El campo Patujusal es el principal candidato para la implementación de la tecnología de recuperación terciaria, el cual se aplicará por primera vez en Bolivia, afirmó Luis Carlos Sánchez, gerente de operaciones de YPFB Chaco.
De este modo con la implementación de esta tecnología de recuperación terciaria se podría obtener un 10% más del OOIP (petróleo original en el sitio) con un efecto incremental en la producción de alrededor de 33% o alrededor de 90 BPD (barriles por día) adicionales, generando indicadores económicos alentadores, explicó Sánchez en una publicación de la estatal petrolera.
La utilización de este método de recobro de producción forma parte de las estrategias corporativas para desarrollar proyectos en campos maduros con reservas remanentes importantes en arenas que se hayan atravesado y que en su momento no se tomaron en cuenta.
“Se trata de la visualización de nuevas oportunidades exploratorias aprovechando la infraestructura existente y la aplicación de tecnologías de muy bajo costo para revertir la declinación de estos campos”, detalló Sánchez.
En Bolivia se estudiaron varios campos candidatos en búsqueda de condiciones requeridas para la implementación de esta tecnología incluyendo análisis del agua de inyección, agua de formación, estructura geológica del reservorio, proyectos de recuperación secundaria implementador vía inyección de agua y otras más.
En este sentido se concluyó que el mejor candidato a evaluar sería el campo Patujusal, operado por YPFB Chaco y ubicado en el departamento de Santa Cruz en la provincia Sara.
Patujusal inició operaciones el año 1993 con más de 2000 BPD de producción de crudo y tiene una estructura tipo anticlinal de dirección E-W cerrado por una falla normal en la parte Norte de la estructura.
El campo produce de la formación Petaca cuyo reservorio consta de 5.5 kilómetros de largo y 2.5 de ancho. Las propiedades petrofísicas varían entre 22 a 28 por ciento en porosidad y entre 130 a 1400 md de permeabilidad, convirtiéndolo en un excelente candidato para la recuperación terciaria, se indica.
La sedimentación de las arenas productoras es de carácter fluvial, por lo cual se cuenta con distribuciones de canal y barras de arena existiendo calcita y arcilla dispersa dentro de los cuerpos arenosos.
La producción actual del campo Patujusal de la formación Petaca es de 300 BPD (barriles de petróleo por día), 4.480 BPD de agua de la cual se reinyecta al reservorio alrededor de 2.500 BPD para la implementación del sistema de recuperación secundaria mediante inyección de agua.
En este sentido se indicó que la producción de gas está sobre los 400 Mscfd (millones de pies cúbicos estándar por día), mientras que la producción acumulada de crudo para la formación petaca del campo Patujusal es de alrededor de 9 MMBBL (millones de barriles).
En términos de reservas las mismas fueron estimadas mediante el método de declinación debido a la alta certidumbre que existe por los años de producción desde 1993 y a la declinación normal del campo al ser este maduro. La cuantificación realizada a diciembre del 2015 muestra una reserva remanente de 1 MMBBL.
La implementación del servicio se estima realizarla por dos años tiempo en el cual se obtendría beneficios económicos e incremento de la producción, en el campo Patujusal mediante un sistema de recuperación mejorada que será introducido por primera vez en Bolivia.

Acerca de la tecnología
La extracción mejorada biológica es una tecnología cuyo principio es la inyección continua de nutrientes inorgánicos para estimular las bacterias en el reservorio, lo cual es una ventaja ya que las bacterias propias del reservorio están acostumbradas a las condiciones del mismo, a diferencia de organismos externos producidos en laboratorio, generando un mayor impacto en el reservorio.
La tecnología está entre los métodos de recuperación terciaria disponibles de muy bajo costo y requiere cambios mínimos en las facilidades de inyección.
Las ventajas más importantes del método son: reducir la tasa de declinación, habilitando ganancias significativas en términos de reservas, aumento de la producción de crudo, bajo capital de inversión, bajos costos operativos y respuesta rápida del reservorio.
Esta tecnología fue aplicada en varios países, en campos de Norte y Sur América como por ejemplo en Alberta – Canadá donde se realizó una inyección continua de nutrientes logrando minimizar una tasa de declinación de más del 30% por año a incrementar su producción en alrededor de 100 BOPD (barriles de petróleo por día) adicionales. ▲

Franco García S. / Reporte Energía