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Stochastic cost-benefit analysis to assess new infrastructure to improve the reliability of the natural gas supply
The reliability of a natural gas system involves the capacity of the supply, transportation, storage and distribution system to provide service without short-term interruptions in the event of contingencies. Typically, increasing the gas supply reliability implies diversification of gas sources, transportation redundancies or larger gas storage capabilities. In addition, the combined operative uncertainty of the transportation pipeline and gas supply are not considered when assessing the impact of new infrastructure seeking to increase the gas supply reliability. To overcome these deficiencies, we propose: (i) a stochastic cost-benefit analysis; (ii) a pipeline contingency model using topographical, societal (violence) and pipeline information; and (iii) a supply contingency model of scheduled and unscheduled maintenance. Moreover, we consider both the gas supply and transportation uncertainties using a Monte Carlo simulation and an optimization model; furthermore, the expected cost-benefit is estimated. Our methodology is applied and calibrated to the Colombian natural gas system to estimate the expected cost-benefit of a new pipeline: Jobo – Medellín. The results show that the expected benefit-cost ratio (BCR) of this pipeline is 2.02 and that the probability of having an economic benefit greater than the cost is equal to 99.0%.
Optimal waterflooding management using an embedded predictive analytical model
In the petroleum industry, there is an ever-increasing interest in oil recovery processes with high hydrocarbon extraction rates. One of the most common oil recovery processes is waterflooding, which involves the injection of water into a reservoir. This process is often challenging, as there is uncertainty in the reservoir’s properties. In this paper, we propose an optimal waterflooding management methodology for setting the producer and injector wells conditions to maximize the net present value (NPV). Our methodology integrates a predictive analytical model, which models the reservoir performance and forecasts the production rates based on the producer and injector well operating conditions.
https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0920410521010652
El fracking en Colombia
El fracking o fracturamiento hidráulico es un tema polémico y controvertido a nivel nacional e internacional. Fracking es una técnica de extracción consistente en fracturar rocas que tiene petróleo y gas atrapados en su interior.
Mientras los hidrocarburos provenientes de yacimientos convencionales fluyen a la superficie, los hidrocarburos contenidos en yacimientos no-convencionales requieren de la inyección a alta presión de fluido de fractura con el objetivo de fracturar la roca para permitir que fluyan los hidrocarburos atrapados en ella.
Es común pensar que el fracking – que ha revolucionado recientemente la industria de los hidrocarburos – es una técnica nueva. Pero la verdad, el fracking es la combinación de dos técnicas, perforación horizontal y fracturamiento hidráulico, que se han utilizado desde mediados del siglo pasado en Colombia.
Lo que realmente generó el uso intensivo de esta técnica en países como Estados Unidos, fue su viabilidad económica con precios del petróleo que rondaban los US$100 por barril.
Empero, no se pueden negar los recientes avances técnicos en perforación horizontal, completamiento y fracturamiento hidráulico, que han reducido los riesgos potenciales del fracking y han generado eficiencias económicas que permitió reducir el costo de producción a menos de US$40 por barril.
Contaminar el Agua
Una de las principales preocupación de implementar el fracking en Colombia es el consumo y contaminación del agua. La cantidad de agua requerida para desarrollar un pozo de hidrocarburos no-convencionales por medio del fracking oscila entre 2.5 y 7.5 millones de litros.
En términos simples, se requiere aproximadamente el agua de media piscina olímpica para fracturar un pozo.
Esto puede ser un tema muy sensible en zonas donde los recursos hídricos sean limitados y es la principal razón para vetar esta técnica en zonas específicas, a pesar de que aproximadamente el 60% del agua utilizada en el fracturamiento hidráulico regresa a la superficie y puede reciclarse para ser utilizada en la fractura de otro pozo.
Por otra parte, la segunda preocupación respecto al agua es la contaminación por los químicos utilizados en el proceso de fracturamiento.
El proceso de fracturamiento hidráulico requiere del fluido de fractura que es 99.5% agua y propante, y 0.5% de aditivos químicos. Por un lado, el propante es básicamente arena o partículas similares que ayudan a mantener la fractura o fisura de la roca abierta para que siga fluyendo los hidrocarburos.
Y por el otro lado, los aditivos son químicos que generan una alta viscosidad en el fluido de fractura para poder transportar el propante.
Figura 1. Diagrama de la fracturación hidráulica. Fuente: US Department of Energy (DOE).
Otra de las preocupaciones es la contaminación de aguas subterráneas. Las fracturas se realizan a más de 2 kilómetros (7.100 pies) de profundidad, generando una diferencia de más 1.5 kilómetros entre la fractura y las aguas subterráneas que se pueden utilizar para consumo humano. Esta distancia es un poco menor a la altura de un avión cuando el piloto del vuelo anuncia que se debe regresar a su silla y abrocharse el cinturón para proceder a aterrizar. Al ser esa misma distancia la que existe entre la fractura y la superficie, es casi imposible una contaminación cruzada. De ahí que en la literatura científica se han documentado solo contaminaciones producidas por fallas en los pozos o en los recubrimientos de las tuberías pero no por el fracturamiento.
Por último, el incremento de sismos en las zonas donde se realiza la extracción de hidrocarburos no-convencionales puede ser significativo. La razón fundamental para el aumento de los sismos es el incremento de energía sobre una falla geológica. Dicho en otras palabras, si se fractura cerca de una falla geológica, esta reacciona al aumento de energía mediante pequeños sismos. La solución básica es hacer estudios sísmicos para evitar fracturar cerca de una falla geológica. Al igual sucede cuando se inyecta fluido de fractura para su disposición final. El incremento de fluido en una formación genera aumento de presión que puede terminar generando sismos.
Figura 2. Formación la Luna – Magdalena Medio, Colombia. Fuente: Ecopetrol (2017)
El Potenciál en el País
Según Arthur Little (2017), en Colombia la formación geológica La Luna puede tener un potencial de reservas de más de 5.000 millones de barriles equivalentes (BOE), correspondiente a más de tres veces las reservas actuales del país, 1665 millones de barriles.
Solo el desarrollo de la formación La Luna puede representar entre 100.000 y 350.000 barriles de petróleo por día (BOED), casi la mitad de la producción actual de Ecopetrol.
En los últimos 10 años, Ecopetrol ha transferido $195 billones a la Nación en regalías, impuestos y dividendos pero sus reservas actuales de hidrocarburos no alcanzan para más de 6 años.
A pesar de que la respuesta más fácil y menos arriesgada es decir no al fracking en Colombia, se deben contemplar los beneficios que puede traer el fracking en términos de empleo, desarrollo de nuestras regiones, aumento de competitividad de nuestro país, educación gratuita, planes de salud, y planes sociales, sumado a la seguridad energético, autosostenibilidad, aumento de la inversión nacional y doméstica, entre otros beneficios generales que se darían a las poblaciones directa e indirectamente ubicadas en zonas de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales.
Por dar solo un ejemplo, Ecopetrol ha estimado que los aportes en impuestos, regalías y dividendos de estos desarrollos podían ser entre 500 y 3.000 millones de dólares por año para los próximos 25 años.
No nos debemos dejar embaucar por personas mal informadas o populistas, la decisión del presente y el futuro de la industria minero-energética de Colombia está en nuestras manos.
Publicado en http://www.portafolio.co
@SergioCabrales
Coyuntura/Exploración de Ecopetrol y un futuro inviable
La empresa anunció su plan de inversiones para el 2015, al cual planea destinar US$ 503 millones en exploración. La pregunta en este momento sería ¿cuantos millones de barriles de reservas nuevas se pueden adicionar con este monto de inversión anual para reponer los barriles producidos?
El principal insumo para una compañía de exploración y explotación petrolera son sus reservas de crudo. Dichas reservas se pueden incrementar con nuevos yacimientos encontradas por exploración, o mediante el aumento del factor de recobro de lo previamente encontrado.
Por otro lado, estas reservas son reducidas diariamente por la producción de la compañía.
A finales del año pasado Ecopetrol sumaba 1.972 millones de barriles de reservas probadas, con lo cual podría mantener su producción actual por un poco más de 7 años.
La meta de producción planteada para el 2015 es de 760.000 barriles de petróleo equivalente, lo cual representa una reducción de 277 millones de barriles de las limitadas reservas de la compañía.
Recientemente, Ecopetrol anunció su plan de inversiones para el 2015, al cual planea destinar 503 millones de dólares en exploración. La pregunta en este momento sería ¿cuántos millones de barriles de reservas nuevas se pueden adicionar con este monto de inversión anual para reponer los barriles producidos?
Para responder esta pregunta es necesario saber cuál es el costo de adicionar un barril por exploración a las reservas (‘finding cost’), el cual se calcula dividiendo la inversión en exploración por las reservas adicionadas.
Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), el costo de adicionar un barril por exploración a las reservas es en promedio US$ 18 en el continente (onshore) y US$ 41 costa afuera (offshore) en Estados Unidos, US$ 12 en Canadá, US$ 35 en África, US$ 7 en Medio Oriente, y US$ 20 en Centro y Sur América.
Con base en estas estadísticas, Ecopetrol esperaría adicionar solamente 25 millones de barriles, que representan menos del 10 % de lo que planea producir en el 2015.
Basados en las reservas adicionadas y las inversiones en exploración desde 1979 hasta el 2006 en Colombia, se encontró que el costo de hallar un barril mediante exploración puede ir desde 40 centavos de dólar, como en 1984 cuando se descubrió Caño Limón o en 1992 cuando se descubrió Cupiagua, hasta más de 60 dólares, como en los años 1978, 1994, 1996 y 1997.
El promedio anual del costo de adicionar un barril es US$14 con lo cual Ecopetrol esperaría adicionar 36 millones de barriles equivalente al 13% de la producción anual.
Ecopetrol necesitaría adicionar al menos 241 millones de barriles en extensiones de los campos actuales y/o mediante recobro mejorado (Enhanced Oil Recovery – EOR).
Un paralelo que se podría plantear es que si los 6.5 billones de dólares invertidos en la ampliación de Reficar (Refinería de Cartagena) se hubieran invertido en exploración, se esperaría adicionar 500 millones de barriles, lo que significa casi 2 años de producción.
No podemos quedarnos lamentando y esperando un gran descubrimiento como el de Caño Limón en Arauca, Cusiana o Cupiagua en Casanare.
Ecopetrol necesita una estrategia sostenible a largo plazo porque de lo contrario nuestros hijos no conocerán la compañía, si se continúa con la tasa de explotación actual.
Adicionalmente, Ecopetrol no puede ser un fortín político del gobernante de turno, como es el caso de la petrolera venezolana PDVSA, porque se aceleraría la debacle de la compañía.
Se requiere aprender de las buenas prácticas de exitosas compañías estatales de petróleo, como es el caso de la noruega Statoil. Esta compañía por ejemplo, reparte solo el 25 % de sus utilidades mediante dividendos y destina el restante 75 % a reinvertir en el crecimiento de la compañía.
Sergio Cabrales Arévalo,
Doctor en administración e ingeniero industrial Universidad de Los Andes