La industria petrolera en su tarea de aminorar la incertidumbre que genera la búsqueda de hidrocarburos, los cuales según datos del Dane de 2017 tienen como principales destinos de exportación países como Estados Unidos, Panamá, China, Singapur, Canadá y Perú, dispone de grupos de expertos que trabajan en el desarrollo de avances tecnológicos para lograr este objetivo.
Precisamente, uno de los temas que inquieta a las petroleras, es poder reducir los costos de perforación, porque “perforar un pozo es de los costos más caros que tiene la industria, teniendo en cuenta que puede llegar a representar entre el 50 y 70 por ciento del presupuesto de una compañía”, indica Néstor Saavedra, experto del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP).
Para alcanzar este objetivo, el ICP ha venido incorporando y aplicando nuevas tecnologías relacionadas con los fluidos de perforación y la estabilidad del pozo, todo esto para lograr contribuir con tal fin.
Por otra parte, a nivel del laboratorio de fluido se lleva a evaluación y a selección los mejores productos, con la idea de evitar el taponamiento de la formación productora.
Adicionalmente, en el laboratorio de mecánica de rocas es en donde se determinan las características de resistencia de las formaciones que van a ser perforadas, para poder definir las densidades de lodo adecuadas y evitar que hayan derrumbes o fracturamientos de la pared del pozo, minimizando los tiempos no productivos durante la operación.
Esta información se integra con los parámetros de campo que son transmitidos en tiempo real e interpretados en el software EcoAge, ubicado en el Centro de Operaciones en Tiempo Real que tiene Ecopetrol, lo que le ha permitido a los ingenieros de perforación hacer seguimiento y tomar decisiones inmediatamente evitando costosas acciones correctivas.
Otro proceso implementado en Colombia es el que combina, de manera novedosa, técnicas de conversión, tiempo, profundidad, tomografía y de procesamiento sísmico en profundidad.
Con ello, el ICP ha logrado solucionar un problema recurrente que se venía presentando, este tenía que ver con la diferencia que se estaba registrando entre las medidas que arrojaban la sísmica y las que daba el subsuelo, ya que las sesiones sísmicas son determinantes para la exploración de hidrocarburos y están referidas en unidades de tiempo. Mientras que, la realidad del subsuelo está en profundidad y la diferencia que se ocasione de estas dos, puede llegar a concluir que algunas estructuras vistas en tiempo pueden llegar a no existir cuando se convierten en profundidad.
“La nueva metodología que se está desarrollando es mucho más robusta que las técnicas comerciales y ya ha venido siendo aplicada en el país exitosamente en el Pie de Monte y en el Valle Medio.
De esta forma, se apoya la disminución de la incertidumbre exploratoria en áreas con geologías complejas y se ha logrado también precisar el volumen de recursos que se iban a encontrar en el prospecto”, indica William Agudelo, líder del proyecto y profesional especialista en Geofísica de Ecopetrol.
Una de las ventajas de la digitalización de la información de las rocas conseguida con Sherlock II, como se denominó el proyecto de investigación que permitió este avance, es que mediante la realización de una tomografía avanzada (escáner) de una muestra de roca obtenida en cualquier lugar del mundo, y su envío al Centro de Tecnología Repsol, en Móstoles (Madrid), donde está el software desarrollado para Sherlock II, se puede llegar a obtener, en cuestión de horas una buena parte de la información que anteriormente podía llegar a tardar varios meses, esto ha permitido mejorar la eficiencia y los resultados en la búsqueda de hidrocarburos, así lo advierte un reporte de Repsol.
Pese a estos avances, la industria para la detección de hidrocarburos en el subsuelo, se vale de dos metodologías básicas como lo son las asociadas al método sísmico y las electromagnéticas, las cuales se basan en la detección de anomalías de la señal que viene del subsuelo, ya sea sísmica o electromagnética y que se asocian a la presencia de fluidos en el subsuelo.
Según Jaime Checa, asesor de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos, la sísmica ha evolucionado a través de los años, a tecnologías y procedimientos cada vez más amigables con el ambiente.
En aquellos lugares donde es posible, se utilizan fuentes vibratorias de bajo impacto, los equipos se han hecho más pequeños y livianos y las medidas de manejo son abundantes y frecuentes, lo cual permite hablar de sísmica de bajo impacto.
La Geoquímica de Superficie también es utilizada, generando buenos resultados que, mediante campañas de campo, permiten hacer una identificación más exacta de presencia de hidrocarburos, ya sea a una escala micro o a una macroscópica.
Con respecto al procesamiento de imágenes sísmicas, en Colombia se han estado realizado estudios utilizando filtros del espectro electromagnético, pudiendo identificar con éxito áreas con presencia de emanaciones de superficie.
Las técnicas de geoquímica de superficie se complementan muy bien con las que utilizan procesamiento de imágenes. Estas tecnologías se han empleado tanto en cuencas onshore como son Valle Medio del Magdalena, Sinú-San Jacinto y en Llanos, así como en el offshore colombiano (Caribe).
Igualmente, científicos de la compañía Repsol crearon una serie de técnicas para obtener una representación digital de las rocas del subsuelo (y de los yacimientos) en las cuales se pueden realizar cálculos y simulaciones de manera más rápida y precisa de forma analógica para poder resolver las incógnitas que se plantean en la exploración y producción de yacimientos de hidrocarburos.
Estás técnicas facilitan el comercio exterior y potencializan la exportación de los hidrocarburos que ya cuentan con un valor agregado, logrando que hayan más mercados, en mejores condiciones y más competitivos, teniendo en cuenta que buena parte de la canasta exportadora de Colombia se sigue sustentando en dos productos primarios: el carbón y el petróleo.
EL TIEMPO
