Avanzar hacia una producción petrolera de 2 millones de barriles diarios en Venezuela requerirá coordinación entre operadores, empresas de servicios, firmas de ingeniería y proveedores de tecnología. En el Venezuela International Oil & Gas Summit, ejecutivos de la industria coincidieron en que una de las primeras oportunidades está en recuperar productividad de la amplia base de pozos existente, apoyándose en nuevas tecnologías de intervención, levantamiento artificial, datos y digitalización, mientras se fortalecen la infraestructura, la energía y la capacidad de tratamiento necesarias para sostener el crecimiento.

Caracas, Venezuela.- Incrementar de manera sostenible la producción petrolera de Venezuela exige mucho más que incorporar nuevos taladros. Cada barril adicional requiere capacidad para extraerlo, recolectarlo, tratarlo y llevarlo al mercado, coordinando a toda la cadena.

Ese fue uno de los principales mensajes de un panel del Venezuela International Oil & Gas Summit, en el que participaron Álvaro Pérez Díaz, presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela (CPV); César Álvarez, Deputy General Manager de MPSIUW; Claudio Villalobos, Motion Manager de ABB; Ludwin Mercado Hurtado, Operations Manager Venezuela de Repsol; Reinaldo Quintero, presidente de PETROPYMI Fedeindustria, y William Antonio, Managing Director de SLB México, Centroamérica y Venezuela.

Durante su intervención, Antonio puso el foco en la extensa base instalada del país. Venezuela cuenta con alrededor de 30.700 pozos, de los cuales menos de 30% se encuentra activo. Para el ejecutivo, ese inventario representa una oportunidad que exige determinar cuáles pozos tienen potencial técnico y económico.

Con ese amplio universo de pozos y activos, una de las prioridades para los operadores consiste en intervenir primero aquellas oportunidades capaces de aportar producción en menor tiempo, comenzando por las denominadas intervenciones de Clase 1, de menor complejidad y rápida ejecución, que pueden ofrecer un retorno más rápido sobre la inversión.

Antonio explicó además que SLB, con casi 97 años de presencia ininterrumpida en Venezuela, mantuvo equipos y capacidad operativa en el país. Muchos de esos equipos ya se encuentran activos y otros están siendo reacondicionados para responder al incremento de la actividad. En paralelo, otras empresas de servicios han comenzado a incorporar nuevos equipos y capacidades al mercado venezolano para atender las necesidades de la industria.

“El primer principio es muy sencillo: primero diagnosticar y luego intervenir”, señaló.

La restricción puede estar en el yacimiento, la completación, la integridad del pozo, el sistema de levantamiento artificial, la disponibilidad eléctrica o las facilidades de superficie. Por ello, explicó, el reto consiste en analizar la base de pozos, jerarquizar candidatos y seleccionar la intervención adecuada para cada caso.

La tecnología también está reduciendo el tiempo y la complejidad de algunas intervenciones. Antonio citó como ejemplo Shuttle™️, el sistema de ESP recuperable desarrollado originalmente por ZEiTECS e integrado al portafolio de SLB. La solución permite retirar y reemplazar una bomba electrosumergible sin movilizar un rig o una unidad pesada de workover, utilizando wireline, coiled tubing o slickline.

Esto puede reducir tiempos de intervención y producción diferida, liberando equipos de workover para los pozos donde realmente son indispensables. Mientras un nuevo pozo o un proyecto de infraestructura puede requerir meses o años, determinadas oportunidades sobre pozos existentes pueden abordarse en días o semanas.

Digitalización e inteligencia artificial

Una vez recuperadas las oportunidades de menor complejidad, la siguiente etapa, planteó Antonio, consiste en profundizar el monitoreo de los yacimientos y avanzar hacia intervenciones más complejas, apoyadas cada vez más en digitalización, automatización e inteligencia artificial.

Como ejemplo, señaló que perforar un pozo nuevo en la Faja del Orinoco podía tomar entre 30 y 40 días hace unos 15 años, mientras que hoy, con las tecnologías actuales y el apoyo de la digitalización y la automatización, determinadas operaciones pueden completarse en 10 días o menos.

Al mismo tiempo, las tecnologías de operación remota permiten reducir significativamente el número de personas requeridas físicamente en campo, manteniendo especialistas conectados a las operaciones desde centros remotos y disminuyendo, además, la exposición del personal a riesgos operacionales.

Para Antonio, ese cambio ilustra por qué la digitalización no debe verse únicamente como una herramienta informática.

“Digital no reemplaza los taladros, las intervenciones físicas ni una buena ingeniería de yacimientos. Lo que hace es permitir que tomemos esas decisiones mucho mejor”, afirmó.

A través de los Performance Live Centers de SLB, por ejemplo, operaciones de campo pueden conectarse con especialistas que reciben información de superficie y fondo en tiempo real, identifican desviaciones y apoyan el diagnóstico y la toma de decisiones de manera remota.

El ejecutivo agregó que las plataformas digitales en la nube permiten integrar la información de campos completos —incluyendo pozos activos e inactivos— y utilizar analítica avanzada para identificar y jerarquizar candidatos de intervención. De la misma manera, determinados procesos de reprocesamiento sísmico que anteriormente podían tomar meses pueden completarse hoy en días, gracias a capacidades de cómputo en la nube e inteligencia artificial.

El siguiente nivel es pasar del monitoreo a la automatización. Antonio mencionó Neuro™️, la familia de soluciones autónomas de SLB, que integra sistemas inteligentes de superficie y subsuelo para crear ciclos continuos de retroalimentación, acelerar decisiones y, cuando las condiciones lo permiten, ejecutar ajustes operativos de forma automática.

En campos de Ecuador, explicó, ya existen aplicaciones donde el sistema puede identificar cambios en el comportamiento de la producción y responder ajustando automáticamente variables como la dosificación de químicos o la frecuencia de operación de una bomba.

También destacó OptiFlow™️ y OptiSite™️. La primera integra información de pozos y redes de producción para optimizar el comportamiento del sistema; la segunda extiende esa visibilidad a facilidades, equipos y ductos, utilizando información en tiempo real, modelos digitales y analítica para anticipar problemas de desempeño, mantenimiento e integridad.

La ventaja está en poder responder rápidamente, cuando cae la producción de un pozo, si el problema proviene del yacimiento, del pozo, de la BES o BCP, del sistema eléctrico o de las instalaciones de superficie. Con esa información, el operador puede determinar si necesita movilizar un workover, cambiar una bomba, modificar parámetros operativos o intervenir otra parte del sistema.

“Esto no es algo para dentro de 10 o 15 años; ya está disponible. Sin digitalización, avanzar hacia niveles de producción de 2 o 3 millones de barriles diarios tomaría más tiempo y costaría más, porque no existen recursos humanos ni técnicos ilimitados para hacerlo de otra forma”, sostuvo Antonio.

Equipos, energía e infraestructura

La tecnología, sin embargo, es solo una parte de la ecuación. César Álvarez, de MPSIUW, señaló que el mercado venezolano de bienes y servicios todavía debe desarrollar capacidad adicional para responder al crecimiento simultáneo de numerosos proyectos.

“Establecimos un plan de acción y encontramos que el mercado de bienes y servicios todavía no estaba listo para absorber todas nuestras necesidades”, explicó.

Desde la perspectiva del operador, Ludwin Mercado Hurtado, de Repsol, destacó que recuperar producción exige asegurar simultáneamente integridad mecánica, disponibilidad operativa y capacidad de tratamiento y evacuación. Producir un barril adicional sin capacidad para recolectarlo, procesarlo o transportarlo simplemente desplaza el cuello de botella a otra parte del sistema. El gas asociado, agregó, debe integrarse desde el inicio en esa planificación.

Claudio Villalobos, de ABB, puso el foco en la confiabilidad eléctrica y en el valor de los datos para conocer tasas de falla, priorizar activos y dirigir recursos hacia las instalaciones con mayor impacto productivo. La modernización de los sistemas eléctricos y de control, señaló, puede permitir producir más utilizando mejor la energía disponible.

Reinaldo Quintero, de PETROPYMI Fedeindustria, destacó a su vez a las empresas de ingeniería como vínculo entre tecnología e implementación en campo, además del valor del contenido local para desarrollar capacidades, empleo y una cadena de suministro sostenible.

El panel convergió así en una idea: incrementar la producción requiere trabajar simultáneamente sobre pozos, infraestructura, energía, equipos, datos y capacidad de ejecución.

En ese contexto, Antonio situó el punto de partida en la base productiva existente y en el uso de tecnología para identificar dónde puede generarse valor con mayor rapidez. Después, la digitalización, la automatización y la analítica permiten sostener ese desempeño y desplegar de forma más eficiente los recursos disponibles.

“Muchas veces, el barril más rápido no es el que viene del próximo pozo que vamos a perforar, sino el que podemos recuperar de manera más eficiente de los activos que ya tenemos”, resumió.