Bogotá.- Martín Terrado, el director de Operaciones de la petrolera GeoPark Limited (Nyse: Gprk), dirigió las operaciones de Chevron en Venezuela de 2012 a 2018, incluyendo un bloque inmediatamente adyacente al Bare que adquirieron recientemente GeoPark y los Gilinski en Venezuela.
Antes de unirse a GeoPark, trabajó en petrolera argentina San Jorge y en Chevron en diversas operaciones internacionales incluyendo Argentina, Estados Unidos y Venezuela. Lideró los equipos técnicos y de operaciones de crudo pesado en el este y oeste de Venezuela, con producciones de 160 mil y 100 mil barriles de petróleo equivalente día, respectivamente.
Es Ingeniero de Petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (Iiba), cuenta con un MBA del IAE Business School de la Universidad Austral y es miembro y mentor de la Society of Petroleum Engineers (SPE). Actualmente preside el Directorio de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel).
GeoPark Limited (Nyse: Gprk) esperaque aproximadamente 60 miembros del actual equipo operativo de Petróleos de Venezuela, Pdvsa, se unan a su equipo operativo “contamos con personas que conocen el país, personas que conocen el petróleo pesado y personas que conocen la cuenca”, explicó Felipe Bayon Pardo, CEO y vicepresidente del Consejo de Administración de la petrolera que es noticia por estos días.
La firma planea la reactivación de entre 400 y 450 pozos, unas 100 reparaciones, aproximadamente 30 pozos horizontales, la optimización de los sistemas de levantamiento artificial y la rehabilitación de infraestructura crítica. Con este plan, la producción bruta aumentará desde el nivel actual hasta más de 56.000 barriles diarios para 2030.
“Esta primera fase nos brinda una manera muy práctica de desarrollar el campo con los pozos existentes, comprender su rendimiento superior, identificar los cuellos de botella en la infraestructura y obtener más información sobre el yacimiento a medida que aumentamos progresivamente la actividad”, dijo el expresidente de Ecopetrol.
A partir de 2031, entrará en una fase de desarrollo con perforaciones horizontales adicionales, reparaciones y recuperación térmica. La producción aumenta hasta aproximadamente 90 000 barriles de petróleo diarios. Posteriormente, la recuperación térmica cobra mayor importancia a medida que buscamos aumentar la recuperación y mantener la meseta de producción.
Antes de que el activo entre en una fase de cosecha de larga duración, centrada en la gestión del yacimiento y la maximización de la recuperación.
LOS CUELLOS DE BOTELLA A RESOLVER EN EL ORINOCO
El Bloque Bare añade aproximadamente 400 millones de barriles de producción acumulada a GeoPark durante la vigencia del contrato y crea un camino hacia una empresa que puede triplicar su producción y cuadruplicar su Ebitda para 2030.
Se trata de un campo que ha estado en producción durante mucho tiempo, alcanzando un pico de más de 120.000 barriles diarios. Cuenta con un número significativo de pozos, más de 1.100, que se pueden reactivar. Y en las gráficas adjuntas arriba se resume un enfoque por fases para el desarrollo.
“Si hablamos específicamente de los cuellos de botella, actualmente el yacimiento no tiene ninguno y por eso decimos que el yacimiento está produciendo entre 10.000 y 11.000 barriles de petróleo con un 20% de agua. Es un yacimiento que tiene la ventaja de estar en producción. Por lo tanto, recibe energía y diluyente, y también petróleo crudo diluido que sale del yacimiento. Obviamente, cuenta con servicios en curso y más de 100 pozos en producción. Así que nos encontraremos con cuellos de botella al pasar de los 10 000 barriles de petróleo diarios actuales a los aproximadamente 56.000 barriles diarios que habíamos previsto y que figuraban en nuestro plan para 2030”, explicó Bayón.
En concreto, los cuellos de botella están relacionados con la capacidad de las instalaciones. Actualmente, el yacimiento tiene capacidad para hasta 30.000 barriles. Así que se nalizará de inmediato, pero no necesita comenzar a realizar mejoras. Se realizarán tareas de mantenimiento, evaluación del el estado de las instalaciones y, en el futuro, se llevarána cabo mejoras para reactivar algunas de ellas en plataformas que estuvieron cerradas.
Al mismo tiempo, se evaluará el estado de los pozos compartidos. Hay más de 600 pozos clasificados como de categoría dos y tres, que son aquellos que se pueden reactivar fácilmente con trabajos de extracción, o bien, los de categoría tres requieren reacondicionamiento.
“Ya hemos identificado con Pdvsa el primer grupo de pozos que se someterán a los trabajos de reacondicionamiento. Desde esa perspectiva, el cuello de botella podría estar en la evaluación que realizamos o en la cantidad de pozos que vamos a reactivar. No teníamos previsto reactivar el 100% de los pozos; la cifra es mucho menor. El siguiente cuello de botella podría ser la energía, y es algo que, de nuevo, desde el primer día, somos conscientes. Este yacimiento actualmente necesita tres megavatios. Para que se hagan una idea, el yacimiento 34 tiene más de 70 megavatios. Así que tres megavatios y un consumo de energía mucho menor porque no hay tanta agua.
Cuando lo ampliemos a 56, nuestro plan es consumir aproximadamente tres veces más. Así que tendremos un consumo de alrededor de 10 megavatios. ¿Cómo vamos a solucionar esto? Este yacimiento viene con gas asociado a la producción desde el primer día. En nuestro plan de contratación, trataremos el gas y generaremos energía a partir de él”, continuó el CEO de GeoPark.
El tercer obstáculo es el diluyente. En este momento, el campo tiene alrededor de 4.000 barriles de diluyente en producción.
Cuando se alcancen los 50.000 a 60.000 barriles de petróleo, se necesitarán entre 20.000 y 25.000 o 30.000 barriles de diluyente. ¿Cómo se gestionarán? Se tiene un contrato que describe y regula específicamente cómo se gestionará el diluyente entre GeoPark, el operador, y Pdvsa. Pdvsa brindará apoyo y suministrará el diluyente. También se puedecomprarlo, llevarlo a la terminal, Pdvsa lo transportará, lo entregará en el campo y luego se recuperará el costo.
El tema del diluyente ya se ha tratado durante estos cinco meses.
El otro obstáculo del que todos hablan son los socios comerciales o la cadena de suministro. Ya se inicióel proceso de licitación de la cadena de suministro de Fase I. Se estádiscutiendo con Pdvsa y este proceso abarca todos los servicios y bienes que se necesitan para la reactivación de pozos, la optimización del levantamiento artificial y también algunas instalaciones iniciales, como la unidad [LAT], que es una unidad de medición.
Están avanzados en el proceso, incluyendo empresas que ya están en Venezuela, así como muchos aliados en Colombia, muchos de los cuales ya están registrados en Venezuela.
“Y el último punto es el talento. Hay un equipo ya definido, formado por miembros del equipo en GeoPark. Este equipo volverá a participar, y de hecho, partimos esta noche (dos de septiembre) y pasaremos allí los próximos diez días. Nos reuniremos con Pdvsa para conocer a sus integrantes y hablar con ellos. Pdvsaha estado operando este yacimiento desde sus inicios, en 1970.
Por lo tanto, conocen muy bien el yacimiento y han realizado excelentes proyectos piloto técnicos en el pasado. Ya hemos identificado algunos de los puestos que nuestro personal o departamento de Recursos Humanos cubriría. Para concluir, quiero mencionar que todos estos aspectos se han tratado internamente y con Pdvsa. Somos conscientes de esos obstáculos, pero los estamos abordando”.