El objeto del proceso de Exploración y Producción es maximizar el valor económico a largo plazo de las reservas de hidrocarburos gaseosos y no gaseosos en el suelo patrio, garantizando la seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con los venezolanos y el medio ambiente.
Uno de los procesos vitales de la industria petrolera es la exploración, pues de él depende el hallazgo de hidrocarburos (gaseosos y no gaseosos) en el subsuelo. La Exploración, es el primer eslabón de la cadena, es decir, nos ubicamos aguas arriba del negocio, por lo cual se convierte en la base fundamental para que exista PDVSA.
La misión primordial de la Exploración, consiste en la incorporación de recursos de hidrocarburos, de acuerdo a los lineamientos de la corporación para asegurar la continuidad del negocio. La estrategia adoptada por PDVSA para mejorar nuestro desempeño, en el corto y mediano plazos en este proceso de la industria petrolera nacional, ha sido la de adoptar las mejores prácticas en términos de esquemas de negocios, procesos, productividad, medio ambiente y seguridad industrial en las operaciones. La etapa de producción se refiere a la explotación del petróleo y el gas natural de los yacimientos o reservas. La fase de producción de un campo productor de hidrocarburos comienza después que se ha comprobado la presencia del recurso gracias a la perforación de pozos exploratorios.
Los procesos de Exploración y Producción, se interrelacionan a través de la ejecución de las diferentes fases que se llevan a cabo antes, durante y después de los Proyectos que sustentan el Plan de Negocios.
Hay una amplia y profunda relación entre la Exploración y las diferentes organizaciones de Producción, como por ejemplo, la perforación, estudios integrados, ingeniería y construcción, reservas, entre otras. Esta es una relación bidireccional (cliente-proveedor) que debe ser altamente dinámica y efectiva para que se logren los objetivos comunes de Exploración y Producción. Además, gracias a innovaciones en áreas técnicas y tecnológicas se han fortalecido y revitalizado las actividades de exploración y producción, con la meta de lograr que PDVSA se convierta en la empresa petrolera más exitosa del siglo XXI.
Todas las reservas de crudo y gas natural situadas en el territorio venezolano son propiedad de la República, estimadas por PDVSA y oficializadas por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo (MPetro), siguiendo el manual de definiciones y normas de reservas de hidrocarburos establecidas por este ente oficial, cuyas normas no sólo incluyen procedimientos específicos para el cálculo de reservas, sino también aquellos necesarios para el debido control de la información requerida por la Nación. Estos procedimientos son los mismos que se utilizan a escala mundial, de manera que los valores declarados son comparables con diferentes países.
Las Reservas Probadas
Son las cantidades estimadas de petróleo crudo y gas natural en yacimientos conocidos que, con razonable certeza, se podrán recuperar en el futuro bajo las condiciones económicas y operativas actuales. Debido a la incertidumbre inherente y al carácter limitado de los datos sobre los yacimientos, las estimaciones de las reservas están sujetas a modificaciones, a través del tiempo, a medida que se dispone de mayor información. Las reservas probadas no incluyen los volúmenes adicionales que podrían resultar de extender las áreas exploradas actuales, o de la aplicación de procesos de recuperación secundaria que no han sido ensayados y calificados como económicamente factibles.
Las reservas de hidrocarburos son reajustadas anualmente para considerar, entre otras variables, los volúmenes de crudo y gas extraído, el gas inyectado y los cambios de reservas provenientes de descubrimientos de nuevos yacimientos y extensiones o revisiones de los existentes, todo lo cual genera cambios en las reservas probadas de los yacimientos. De acuerdo con las facilidades de producción, las reservas probadas se clasifican en:
Reservas Probadas Desarrolladas:
Comprenden las cantidades que pueden ser recuperadas de los pozos existentes, con equipos y métodos actualmente en uso.
Reservas Probadas No Desarrolladas:
Son aquellos volúmenes que se esperan recuperar, mediante inversiones en la perforación de nuevos pozos en áreas no desarrolladas o en la culminación de pozos existentes.
En el año 2015, el crudo y el gas natural representaron 90% y 10%, respectivamente, del total estimado de reservas probadas de crudo y gas natural sobre una base equivalente de crudo.
En el año 2015, la producción fue de 1.001 MMBLS de crudo (2.742 MBD), lo cual ha permitido alcanzar una producción acumulada de crudo desde el año 1914 hasta el 31 de diciembre de 2015 de 70.166 MMBLS. La producción comercial de crudo en la República está concentrada en las siguientes cuencas: Maracaibo-Falcón (anteriormente denominada Occidental-Zulia) con un volumen acumulado de 44.054 MMBLS que se extiende en tierra a lo largo de los estados Zulia, Falcón, Trujillo y en las aguas territoriales del Golfo de Venezuela; la cuenca Barinas-Apure (anteriormente denominada Meridional Central Barinas y Apure) con 1.517 MMBLS que se extiende a lo largo de los estados Barinas y Apure. La producción acumulada de la cuenca Oriental es de 24.595 MMBLS y se extiende a lo largo de los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas, Delta Amacuro y Sucre (la FPO Hugo Chávez pertenece a la cuenca Oriental); la cuenca de Carúpano no tiene producción acumulada ya que fue incorporada en el año 2006 y abarca el norte del estado Sucre, Nueva Esparta y las aguas territoriales ubicadas al frente de las costas orientales venezolanas.
De acuerdo con los niveles de producción del año 2015, las reservas probadas de crudo, incluyendo las reservas de crudo pesado y extrapesado, tienen un tiempo de agotamiento de 301 años aproximadamente.
Reservas de Crudo
Los niveles de las reservas probadas de crudo, durante el año 2015, se ubicaron en 300.878 MMBLS. La distribución de reservas por cuencas es la siguiente: 20.330 MMBLS Maracaibo - Falcón; 1.088 MMBLS Barinas - Apure; 279.117 MMBLS Oriental y 343 MMBLS Carúpano. La FPO Hugo Chávez forma parte de la cuenca Oriental y sus reservas son 270.703 MMBLS de crudo, de las cuales 2 MMBLS corresponde a gas húmedo, 76 MMBLS corresponde a crudo condesado, 1.609 MMBLS corresponde a crudo liviano, 1.202 MMBLS corresponde a crudo mediano, 8.299 MMBLS a crudo pesado y 259.515 MMBLS a crudo extrapesado.
Reservas de Gas Natural
La República cuenta con reservas probadas de gas natural que ascienden a 201.349 MMMPC (34.715 MMBPE) al cierre de diciembre 2015, de los cuales 64.916 MMMPC (11.192 MMBPE) están asociados a la FPO Hugo Chávez, razón por la cual se confirma que las arenas existentes allí no son bituminosas sino petrolíferas. Por otra parte, del total de reservas probadas de gas natural, 36.452 MMMPC (6.285 MMBPE) están asociadas a crudo extrapesado presente en la cuenca Oriental. Las reservas de gas natural de Venezuela son, en su mayoría, de gas asociado, el cual se produce conjuntamente con el crudo y una alta proporción de estas reservas probadas, son desarrolladas.
1.- Identificación de áreas de interés. Con esta etapa se inicia la exploración en una región virgen o desconocida.
Se trata de una fase preliminar en la que se utilizan métodos indirectos como la geología de superficie (se toman muestras de rocas) o geología de campo, reconocimiento desde el aire (radares y métodos aeromagnéticos y aerogravimétricos) y espacio, geoquímica y geofísica.
Esta fase permite identificar áreas con características favorables a la existencia de hidrocarburos en el subsuelo.
2.- Detección de trampas.Cuando ya se detectó el área de interés, se procede a identificar las tramas o estructuras que pudieran contener petróleo.
Para esta fase se utilizan métodos geofísicos de alta tecnología como la sísmica tridimensional (3D) y métodos avanzados de visualización e interpretación de datos.
En esta etapa se definen en forma detallada las trampas de hidrocarburos (denominadas prospectos) y se jerarquizan según las reservas estimadas, además de su potencial valor económico.
3.- Verificación de la acumulación. Cuando se han identificado los prospectos, se decide dónde perforar los pozos exploratorios, único medio seguro de comprobar si realmente hay petróleo.
Durante esta etapa, el geólogo extrae la información de los fragmentos de roca cortados por la mecha (ripios) detectando estratos (capas) potencialmente productores.
La perforación exploratoria es una operación muy costosa y de alto riesgo, tanto por la interpretación geológica, la pericia y el tiempo requeridos, como por los riesgos operacionales que implica.
Estadísticamente, de cada diez pozos exploratorios que se perforan en el mundo, sólo tres resultan descubridores de yacimientos.
1.- Flujo en el yacimiento. Esta fase se refiere a la difícil y complicada trayectoria que sigue el petróleo dentro del yacimiento -a miles de metros de profundidad- a través de los microcanales de roca porosa y permeable hasta llegar al fondo del pozo. Este recorrido lo hace el petróleo gracias a la presión o energía natural que existe en el yacimiento.
2.- Producción en el pozo. Una vez que el petróleo llega al fondo del pozo, continúa su recorrido por la tubería vertical de producción hasta alcanzar la superficie. A medida que el petróleo asciende (bien sea por medios naturales o por métodos de levantamiento artificial) la presión disminuye y ocurre la liberación del gas originalmente disuelto en el crudo.
3.- Recolección de crudo. Después que el petróleo de cada uno de los pozos del yacimiento ha alcanzado la superficie, se recolecta mediante un sistema de líneas de flujo que van desde el cabezal de los pozos hasta las estaciones de flujo.
4.- Separación del gas. En las estaciones de flujo de petróleo y el gas producidos por los pozos entran a los separadores donde se completa la separación del gas que aún quedaba mezclado con el petróleo. Al salir por los separadores, el petróleo y el gas siguen rutas diferentes para cumplir con los distintos usos y aplicaciones establecidas.
5.- Almacenamiento de crudo. Los diferentes tipos de petróleo que llegan a las estaciones de flujo son bombeados a través de las tuberías hasta los patios de tanques, donde finalmente se recolecta y almacena toda la producción de petróleo de un área determinada, para ser tratada, eliminando el agua y la sal, colocándolo bajo especificaciones comerciales.
6.- Transporte de oleoductos. El crudo limpio (sin agua y desalado) almacenado en los patios de tanques es enviado a través de los oleoductos a las refinerías del país y a los terminales de embarque para su exportación a los mercados de ultramar.
7.- Embarque a exportación. El petróleo que llega a los terminales de embarque es cargado a la flota tanquera para su envío a los distintos mercados del mundo.
Como resultado de la gestión llevada a cabo por Exploración durante el año 2015, se ha logrado el sometimiento ante el MPetroMin de un volumen de reservas de 55,60 MMBLS de crudo y 3.312,16 MMMPC de gas, de los cuales 12,80 MMBLS de crudo y 1.217,01 MMMPC de gas corresponden a esfuerzo propio y 42,80 MMBLS de crudo y 2.095,16 MMMPC de gas consignados por empresas mixtas, dichos volúmenes están asociadas a reservas por descubrimiento con la perforación de los pozos exploratorios en profundidad Vlb-1624 y A-162 en occidente, RG-230 y J-495 en Oriente.
La actividad llevada a cabo por los proyectos de estudios exploratorios durante 2015, estuvo centrada en la revisión, identificación y maduración de nuevas oportunidades para incorporar y actualizar la base de recursos de Exploración y localizaciones exploratorias que soportan el plan a corto y mediano plazo, con el fin de identificar los volúmenes de hidrocarburos requeridos.
Al cierre del período, se ha trabajado en 20 proyectos nacionales, 16 en Tierra, tres en Costa Afuera y un Proyecto Especial (Otorgamiento de Licencias de Gas).
También se ha trabajado durante 2015 en dos proyectos de estudio en el ámbito internacional con países con los que se han firmado convenios de cooperación: Bolivia y Cuba, lo cual permitirá investigar volúmenes importantes de hidrocarburos líquidos y gaseosos, con expectativas en el orden de 3.685,00 MMBLS y 26.231,10 MMMPC, respectivamente.
El potencial de producción de crudo, en el ámbito nacional, en el año 2015, alcanzó un total de 3.184 MBD, el cual se distribuye de la siguiente manera: Dirección Ejecutiva de Producción Oriente 601 MBD (Gestión Directa 568 MBD, Empresas Mixtas 14 MDB y PDVSA Gas 19 MBD), Dirección Ejecutiva de Producción Costa Afuera 52 MBD (hasta la fecha sólo hay aporte de Empresas Mixtas), Dirección Ejecutiva de Producción Occidente 1.010 MBD (Gestión Directa 634 MBD, Empresas Mixtas 376 MBD), Dirección Ejecutiva de Producción Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) Hugo Chávez 1.442 MBD (Gestión Directa 577 MBD, Empresas Mixtas 865 MBD) y Dirección Ejecutiva de Producción Nuevos Desarrollos 79 MBD.
La producción fiscalizada de crudo más LGN total Nación atribuible a PDVSA para el año 2015 fue de 2.863 MBD, la cual se divide de la siguiente manera: Dirección Ejecutiva de Producción Oriente 801 MBD (Gestión Directa 767 MBD, Empresas Mixtas 14 MBD y PDVSA Gas 20 MBD), Dirección Ejecutiva de Producción Costa Afuera (Empresas Mixtas 35 MBD), Dirección Ejecutiva de Producción Occidente 707 MBD (Gestión Directa 365, Empresas Mixtas 342 MBD), Dirección Ejecutiva de Producción FPO Hugo Chávez 1.265 MBD (Gestión Directa 503 MBD, Empresas Mixtas 762 MBD) y Dirección Ejecutiva de Producción Nuevos Desarrollos 55 MBD.
En promedio durante el año 2015, la producción total de Gas Natural Nación fue de 7.756 MMPCD, de los cuales 2.460 MMPCD fueron inyectados con el fin de mantener la presión de los yacimientos. La producción neta de gas natural fue de 5.296 MMPCD (913 MBPE).
Dirección Ejecutiva de Producción Oriente
Divisiones Punta de Mata y Furrial Alcanzó una generación de potencial oficial de 182,8 MBD. Esta producción estuvo apalancada por la ejecución de RA/RC con y sin taladro con un aporte de 140,6 MBD, 18 pozos de completación con una generación de 29,2 MBD y 48 estimulaciones generando 13 MBD.
Adicionalmente, para el control y mantenimiento de energía, con el fin de mejorar los factores volumétricos de reemplazo, se realizaron las siguientes acciones:
• Cierre de ocho pozos con alta relación gas petróleo con una producción asociada de 5,8 MBD y 185,7 MMPCD. Divisiones Punta de Mata y Furrial.
• Cierre de tres pozos con alta relación agua-petróleo (RAP) con una producción asociada de 0,6 MBD a fin de preservar la energía de los yacimientos de los campos Carito y Furrial.
• Puesta en servicio la T-2 de PIGAP II para inyección, permitiendo incrementar la producción en 200 MMPCD. División Punta de Mata.
• Mejoramiento de los perfiles de inyección de cinco pozos. División Punta de Mata.
• Cierre de tres pozos con una alta inyección de gas y baja producción, 0,8 MBD y 15,6 MMPCD respectivamente, lo que permitió convertir siete pozos a levantamiento artificial por gas lift con una producción asociada de 11,3 MBD y 14,9 MMPCD.
Por otra parte, como estrategia para el incremento de la producción de crudo se ha trabajado en la profundización de los puntos de inyección de gas lift, logrando una generación adicional de 8,5 MBD asociados a cinco pozos. División Furrial.
División Occidental
El Proyecto de Gas Rafael Urdaneta está enmarcado en garantizar el desarrollo del Gas Natural No Asociado en el Golfo de Venezuela y Noroeste del estado Falcón en un área aproximada de 30.000 km² manejando un margen de reservas de 9,5 BPC. Las metas operacionales del año 2015 estuvieron enfocados en el desarrollo gasífero del Campo Perla (Bloque Cardón IV), logrando el inicio de producción en julio del año 2015 con 150 MMPCD, incorporando 300 MMPCD en el mes de septiembre 2015 para un total de 450 MMPCD, permitiendo adicionar 14 MBD de condensado, cumpliendo así la meta de producción establecida para el año 2015.
Se realizó la perforación y completación de cuatro pozos del Campo Perla (Perla 7, Perla 6, Perla 5 y Perla 1X), así como la instalación total de la Plataforma de Producción Principal PP1 y parcialmente instaladas las Plataforma Satelitales PS2 y PS3.
Se logró la energización y puesta en marcha del Tren 150 para el mes de junio 2015 y el Tren 300 para el mes de agosto 2015. Ambos trenes conforman la planta de tratamiento de Gas Tiguadare, municipio Carirubana, Punto Fijo, estado Falcón.
Dirección Ejecutiva de Producción Occidente División lago
Se lograron reemplazar 175 líneas a pozos, múltiples y estaciones de flujo por tuberías flexibles equivalentes a 223,1 km para una producción de 29,4 MBD y 46,6 MMPCD.
División Costa Occidental
Para el soporte de producción de esta división se realizaron mejores prácticas en el proceso de completación de pozos utilizando componentes no reactivos, evitando así daños en la formación.
Adicionalmente, se destaca la puesta en servicio del tanque de separación T-202 en la PLD-3, lo cual beneficia la optimización de la producción y el manejo de crudo en la planta.
División Costa Oriental
Se realizó la optimización y cambios de diseño en ocho pozos de bombeo de cavidad progresiva (BCP), con un ganancial de 400 BPD.
Adicionalmente, se realizó la instalación de facilidades y traslado de calderas portátiles B15 y B16 clúster del bloque J-8 para inyección de vapor en pozos nuevos. Por otra parte, se ejecutó el proyecto Wellflux en el pozo LSJ3714 y se realizó la instalación del inductor térmico con bomba de subsuelo Maxflu en el pozo LSJ3593 de manera exitosa, lográndose obtener ahorros en la entrada de taladro de servicio, disminución de la producción diferida e incrementando la vida útil de los equipos de subsuelo, quedando demostrado su funcionamiento operacional en la empresa mixta Petrocabimas.
División Sur del Lago Trujillo
Con la perforación del pozo FRA-21X, se logró cuantificar un potencial de 200 BPD. A fin de realizar un adecuado manejo de los ripios y lodos de perforación, se construyeron siete tanques tipo canoa con cámaras filtrantes, logrando la disminución en los tiempos de perforación, así como minimización de costos y riesgos ambientales.
Dirección Ejecutiva de Producción FPO Hugo Chávez
Durante el año 2015, se perforaron 595 pozos productores, con una generación asociada de 216,4 MBD. A continuación los detalles por División:
División Carabobo
Perforados 227 pozos productores con una generación asociada de 106,3 MBD. Se ejecutó la construcción de las facilidades mecánicas, civiles, eléctricas y de instrumentación para la ampliación de la capacidad de compresión y tratamiento de la Planta Compresora Orinoco (PCO) de 35 MMPCD a 60 MMPCD, a fin de garantizar el manejo de gas asociado a la producción del área extrapesado Morichal y de la empresa mixta Petrolera Sinovensa.
Adicionalmente destaca la construcción y puesta en operación del módulo de producción portátil para la deshidratación y desalación de 40 MBD de crudo extra pesado (43.600 barriles de crudo diluido de 16º API y 12% de agua y sedimentos), permitiendo incrementar la flexibilidad y confiabilidad operacional de la planta, en la empresa mixta Petrolera Sinovensa.
División Junín
Se realizó la perforación de 152 pozos productores con una generación de 46,2 MBD.
Adicionalmente, se lleva a cabo la construcción de un gasoducto de 8 pulgadas (8 km) desde el pozo J-17-01G, ubicado en Campo Zuata Principal de Petro San Félix hasta las líneas de entrada a la planta de gas para generación de potencia (GPGP), a fin de garantizar el flujo de gas combustible (10 MMPCD) que será utilizado como fuente de alimentación (gas del proceso) de la planta.
División Ayacucho
Se realizó la perforación de 213 pozos productores con una generación de 63,6 MBD.
Además, se logró la ampliación y adecuación de la Estación de Rebombeo Miga que contempla el incremento de capacidad desde 29,5 MBD hasta 90 MBD, a través de la construcción de un tanque de diluente de techo flotante de 24 MBls, instalación de cuatro bombas centrífugas de 33 MBD y la instalación de un sistema contra incendio y protección integral.
Adicionalmente, con la finalidad de incrementar la producción de crudo del Campo Casma Anaco de la empresa mixta PetroCuragua, se realizó la ampliación de la planta compresora de Casma Anaco a 10 MMPCD, optimizando todo el proceso de producción de crudo y gas en los pozos con método de extracción de levantamiento artificial.
División Boyacá
Se ejecutó la perforación de tres pozos productores con una generación de 0,25 MBD. Además se realizó la construcción de facilidades mecánicas para el manejo de la producción de los pozos nuevos.
Dirección Ejecutiva de Producción Nuevos Desarrollos
Está dirección está orientada a impulsar la infraestructura de producción y manejo de crudo de las nuevas áreas dentro de la FPO Hugo Chávez. La mayoría de los proyectos relevantes en ejecución contemplan la construcción de oleoductos y terminales para el manejo de la producción temprana. Para el período Enero-Diciembre 2015 se perforaron 158 pozos productores con una generación asociada de 60,9 MBD. Los detalles por División son los siguientes:
División Carabobo
Perforados 88 pozos productores con una generación de 45,5 MBD.
La empresa mixta Petrocarabobo realizó la perforación de 23 pozos productores con una generación de 15,4 MBD, así mismo logró la construcción del Centro de Procesamiento de Fluidos Comercial (CPF 30MBD), el mismo se encuentra en proceso de pre-arranque y tiene la finalidad de garantizar el manejo eficaz y seguro de los fluidos producidos.
La empresa mixta PetroIndependencia realizó la perforación de 65 pozos productores con una generación de 30,1 MBD.
División Junín
Perforados 70 pozos productores con una generación de 15,4 MBD.
Dirección Ejecutiva de Producción Costa Afuera. División Oriental
Durante el año 2015 se realizó exitosamente la evaluación y completación inferior y superior de los pozos del Campo Dragón (DR-11, DR-9 y DR-8 y DR-5A) que conforman el Esquema de Producción Acelerada (EPA), para una producción asociada de 220 MMPCD de gas.
Avance de 91,5% en la construcción del Gasoducto Dragón-CIGMA (Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho) de 36 pulgadas (103 km).
Por otra parte, se realizaron trabajos de instalación del Pipe Rack asociado a las facilidades de entrada del gas a la Planta PAGMI con un avance de 85,6 % y la construcción de fundaciones para los diferentes equipos a ser instalados (slug catcher, unidades de deshidratación portátil, entre otros).
Como parte de las estrategias orientadas a fortalecer y profundizar la soberanía tecnológica del sector hidrocarburos, el cumplimiento de las metas volumétricas establecidas en los planes de negocios de la CVP con las Empresas Mixtas, constituye un reto para la Corporación e implica la aplicación de tecnologías de vanguardia, que permitan mitigar las barreras en campos maduros.
Adicionalmente, un diagnóstico de la situación actual de las empresas mixtas en relación a la producción de crudo de campos maduros, se puede resumir los siguientes aspectos:
1. Las condiciones de yacimiento en campos maduros obligan a la aplicación de diferentes tecnologías para perforación y rehabilitación de pozos, tales como: disponibilidad de equipos de perforación de nueva generación, perforación direccional, dominio de ingeniería, diseño y ejecución de pozos horizontales, así como la aplicación de nuevos diseños de fluidos de perforación.
2. En las Empresas Mixtas liviano - mediano, las tecnologías más usadas se asocian con fluidos de perforación, cementación, control y limpieza, empleo de herramientas rotatorias en hoyos direccionales y herramientas para completación de pozos. Su aplicación ha permitido que al cierre de 2015 se tengan más de 7.000 pozos activos.
3. Adicional a las tecnologías ya implantadas con sinergia entre los socios, para el período 2016-2025, se estima la aplicación de otras tecnologías enfocadas en: perforación bajo balance para controlar pozos y evitar daños a los yacimientos, perforación multilateral, direccionamiento en perforaciones altamente desviadas y nuevas opciones para el aislamiento de agua durante la rehabilitación de pozos.
Hasta ahora, las Empresas Mixtas liviano - mediano han aplicado tecnologías en sinergia con los socios para incrementar su producción. En su mayoría, dichas tecnologías se enfocan en actividades con taladro (perforación y reacondicionamiento), las cuales apuntan a la disminución de tiempos improductivos, minimización del daño en formación y optimización de los costos.
Copyright © PDVSA - Petróleos de Venezuela, S.A.. Todos los derechos Reservados.
