario, logrando tasas de 6 a 8 veces a un menor costo que las que se obtienen con vapor presupone que hay que controlar la tasa crítica para evitar el “bypassing” del petróleo. Acelerar el efecto de reducción de las fuerzas viscosas al agregar el vapor, puede por el contrario, llegar a ser detrimental en esta etapa de la vida del reservorio. Habría que esperar mas tiempo a medida que el radio de drenaje que afecta cada pozo se hace menor y haya que perforar pozos a menor distancia entre ellos que en su lugar se podría inyectar el vapor a fin de extraer una proporción mayor del crudo frío pegado al medio poroso por las fuerzas capilares. El vapor vendría a estimular el efecto de reducción de viscosidad y hacer que se incremente la tasa de flujo al pozo. Para ese momento, ya hablaríamos de recobros que pueden exceder el estimado por las experiencias del Lago de Maracaibo y apuntarle a recobros como los obtenidos en Kern River en California de mas de 50%. Los precios y la extracción acumulada con las inversiones fijas ya hechas nos darían una ecuación costo-beneficio sustancialmente diferente a la de los años 90’s y las de hoy.