Antes de tomar la decisión de cerrar o abandonar un campo, se deberá de concientizar y efectuar los análisis técnicos y económicos necesarios para evaluar la rentabilidad de sus reservas remanentes
Aproximadamente 70% de la producción mundial acumulada proviene de campos que cuentan con grandes reservas. Más de 48% de la producción mundial procede de campos maduros con más de 30 años de explotación, es decir, contienen la mitad de las reservas mundiales de crudo, sin embargo, virtualmente dos tercios del crudo en estos campos y un tercio del gas no se recupera.
La estrategia para aumentar el Factor de Recuperación es realizar estudios de factibilidad para la aplicación de sistemas de recuperación secundaria y mejorada, reingeniería de los pozos, diversificación de sistemas artificiales y la aplicación de nuevas tecnologías en pozos e instalaciones.
Actualmente muchos de estos campos operan utilizando la tecnología implementada en la etapa desde su desarrollo original. En ocasiones, las compañías petroleras consideran, dado el potencial limitado de los recursos, tratar campos que proporcionen producciones viables y mayores.
Con solo recuperar el 1% del petróleo que todavía no se ha podido extraer de los yacimientos en producción desde hace 30 años, las industrias de hidrocarburos del mundo obtendrían unos 10 mil millones de barriles de crudo adicionales (1.600 millones de metros cúbicos) equivalentes al volumen mundial de reservas de acuerdo con algunos expertos en la materia.
Ciclo de Vida de un Campo de Petróleo
Un campo petrolero nace con su descubrimiento. Luego del periodo de evaluación crece hasta llegar a adulto, desde su primer petróleo ascendiendo hasta su máxima producción (Plateau o Producción Pico, dependiendo del tamaño del campo) para luego comenzar su declinación.
Finalmente, ya envejecido, una vez pasado el umbral económico, las bombas se apagan, se desmantelan las facilidades y el campo muere.
Tasas Calculadas por la IEA usando data de HIS (incluyendo 798 Gigantes)
• La IEA diferencia entre Declinación Natural (9%) y Declinación Observada (6.7%), atribuyendo la diferencia a las intervenciones (perforación inter‐espaciada, etc.)
• En total la IEA calcula una declinación de 5.1% para 580 campos pos‐pico y 5.8% para 479 campos pos‐plateau. El total es ajustado para compensar por miles de campos pequeños no incluidos en su banco de datos para alcanzar la cifra de 6.7%.
• Los campos No‐OPEP, con menos campos Gigantes y Súper‐Gigantes, declinan a una tasa más rápida que los campos de la OPEP. Adicionalmente, los campos costa afuera declinan a tasas más rápidas que los campos en tierra firme, y los campos de aguas‐profundas declinan más rápido que los de plataforma.
El caso de los No-Convencionales: Esquistos de Petróleo y Gas
Los yacimientos no‐convencionales declinan a tasas mucho mayores que los convencionales. Por ello, se necesita perforar muchos pozos nuevos para contrarrestar la declinación.
Eventualmente, no habrá más localizaciones para perforar. Entonces, la producción caerá dramáticamente.
¿Cómo Podríamos Contrarrestar la Declinación?
Campos Maduros Convencionales
Se requieren de varios elementos como:
Perforación Inter‐espaciada
• Reacondicionamientos/Recompletaciones
• Reingeniería de la Gerencia del Campo
• Recuperación Secundaria y Terciaria
Campos Maduros No-Convencionales
• Re‐Fracturamiento Hidráulico Eagle Ford Shale
El Reto de los Campos Maduros
• 30+ años de producción.
• Estado avanzado de declinación de la producción, o alcanzando el final de la vida productiva.
• Ofrecen acceso rápido y de bajo riesgo a los hidrocarburos, pero con frecuencia luchan con economías marginales y complejidades técnicas.
• En contraste con el desarrollo de campos nuevos, las oportunidades presentadas por los campos maduros son frecuentemente muy pequeñas y poco incrementales para llamar la atención de la alta gerencia.
• Los mejores talentos técnicos son dedicados a los retos en nuevas fronteras (aguas profundas, locaciones de riesgo, yacimientos complejos) en lugar de aquellos activos con presupuestos limitados e infraestructura en deterioro.
• Pozos e infraestructura viejos presentan retos de integridad y confiabilidad, haciendo las operaciones menos predecibles y afectando el desempeño.
• Dificultad para atraer socios para invertir en campos maduros con alto nivel de declinación.
Necesidades comunes de las compañías operadoras
• Maximizar Producción
• Obtener Producción Temprana
• Cero Riesgo Financiero
• Mejorar el Flujo de Caja bajo cualquier Escenario
• VPN siempre mayor que el de la Compañía de Servicios
• Mantener una Buena Gerencia del Yacimiento
• Implementar Fit for Purpose Technology
Oportunidades para Invertir en Campos Maduros: Latinoamérica
Los proyectos de Rejuvenecimiento de campos maduros permiten obtener beneficios en menor tiempo que los proyectos de Exploración.
• Si no es posible encontrar grandes yacimientos, o resultan muy costosos y el riesgo es muy alto, las mejores opciones son diversificar el portafolio y destinar una buena porción a incrementar las reservas y la rentabilidad de los campos que ya están en producción.
• Los campos maduros, a pesar de encontrarse en su etapa de declinación, tienen un gran potencial si se optimiza su operación y se les incorporan algunas tecnologías que hace tres o cuatro décadas no existían o resultaban onerosas.
Los proyectos de Rejuvenecimiento de campos maduros permiten obtener beneficios en menor tiempo que los proyectos de Exploración.
