Un nuevo estudio realizado por la firma rusa de ingeniería petrolera Skoltech descubrió que el uso de soluciones acuosas de nanopartículas y surfactantes puede atrapar el petróleo bajo tierra en lugar de ayudar a recuperarlo. Los investigadores también descubrieron que la salmuera es tan efectiva en las operaciones de EOR como los surfactantes más costosos.
Después de años de aumento de los costos de producción en medio de la inflación posterior a la pandemia, el parche de esquisto de EE. UU. finalmente puede respirar aliviado después de que la trayectoria de costos alcanzó un punto de inflexión. La revolución del esquisto estadounidense ha reformado drásticamente los mercados energéticos mundiales. El auge del esquisto fue una de las historias de crecimiento más impresionantes, desde el despegue en 2008 hasta que el Pérmico robó el manto de Ghawar de Arabia Saudita como el campo petrolero de mayor producción del mundo en poco más de una década.
A lo largo de los años se han desarrollado diferentes métodos de recuperación química mejorada de petróleo (EOR) gracias a la continua disminución de las reservas de petróleo convencional, así como al aumento acelerado de la demanda mundial de energía. La inundación con surfactante es uno de los métodos de EOR química más utilizados debido a su capacidad para mejorar la recuperación mediante múltiples mecanismos que incluyen la reducción de la tensión interfacial (IFT), la alteración de la humectabilidad, la generación de espuma y la emulsificación.
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Sin embargo, un nuevo estudio realizado por la firma rusa de ingeniería petrolera Skoltech descubrió que el uso de soluciones acuosas de nanopartículas y surfactantes puede atrapar el petróleo bajo tierra en lugar de ayudar a recuperarlo. Aún más intrigante: los investigadores también descubrieron que la salmuera es tan efectiva en las operaciones de EOR como los surfactantes más costosos.
Los investigadores realizaron una simulación numérica y dos complejos experimentos de laboratorio en muestras de esquisto bituminoso para determinar la efectividad de inyectar soluciones de agua que contenían nanopartículas de dióxido de silicio o un surfactante en depósitos de petróleo de esquisto bituminoso para mejorar la recuperación. El tensioactivo utilizado fue sulfonato de éster metílico de ácido graso de sodio.
«Nuestro estudio consideró 13 fluidos y dos fueron seleccionados para pruebas en muestras cilíndricas de roca saturada de petróleo de la Formación Bazhenov de Siberia occidental. Primero inyectamos salmuera, agua con un contenido de sal muy alto, y medimos un aceite factor de recuperación de alrededor del 53 %. Esto es más o menos análogo a poder extraer aproximadamente la mitad del petróleo en el yacimiento. Esa cifra sirvió como valor de referencia para evaluar la eficiencia de los dos agentes en el experimento, aunque el valor bajo el yacimiento real las condiciones serían más bajas «, dijeron los investigadores.
Si bien el surfactante aumentó el factor de recuperación de petróleo, el aumento del 53 % fue exactamente el mismo que con la inyección de salmuera, lo que significa que los productores de esquisto podrían estar desperdiciando un dinero precioso. También se encontró que el surfactante bloqueaba algunos de los poros de la roca, reduciendo así su permeabilidad.
El director ejecutivo de Exxon Mobil Corp. (NYSE:XOM), Darren Woods, reveló recientemente que los productores de esquisto pueden duplicar la producción de crudo de sus pozos existentes mediante el empleo de nuevas tecnologías de fracking.
“Solo queda mucho petróleo en el suelo. El fracking existe desde hace mucho tiempo, pero la ciencia del fracking no se comprende bien”, dijo el director ejecutivo de Exxon, Darren Woods, el jueves en la conferencia de decisiones estratégicas de Bernstein. Woods ha revelado que Exxon está trabajando actualmente en dos áreas específicas para mejorar la fracturación hidráulica. En primer lugar, la compañía está tratando de fracturar con mayor precisión a lo largo del pozo para que se drene más roca empapada de petróleo. También está buscando formas de mantener abiertas las grietas fracturadas por más tiempo para impulsar el flujo de petróleo.
Disminución de los costos de esquisto
Después de años de aumento de los costos de producción en medio de la inflación posterior a la pandemia, el parche de esquisto bituminoso de EE. UU. finalmente puede respirar aliviado después de que la trayectoria de costos alcanzó un punto de inflexión. Los costos de producción cayeron un 1% interanual en el segundo trimestre, lo que marca la primera vez que se reducen en tres años. Los precios de las tuberías de perforación se han reducido a la mitad este año, las tarifas diarias de los equipos de perforación se han reducido en más de un 10 % y los costos del acero y el diésel también muestran una tendencia a la baja. Según Goldman Sachs a través de Bloomberg, los precios de las tuberías de perforación han caído un 50 % este año; las tarifas diarias de perforación se redujeron en más del 10%, mientras que los costos del diesel y el acero han ido disminuyendo gradualmente. Solo los trabajadores han estado desafiando esta tendencia a medida que los salarios continúan aumentando.
Si bien una disminución de un solo punto porcentual podría no marcar una gran diferencia en el resultado final, Goldman dice que los costos serán un 10 % más bajos en 2024, lo suficiente como para aumentar significativamente las ganancias y los flujos de efectivo. La disminución de las presiones sobre los precios es muy bienvenida: después de dos años de ganancias decepcionantes y abundantes flujos de efectivo, el sector del petróleo y el gas de EE. UU. registrará una disminución en ambas métricas en el año en curso.
Gran crecimiento de la producción de petróleo
Varias grandes compañías petroleras han devuelto sus tarjetas de puntuación del segundo trimestre, y casi todas tienen un tema común: un crecimiento considerable de la producción pero una contracción aún mayor de los ingresos brutos y los resultados finales.
Corporación ExxonMobil . (NYSE:XOM) ha informado ganancias del segundo trimestre de $ 7.88B, bueno para una disminución del 55.9% interanual, mientras que los ingresos del segundo trimestre de $ 82.91B son buenos para un crecimiento interanual del -28.3%. En una nota más brillante, Exxon dice que sigue en camino de generar $ 9 mil millones de ahorros en costos estructurales para fines de 2023 en relación con 2019, habiendo logrado ahorros acumulados en costos estructurales de $ 8,3 mil millones hasta la fecha. Exxon informó que la producción total del segundo trimestre cayó un 3,3 % interanual hasta los 3,61 millones de boe/día; sin embargo, excluyendo las desinversiones, los derechos, los mandatos gubernamentales y la expropiación de Sakhalin-1 por parte de Moscú, la producción neta en realidad aumentó más de 160,000 boe/día. La cuenca Permian entregó un récord trimestral de 622,000 boe/día y está en vías de aumentar un 10 % este año, mientras que Guyana está en camino de aumentar la producción un 5 % a 400,000 boe/día para fin de año.
Chevron Corp. (NYSE:CVX) informó que sus ganancias del segundo trimestre disminuyeron un 48,3% interanual a $ 6.010 millones, mientras que las ganancias ajustadas se contrajeron un 49,2% a $ 5.780 millones. Mientras tanto, los ingresos del segundo trimestre alcanzaron los 48.900 millones de dólares, lo que supone un crecimiento interanual del -28,9 %. Chevron reportó una producción récord en la Cuenca Pérmica de 772,000 barriles de petróleo equivalente por día, un aumento del 11% interanual.