Proyecto Colectivo Integrador - Uniandes

Maestría en Ingeniería de Petróleos

MPET 4500 – Proyecto Colectivo Integrador

ENTREGA FINAL

DIAGNÓSTICO DEL IMPACTO AMBIENTAL DE TÉCNICAS DE RECOBRO

1. INTEGRANTES DEL EQUIPO

Maricel Pinilla Quiñones Fredy Abelardo Nariño Remolina Edwin Guevara Romero

2. OBJETIVOS

2.1. OBJETIVO GENERAL

Realizar un boceto de una herramienta interactiva, que permita llevar a cabo la presentación y socialización de proyectos de técnicas de recobro mejorado no térmico ante las comunidades de las áreas de influencia, de una forma didáctica y sencilla en donde se identifiquen los procesos, los productos utilizados, los riesgos identificados, los impactos generados y las medidas de mitigación requeridas.

2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Determinar los principales productos utilizados y los procesos que se deben ejecutar durante el desarrollo de proyectos de recobro no térmico: inyección de agua, inyección de polímero e inyección ASP, mediante la revisión del estado del arte de las técnicas descritas.

• Elaborar una matriz de riesgos que incluya descripción y valoración, para el desarrollo de los proyectos de recobro no térmico, teniendo en cuenta los productos utilizados y los procesos a ejecutar.

• Determinar los impactos a las personas y los principales elementos del medio como son: suelo, aire, agua, flora y fauna, que se pueden generar en caso de materializarse alguno de los riesgos identificados por el uso de las sustancias químicas y en los procesos para el desarrollo de las tecnologías evaluadas.

• Establecer las medidas de mitigación genéricas para reducir o eliminar los impactos negativos y potencializar los impactos positivos generados en el desarrollo de proyectos de recobro no térmico.

3. METODOLOGÍA

Para delimitar el proyecto, se realizó la selección de las técnicas de recobro que fueron: inyección de agua, inyección de polímero e inyección de agua, surfactante y polímero (ASP), posteriormente se estableció el desarrollo metodológico, el cual se enmarcó en cuatro fases principales: recopilación bibliográfica, evaluación ambiental, evaluación económica y desarrollo de bocetos para la herramienta interactiva. En la figura 1 se puede visualizar gráficamente el desarrollo metodológico que permitió la ejecución del proyecto.



ENTREGA FINAL

Figura 1. Metodología de ejecución del proyecto. Fuente los autores.

A continuación, se describe brevemente cada una de las etapas:

Recopilación Bibliográfica: Inicialmente se realizó una revisión, clasificación y selección de información, haciendo énfasis en procesos y productos utilizados durante la ejecución y operación de proyectos industriales que utilizan las técnicas analizadas, las incidencias positivas y negativas en el entorno social y elementos del medio ambiente afectados, ocurridas en proyectos ejecutados en diferentes campos.

Este análisis de información permitió obtener un listado de sustancias y productos utilizados, así como los principales procesos constructivos y operativos requeridos para el desarrollo de proyectos de recobro mejorado de hidrocarburos utilizando las técnicas seleccionadas, los cuales son fundamentales para la etapa de evaluación ambiental.

También se evaluó información relacionada con las principales variables que afectan la economía de los proyectos de recobro, utilizada como base para evaluar los impactos financieros en el desarrollo de este tipo de proyectos.

Por último, se revisaron herramientas informáticas con el objeto de identificar formas de plantear la herramienta interactiva a desarrollar, específicamente videos creados para explicar procesos de la industria, otros que buscan evitar el uso de algunas tecnologías con información incompleta o distorsionada. En este aspecto se revisaron también software especializados para el desarrollo de las herramientas.



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Evaluación Ambiental: Con los listados de sustancias y productos, así como los procedimientos constructivos y operativos, recopilados en la etapa anterior, se realizó la evaluación de riesgos y peligros, obteniendo como resultado una clasificación de acuerdo con el riesgo de cada producto o proceso. Posteriormente, se desarrolló la evaluación de impactos, utilizando la metodología CONESA, teniendo en cuenta que es la más utilizada y aceptada por las autoridades de control ambiental, logrando determinar las actividades de estos proyectos que generan el mayor impacto, para finalmente establecer las medidas de mitigación adecuadas. Evaluación Económica: El planteamiento económico propuesto se basa en la pérdida de reservas que existe cuando un proyecto de extracción se desplaza en el tiempo, bien sea por tramites con las autoridades ambientales o por los diferentes mecanismos de oposición por parte de la comunidad. Este margen de valor nos permite proponer una herramienta que permita disminuir estos desplazamientos en el tiempo asociando el costo que la implementación de la herramienta exige. La información usada para este análisis corresponde a la recopilada en la revisión bibliográfica asociada aplicaciones de pilotos y proyectos de campos colombianos y también en los tiempos para la obtención de permisos y licencias ambientales. Bocetos herramienta interactiva: Para la herramienta se pensó en generar videos tipo whiteboard, videos que gozan de gran popularidad y aceptación actualmente (1). También con el objetivo de llegar a las comunidades se crearon personajes ficticios que pudieran ser atractivos a las comunidades al ver representadas características propias de la comunidad. El éxito de este medio como divulgación de ideas puede resumirse en varios aspectos claves (2):

• La creación de los videos es un proceso simple.

• El costo es significativamente menor a otros medios audiovisuales para la divulgación de mensajes.

• Se ha probado que estos videos tienen mayor éxito de transmitir mensajes al lograr captar la atención por periodos más largos de tiempo.

• El contenido de estos videos normalmente se “viralizan” en redes sociales, lo que aumenta su éxito en la divulgación de ideas.

La herramienta está pensada para que la comunidad interactúe con ella en temas de interés específicos para ellos y puedan generar a su vez nuevas inquietudes en un buzón electrónico que se irá respondiendo también en formatos de videos de este tipo.



ENTREGA FINAL

3.1. METODOLOGÍA PARA LA IDENTIFICACIÓN Y VALORACIÓN DE RIESGOS DE PRODUCTOS

Y SUSTANCIAS

3.1.1. Chemistry Score Index (CSI)

Debido a la gran cantidad de sustancias químicas usadas por la industria del petróleo y a la creciente preocupación por los peligros que representa cualquier sustancia química, sumado a las nuevas regulaciones que buscan la preservación del medio ambiente, Halliburton desarrolló un sistema de evaluación de los peligros potenciales asociados a los productos químicos usados en la exploración y explotación de hidrocarburos. Este sistema asigna los peligros y genera un valor numérico basado en los peligros de los constituyentes y concentraciones de los productos. El sistema CSI evalúa la peligrosidad de las sustancias químicas usando la información contenida en la base de datos LOLI (List Of the Lists) que contiene entre otra información de utilidad, la información que se recopila en el sistema GHS (Sistema Globalmente Armonizado). Con esta información y de acuerdo con una matriz que desarrolló Halliburton gracias a un panel de expertos, se asignan valores relativos de peligrosidad basados en la naturaleza de las sustancias químicas constituyentes y concentración en un producto en particular.



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Tabla 1. Matriz de asignación de peligros. Herramienta CSI desarrollada por Haliburton(3).

3.1.2 Evaluación de peligrosidad desarrollada

En este trabajo se presentan los riesgos asociados a las sustancias empleadas en las técnicas de recobro presentando una evaluación con metodología similar a la usada por Halliburton con su CSI y presentando los riesgos de las sustancias por medio de los pictogramas GHS. Las sustancias evaluadas corresponden a productos reportados gracias a sus fichas de seguridad por compañías petroleras y disponibles en sus páginas web (4,5,6), también se evaluaron sustancias individuales que son encontradas en literatura (7,8,9,10) como componentes activos en los procesos de recobro de interés para este trabajo. El objetivo de este estudio es comparar entre productos el nivel de riesgo existente y mostrar de una forma sencilla los principales riesgos asociados a las sustancias. Para ello se desarrolló una matriz similar a la desarrollada por Halliburton, pero sólo resaltando los riesgos que se contemplan en el sistema GHS (11). Cada componente se evalúa de acuerdo con su concentración en el producto, se resalta su código de identificación CAS (Chemistry abstracts service), su nombre químico, sus pictogramas de peligrosidad y su uso tanto en la industria petrolera como en otras industrias. En el caso de la matriz de productos los Score obtenidos permiten discernir comparativamente productos para un mismo fin con menor peligrosidad sin que este valor se pueda tomar como absoluto en una escala relativa de peligrosidad. Existen varias limitantes a la evaluación realizada dado que es difícil acceder a la información detallada de las formulaciones exactas hechas por compañías en proyectos llevados a cabo por técnicas de recobro. A su vez varios de los productos desarrollados por compañías para diversos fines (aumentar la viscosidad, reducir la fricción, comenzar o detener una reacción de polimerización, etc) son protegidos por propiedad intelectual o se encuentran patentados.



ENTREGA FINAL

En la matriz de valoración de riesgos y valoración de impactos, los productos y sustancias químicas evaluadas se encuentran nombradas de forma general como productos químicos y en ella se evalúa el riesgo existente en el transporte, vertimientos accidentales y a la exposición que existe entre los operarios de una empresa. En la herramienta de divulgación desarrollada esta clasificación de sustancias hace énfasis resaltar los peligros gracias a los pictogramas GHS resaltando el uso de estas sustancias por otras industrias. La siguiente matriz fue desarrollada para evaluar la peligrosidad de las sustancias de una forma similar a la que se usa en el sistema CSI, las clasificaciones de los peligros a evaluar sin embargo son tomadas del sistema GHS.

Rangos de concentración en porcentaje

Puntaje máximo >0-0.09% 0.1-0.9% 1-4.9% 5-9.9% 10-29.9% 30-59.9% 60-100%

Pe

ligro

am

bie

nta

l

Sin información disponible 100 10 25 50 75 100 NA NA

Toxicidad acuática 100 1 5 10 25 50 75 100

Sustancia dañina para el ozono

50 5 10 50 50 50 50 50

Pe

ligro

fís

ico

Explosivo 100 25 75 100 100 100 100 100

Gas inflamable 75 5 10 25 50 75 75 75

Gas Oxidante 75 5 10 25 50 75 75 75

Gas bajo Presión 25 1 5 25 25 25 25 25

Líquido inflamable 75 0 5 10 25 50 75 75

Solido inflamable 75 1 5 50 75 75 75 75

Sustancia autoreactiva 50 0 1 5 10 25 50 50

Pirofórico 75 1 5 10 25 50 75 75

Emisión de gases inflamables en contacto con agua

10 0 0 1 1 5 10 10

Liquido oxidante 50 0 1 5 10 25 50 50

Solido oxidante

Peróxido orgánico 100 5 10 75 75 100 100 100

Metal corrosivo 5 0 0 1 1 5 10 10

Pe

ligro

a la

sal

ud

hu

man

a

Cancerígeno 100 25 100 100 100 100 100 100

Mutagénico 50 10 25 25 50 50 50 50

Toxicidad reproductiva 50 10 25 40 50 50 50 50

Toxico 100 10 25 50 75 75 100 100

Irritante 25 0 1 5 5 10 25 25

Toxico a órgano especifico 50 1 5 10 25 25 50 50

Peligro al aspirar 10 0 0 0 1 5 10 10

Tabla 2. Matriz de asignación de peligros desarrollada por el grupo y basada en los riesgos expuestos en el sistema GHS



ENTREGA FINAL

Las matrices para productos y para sustancias se muestran en los anexos 1 y 2. Dado que para las sustancias no había información concreta sobre la concentración usada no se realiza un Score, se resaltan sus pictogramas de peligrosidad de acuerdo con GHS y se especifica su uso en la en las técnicas de recobro y en otras industrias.

3.2. METODOLOGÍA PARA LA IDENTIFICACIÓN Y VALORACIÓN DE ASPECTOS E IMPACTOS AMBIENTALES

La metodología empleada para la identificación y valoración de los impactos ambientales del proyecto de técnicas de recobro (Inyección de agua, inyección de polímero, Inyección ASP), se fundamenta en la propuesta por Conesa (1997) (12), para efectos de establecer lo que se ha denominado como Importancia Ambiental del Impacto, con el fin de determinar la Significancia Ambiental (fundamentada en la probabilidad de la ocurrencia que presente cada impacto).

La evaluación se realizó teniendo en cuenta las ocho etapas del proceso de extracción asociadas a las técnicas de recobro, las cuales se enuncian a continuación:

FASE ETAPA

Pre operativa 1. Actividades transversales.

Construcción 2. Construcción, ampliación y adecuación de infraestructura. 3. Perforación.

Operación

4. Pruebas de producción y operación de los sistemas de levantamiento artificial. 5. Reacondicionamiento de pozos. 6. Tratamiento almacenamiento y entrega de fluidos. 7. Inyección de fluidos.

Desmantelamiento 8. Desmantelamiento, abandono y rehabilitación ambiental.

Tabla 3. Etapas de un proyecto de extracción de hidrocarburos con las técnicas de recobro seleccionadas.

Este análisis incluye la identificación y posterior valoración de los impactos ambientales que, sobre los medios abiótico, biótico y socioeconómico, pueden acarrear las actividades del proyecto. Así se determina cuáles son los recursos afectados, con el fin de establecer posteriormente las medidas de manejo ambiental, para aquellas actividades que generan alteraciones sobre el medio natural.

3.2.1 Importancia Ambiental Del Impacto (I.A)

Para determinar la IMPORTANCIA AMBIENTAL DEL IMPACTO, se realiza la sumatoria de las calificaciones otorgadas a cada uno de los parámetros: Efecto (Ef), Magnitud (M), Resiliencia (Rs), Tendencia (T), Extensión (E), Exposición (Ex), Recuperabilidad (R’), Acumulación (A) y Sinergia (S). Es importante destacar que las variables de Magnitud, Extensión, Acumulación y Sinergia presentan una mayor valoración, en función del comportamiento que presenta el parámetro dentro de la valoración de los impactos y a la experiencia de su aplicabilidad en proyectos del sector.

El resultado se ubica dentro de la columna denominada IMPORTANCIA AMBIENTAL de la tabla 5, a fin de conformar la jerarquización de los impactos, conforme a los rangos



ENTREGA FINAL

establecidos.

El resultado de la Importancia Ambiental del Impacto (I.A) está dado por la siguiente ecuación:

I.A= ± (Ef + M + E + T + Ex + Rs + R´ + A + S)

Donde: I. A: Importancia Ambiental del Impacto

±: Carácter del impacto.

Ef: Efecto

M: Magnitud

E: Extensión

T: Tendencia

Ex: Exposición

Rs: Resiliencia

R´: Recuperabilidad

A: Acumulación

S: Sinergia

El desarrollo de la ecuación de (I) es llevado a cabo mediante el modelo propuesto en el siguiente cuadro:

Carácter. (+ -) Efecto (Ef).

Positivo Negativo

+ Indirecto Directo

1

- 4

Magnitud (M). Resiliencia (Rs)

Baja Media Alta Muy Alta

Muy Tolerante Tolerante Sensible Intolerante (Muy Sensible)

2 1

4 2

6 3

8 4

Tendencia (T). Extensión (E).

Decreciente Estable Creciente Exponencial

Puntual Local Parcial Extenso

1 1

2 3

3 6

4 9

Exposición (Ex). Recuperabilidad (R)

Fugaz - Esporádico Temporal - Breve

Rápida Moderada

1 1

2 2



ENTREGA FINAL

Frecuente - Prolongado Permanente

3 Lenta Irrecuperable (Perdurable)

3

4 4

Acumulación (A) Sinergia (S)

Simple Acumulativo

1 No Sinérgico Sinérgico

1

4 6

I.A= ± (Ef + M + E + T + Ex + Rs + R´ + A + S)

Tabla 4. Variables de evaluación

3.2.2 Significancia ambiental del proyecto: Es el resultado de la Importancia Ambiental de cada impacto, en función (§) de la probabilidad de Ocurrencia, dará la valoración final de la evaluación de cada impacto ambiental, es decir la SIGNIFICANCIA AMBIENTAL DEL IMPACTO, la cual varía entre significancias que van desde Muy Baja, Baja, Media, Alta hasta Muy Alta. El valor de la significancia estaría dado por la siguiente ecuación:

Dónde: SAI: Significancia Ambiental del Impacto IA: Importancia Ambiental del Impacto ó (Ef + M + E + T + Ex + Rs + R´ + A + S) P: Probabilidad de que ocurra el impacto, en el Proyecto. Para obtener la SIGNIFICANCIA AMBIENTAL de cada impacto (SAI), 1) Determinado el NIVEL DE IMPORTANCIA AMBIENTAL se ubica el valor

correspondiente en la columna 1 de la Tabla 5 (para impactos negativos), cuya escala de consecuencia (E.C) varia de 1-5.

2) Ubicar en las columnas (A 0a E) de la Tabla 5, los diferentes niveles de

EVIDENCIA, con base en el conocimiento del grupo evaluador.

3) Finalmente, identificar la SIGNIFICANCIA AMBIENTAL DEL IMPACTO,

interceptando la proyección de la casilla de la columna (NIVEL DE IMPORTANCIA AMBIENTAL) calculada, con la seleccionada en la fila de EVIDENCIA (pasos 1 y 2), estableciendo rangos que van desde Baja a Muy Alta Significancia. Utilizar los rangos de color determinados para los impactos positivos o negativos, según sea el caso.

SAI=± (I.A)§ P

SAI= ± (Ef + M + E + T + Ex + Rs + R´ + A + S) § P



ENTREGA FINAL

CONSECUENCIA PROBABILIDAD QUE OCURRA EN EL PROYECTO

A B C D E

NIVEL DE IMPORTANCIA

AMBIENTAL

E.C

Prácticamente Imposible

(≤20%)

Poco Probable (21-40%)

Es Posible (41-60%)

Bastante Probable (61-80%)

Ocurrirá con Alto Nivel de Certeza (≥81%)

MASIVO 5 Media Media Alta Alta Muy Alta

MAYOR 4 Baja Media Media

Alta Alta

LOCALIZADO 3 Muy Baja Baja Media

Media

Alta

MENOR 2 Muy Baja Baja Baja Media

Media

LEVE 1 Muy Baja Muy Baja

Muy Baja

Baja Media

Tabla 5. Evaluación de la significancia de los impactos negativos

3.3. METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA

3.3.1 PLANTEAMIENTO DE LA PROBLEMÁTICA EVIDENCIADA EN EL MARCO DEL

DESARROLLO DEL PROYECTO.

El capítulo de evaluación financiera se fundamenta en 3 hechos relevantes que preocupan a la industria petrolera: i) La necesidad de incorporación de reservas del país, cuyo pilar es la ejecución temprana

de proyectos de recobro mejorado, conforme a los tiempos, cronogramas e inversiones

establecidas en la etapa de definición de cada uno de los proyectos.



ENTREGA FINAL

Figura 2. Aporte a la Meta de Incorporación de reservas País por tipo de recobro, Fuente: Tercer foro

mundial de recobro mejorado, Nov 2017.

Las reservas de Colombia corte Dic/16 correspondientes a 1.598 Mmbls, el factor de

recobro promedio de campos existentes del orden de 19%, sumado a un déficit manifiesto

a 5 años que pondría al país en condiciones de país importador, genera una oportunidad

para la expansión de técnicas de recobro mejorado y su expansión, oportunidad que se

proyecta materializar en el Plan de incorporación de reservas propuesto para los siguientes

15 años.

ii) La falta de consistencia en los conceptos emitidos por la Autoridad Ambiental (ANLA),

con relación a las solicitudes de aprobación de proyectos de expansión de inyección

química (polímeros/ASP), como parte de un cambio menor del instrumento ambiental,

asociado al desconocimiento de las técnicas de recobro.

De acuerdo con el análisis realizado respecto a los 6 procesos de aprobación del

instrumento ambiental para proyectos de recobro mejorado, (1.Palermo/Campo San

Francisco, 2. Chichimene, 3. Cantagallo, 4. Campo La Cira - Galán - Llanito, 5. Campo Casabe

- Peñas Blancas y 6. Campo Provincia - Bonanza - Tisquirama - San Roque. Presentados en

el gráfico anexo.

37% 37%24%

13% 11%

33%21% 24% 19% 17%

6%19%

42%

15%9%

45%52%

65%

58%62%

42%

40%

2%6% 14%

11%

12%

18%11% 11%

21% 27% 25%39%

74% 75%69%

83%69%

58%

85%91%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4 2 0 2 5 2 0 2 6 2 0 2 7 2 0 2 8 2 0 2 9 2 0 3 0 2 0 3 1 2 0 3 2

Primaria Secundaria Terciaria



ENTREGA FINAL

Figura 3. Duración del trámite de modificación de licencia ambiental. Fuente los Autores

Del grafico se visualiza que para los seis (6) procesos objeto de estudio en promedio la duración del trámite de modificación de la licencia ambiental – en las actividades de recobro mejorado es algo más de 23 meses.

iii) La renuencia por parte de las comunidades de las áreas de influencia al ingreso de

proyectos de explotación, evidenciado en el incremento de consultas populares. De

acuerdo con los datos reportados en los medios de comunicación del país, las consultas

populares efectuadas o en proceso para elección con corte al 29.10.2017,

corresponden a 44 de las cuales, el 36% obedecen al sentir de la comunidad en cuanto

a oponerse al ingreso de cualquier tipo de actividad asociada a la industria petrolera.

A su vez se analizó el estado de las Consultas Populares efectuadas o en proceso de

solicitud reportadas por la Registraduría General de la Nación al mismo corte

(29.10.2017), asociadas al sector hidrocarburos, encontrando un total de 20 consultas,

(4 adicionales a las reportadas en los medios de comunicación, que se encuentran en

proceso de materialización para surtir el proceso).

9

16

43

2317

34

05

101520253035404550

PALERMO"Campo SanFrancisco".

CampoChichimene

CampoCantagallo

Campo La Cira- Galan -Llanito

Campo Casabey PeñasBlancas

CampoProvincia -Bonanza -

Tisquirama -San Roque.

Duración del tramite modificación Licencia Ambiental - Recobro mejorado, (Meses)



ENTREGA FINAL

Sector N°

Consultas Populares

%

Sector Minero 25 57%

Sector Generación 3 7%

Sector Petrolero 16 36%

TOTAL 44 100%

Información de las consultas populares en curso o realizadas a la fecha en oposición a los diferentes sectores productivos

Estado de las consultas populares asociadas a no permitir actividad de exploración y explotación petrolera

Figura 4. Consultas populares. Fuente: Registraduría Nacional.

Dentro de la revisión de los diferentes instrumentos ambientales de campos en los cuales

se ha implementado o se planea implementar la expansión de técnicas de recobro, se

evidencia que la oposición puede ser generada por:

a) La desinformación respecto a los impactos ambientales adicionales que las técnicas de

recobro (inyección de agua, Inyección de Polímero e inyección de ASP), pueden generar en

la implementación de las mismas como una etapa posterior al recobro primario.

b) La declaración por parte de los opositores de que el fracking, y las técnicas de recobro

seleccionadas (inyección de agua e inyección química de Polímeros/ASP), obedecen a los

mismos principios técnicos y por ende generan el mismo impacto en términos de consumo

hídrico, eventos de micro sismicidad y generación residuos contaminantes producto de las

operaciones que no tienen un manejo adecuado de disposición.

c) Brecha por parte de los departamentos comunicación de las compañías Operadoras, en

los medios de comunicación y lenguaje requerido para poder socializar de una manera clara

y entendible a los entes de control, entidades gubernamentales y a la comunidad del área

de influencia el soporte técnico de las tres técnicas seleccionadas.

4. RESULTADOS FINALES

Se dio alcance al Objetivo General por medio del desarrollo de los Objetivos Específicos obteniéndose los siguientes resultados.

4.1. PRINCIPALES PRODUCTOS UTILIZADOS

En la revisión bibliográfica realizada se identificaron 50 sustancias y 74 productos químicos usados en las técnicas de recobro escogidas, las cuales se pueden observar en el Anexo 1. Matriz de identificación de Productos y Anexo 2. Matriz de identificación de Sustancias.

3

2

4

7

Con Decretopara Realizar

Suspendidas

En contra de laindustria

En proceso desolicitud



ENTREGA FINAL

Figura 5. Resumen gráfico de las sustancias y productos estudiados. Fuente: los autores

La figura 4 muestra la distribucion de los tipos o clases de sustancias que fueron consultados y de los cuales se hizo la determinacion del riesgo peligrosidad con la metodología antes mencionada. Esta sin embargo no representa de manera alguna la proporción en las que estos aditivos son usados en las técnicas de recobro evaluadas y tampoco representa la cantidad de estos compuestos usados actualmente. Por ejemplo de los 74 productos que fueron estudiados pareciera que el 18,92% correspondieran a polímeros, es decir aproximadamente 14 tipos de polímeros cuando en realidad es bien sabido que casi que la totalidad de los procesos de inyección de polímeros se realiza usando sólo 2 tipos de polímero: poliacrilamidas y goma Xathan (biopolimero). Esta gráfica corresponde entonces a la totalidad de compuestos o sustancias que se encontraron en la fase de revision bibliográfica y que en algún momento se han usado para alguna de las 3 técnicas de recobro estudiadas.

6,76

18,92

27,0313,51

12,16

21,62

Sustancias y productos consultados

Biocidas

Polimeros

Entrecruzantes

Tensoactivos

Reguladores depHOtros

990,2

0,070,090,068

0,16

0,252

0,161

Aditivos de Inyeccion de Agua Water

Friction Reducer

Biocide

Corrosion Inhibitor

Iron Control

Scale Inhibitor

Secuestrante de Oxigeno

Otros



ENTREGA FINAL

Figura 6. Compsición de los fluidos de inyección en las técnicas de recobro seleccionadas. Fuente: los

autores.

La concentración mas alta de los aditivos en las técnicas de inyección es de aproximadamente 2000ppm para el caso del polímero en la inyección de polímero y aproximadamente a 14 asciende la cantidad de sustancias y productos añadidos al agua en el fluido de inyección. El agua corresponde a aproximadamente 90-95%. En otras palabras, puede resaltarse que la proporción de estos aditivos en el fluido desplazante para cada técnica representa una fracción muy pequeña del volumen total del fluido desplazante lo que reduce aún mas el riesgo a algun peligro específico relacionado a una sustancia en particular.

Los biocidas por su acción de atacar microorganismos o evitar su proliferación corresponden a las sustancias de mayor riesgo al medio ambiente y al ser humano, sin embargo la concentracion usada es de aproximadamente 0,0005-0,001% de la composicion total del fluido lo que reduce drasticamente el riesgo de la sustancia pura. Asi entonces se reunen los riesgos debidos a sustancias quimicas en la matriz de riesgos impactos no al uso

99 0,01

0,01

0,04

0,1

0,01

0,050,017

0,06

0,06

0,098

0,06

0,274

Aditivos de Inyección de PolímeroWater

Friction Reducer

Acid

Biocide

Corrosion Inhibitor

Iron Control

Crosslinker

Breaker

pH Adjusting Agent

Scale Inhibitor

Gelling Agent

KCl

Surfactant


Polimero

99

0,056

0,060,0850,008

0,2

0,33

Aditivos de ASP Water

Friction Reducer

Acid

Biocide

Corrosion Inhibitor

Iron Control

Crosslinker

Breaker

pH Adjusting Agent

Scale Inhibitor

Gelling Agent

KCl

Surfactant


Alkali

Polimero



ENTREGA FINAL

como tal en el proceso de extracción de crudo sino a los riesgos asociados al trasnporte y almacenamiento de las sustancias en campo.

4.2. PROCESOS EJECUTADOS Dentro del proceso de inyección de agua, y como parte de la estrategia de control y

monitoreo del yacimiento, se pueden establecer puntos de control de entrada y salida en

cada proceso y/o elemento. Partiendo de una línea base de impactos generados desde la

etapa de explotación primaria), se pueden diferenciar 4 sistemas adicionales (recuadros en

gris), o que pudiesen modificar las condiciones operativas :

Figura 7. Diagram adapatado de Integrated Waterflood Asset Management, THAKUR Ganesh y SATTER Abdus. 1998, Pag.183

A continuación, se describen los aspectos relevantes identificados, que fueron punto de partida para la evaluación de metodología de impactos:

- Los pozos productores requieren un seguimiento y control en las condiciones de integridad, dado el aumento en el caudal de agua a producir, y de volúmenes de fluidos producidos, que permitirán asegurar la dirección de flujo de los pozos inyectores hacia los productores, sin afectaciones o contaminaciones a fuentes de aguas subterráneas.

- La Captación de agua adicional para el proceso de mantenimiento de presión; esta podrá provenir del mismo yacimiento, como producto del tratamiento de fluidos realizado en las facilidades de producción, de pozos captadores de agua, en formaciones más someras o subyacentes con relación a la profundidad del yacimiento, o en algunos casos, provenientes de acuíferos superficiales (ríos cuyo caudal haya sido aprobado previamente por el instrumento ambiental del campo en el cual se desarrolle el proyecto).

- El agua adicional a la producida deberá contar previamente con los análisis de compatibilidad roca /fluido, fluido/ fluido que permitan mantener la integridad del yacimiento, y su excedente, contar con los respectivos planes de disposición

Transporte de

Hidrocarburos Tratamiento de

Agua

Pozos Captadores

de Agua/Suministro

de agua a inyectar

Facilidades de

Producción Pozos Disposal Facilidades de

Inyección

Pozos Productores Yacimiento Pozos Inyectores



ENTREGA FINAL

conforme a la regulación establecida por la Autoridad Ambiental y la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

- La planta de tratamiento de inyección, cuyo propósito es poder tratar el agua a inyectar para alcanzar las condiciones fisicoquímicas requeridas, (Total solidos suspendidos, pH, cloruros entre otros).

• Facilidades de inyección. En cuanto a las facilidades de superficie que deben ser incluidas en la planeación de un proyecto de inyección de agua mejorada, adicionales a las existentes en una etapa primaria se deben considerar:

- Aquellas modificaciones requeridas dentro del sistema de recolección y almacenamiento, en especial las correspondientes al manejo de incrementos en el caudal de agua a tratar, y su respectivo almacenamiento adicional.

- Sistema de bombas de inyección de baja presión, que comuniquen los fluidos producidos desde el pozo hacia las facilidades de tratamiento centralizadas (Centralized Production Facilites – CPF).

- Sistema de tratamiento y filtración de agua. Si bien en la etapa de explotación primaria, las facilidades cuentan con equipos para el manejo y tratamiento de fluidos, la calidad del agua a inyectar para efectos de mantenimiento de presión requiere propiedades fisicoquímicas particulares que permitan asegurar la integridad de las propiedades petrofísicas del yacimiento y así evitar daños a la formación que conlleven perdidas de productividad e inyectividad en los pozos.

- Sistema de distribución de agua hacia los clúster en donde se realizará la inyección de agua en los pozos seleccionados encargado de direccionar el agua a inyectar desde el CPF hacia los pozos inyectores.

- Sistema de bombas booster (bombas de carga) y de alta presión, desde los cuales se envía el caudal de agua a presiones requeridas para el mantenimiento de presión en el yacimiento.

- Sistema de medición y control de parámetros de inyección, el cual incluye el

laboratorio y e instrumentación.

- Sistema de inyección de químicos para la conservación de equipos (inhibidores de

scale, inhibidores de corrosión, biocidas), así como las facilidades correspondientes

a los mezcladores para la técnica de recobro específica y el acondicionamiento de

agua a inyectar.

- Manejo y separación de borras (residuos aceitosos) provenientes de las operaciones

de mantenimiento de tanques.

Se presenta a continuación, de manera esquemática los procesos identificados en la

literatura consultada, para cada una de las técnicas seleccionadas:



ENTREGA FINAL

Inyección de ASP

A nivel de proceso, las facilidades requeridas para la inyección de Álcali/Surfactante y

polímero parten del esquema general requerido para inyección de agua, al cual se adhieren

tres subsistemas conformados por: i) almacenamiento de químicos, ii) los equipos

necesarios para manejo de químicos y mezcla de químicos en el agua de inyección, y iii) la

medición de la dosificación requerida, la cual difiere según las características propias del

yacimiento, y del patrón de inyección.

El tamaño y capacidad de las mismas difiere según sea una prueba inicial (o piloto), o la

expansión a todo un yacimiento de la técnica de recobro, sin embargo el diseño de flujo del

proceso es el mismo para cualquiera de los casos.

El diagrama de proceso de un sistema de inyección de polímero

Grafico 8 Flujo de preparación y separación de inyección de polímero, fuente Catálogo Polymer Flooding

Technology,China National Petroleum Corporation, (2011)



ENTREGA FINAL

Diagrama de proceso para un sistema de Inyección de Polímero /Surfactante

Figura 9. Diagrama de flujo de preparación y separación de inyecciónPolímero/Surfactante, fuente Catálogo

Polymer Flooding Technology,China National Petroleum Corporation, (2011)

Diagrama de proceso para un sistema de Inyección de Polímero /Alcali

Figura 10 Diagrama de flujo de preparación y separación de inyección de polímero/Alcali, fuente Catálogo

Polymer Flooding Technology,China National Petroleum Corporation, (2011)

Sistema de tratamiento y

suministro de Agua

Sistema de

Procesamiento de

Inyección de polímero

Sistema de Medición

de Polímero

Sistema de

Inyección

Sistema de Medición

de Surfactante Surfactante

Sistema de tratamiento y suministro de Agua

Sistema de

Procesamiento de

Inyección de polímero

Sistema de Medición de

Polímero

Sistema de Inyección

Bomba de Inyección

de Alcali

Sistema de Disolución

y medición de Alcali



ENTREGA FINAL

4.3. MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN ASPECTOS Y VALORACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES

Entendiendo que la línea base del proyecto corresponde a la etapa de producción primaria, el planteamiento de la descripción de las medidas de mitigación de los impactos relevantes de los procesos adicionales identificados durante la ejecución de un proyecto de recuperación con agua o agua mejorada, se realizó la descripción de las medidas de mitigación de los impactos relevantes que fueron registrados.

Figura 11. Fichas de manejo ambiental. Fuente: los autores

De cada uno de estos impactos que tienen la mayor calificación en la matriz de identificación de aspectos y valoración de impactos ambientales son generadas fichas de manejo ambiental presentadas en anexo 4. También a partir de esta información se hace evidente la necesidad de socializar de una manera eficiente, práctica y económica a las comunidades para disminuir o evitar los retrasos o no ejecuciones de proyectos en zonas específicas del país. Ejemplo de ficha de manejo ambiental:

Ficha: MEDIO SOCIOECONÓMICO – Programa de información y Participación Comunitaria.

Información y Comunicación a Comunidades y autoridades Locales

OBJETIVO

Brindar a todas las personas de las comunidades del AID, a su Juntas de Acción Comunal y a las Autoridades Locales, información suficiente y amplia sobre las características del proyecto de técnicas de recobro mejorado, cada una de sus fases, medidas de manejo Ambiental y el enfoque social del Proyecto con énfasis en los canales de comunicación a implementar para cualificar la interlocución con la operadora, fomentando y manteniendo las buenas relaciones.

EXPLOTACIÓN CAMPO PETROLERORECUPERACIÓN

PRIMARIA

Fichas Establecidas

En El EIA Incorporadas

En El PMA Para el

Manejo Del Proyecto

RECUPERACION MEJORADA

(Inyección de Agua/ Polimero/ASP)

MEDIO ABIOTICO

RECURSOS HÍDRICO

Adaptación Ficha de Manejo de

Captación.

Superficial.

Subterranea

Ficha de Manejo de Residuos

Liquidos

(Aguas de Producción)

MEDIO ABIOTICO

RECURSO SUELO

Ajuste Ficha de Manejo de Residuos Liquidos

MicrosismisidadDisposición

Superficial al Suelo

Ajuste Ficha de Manejo de Sustancias y Productos Químicos

MEDIO ABIOTICO

RECURSO AIRE

Ajuste Ficha de Manejo de Fuentes de Emisiones

(Gases contaminantes,

material particulado,

ruido)

MEDIO SOCIO ECONOMICO

Información y Comunicación a Comunidades y

autoridades Locales

Actualización de Programa de Capacitación, Educación y

Concientización a la Comunidad

Aledaña al Proyecto



ENTREGA FINAL

Fotografía 1. Información a comunidad a través de herramienta interactiva.

META

Comunidades ubicadas en el AID del proyecto y Autoridades Locales, participando proactivamente en las actividades de información, obteniendo procesos de comunicación efectivos.

ETAPA: RECOBRO INYECCION DE AGUA MEJORADA

Captación de Agua Pretratamiento de Agua

Inyección de Fluidos a pozo

Recuperación de fluidos

Disposición del Agua

De producción P Agua

Disposición O

Aguas Superficiales

Polímero Reinyección

Aguas Subterráneas

ASP Vertimiento

IMPACTOS AMBIENTALES A MANEJAR

ELEMENTO AFECTADO IMPACTO TIPO DE IMPACTO

Relaciones Sociales Cambio en el tipo de conflictos existentes

Negativo

TIPO DE MEDIDA

PREVENCIÓN MITIGACIÓN CORRECCIÓN COMPENSACIÓN

x x

ACCION(ES) A DESARROLLAR

Antes de iniciar las actividades de la Etapa de Recobro de Inyección de Agua Mejorada, se efectuará reunión con los representantes de las autoridades municipales y otra con las JAC de las veredas ubicadas en el AID del proyecto, en la que se abordarán, entre otros, los siguientes temas: Ubicación y características técnicas de las actividades. - Tiempo proyectado para el desarrollo de las actividades. - Permisos que amparan el desarrollo del proyecto. - Requerimientos de mano de obra y mecanismos de concertación y contratación. - Atención a Inquietudes. La socialización se realizará a través de la herramienta interactiva donde se manejará un idioma entendible y fácil de asimilar, así como una representación gráfica comprensible por las comunidades foco identificadas para su desarrollo. (Ver fotografía 1). Estas reuniones se deben realizar previamente al inicio de actividades y durante el desarrollo de las obras.

LUGAR DE APLICACIÓN

Para la realización de las reuniones con autoridades locales se definirá previo acuerdo con estas.



ENTREGA FINAL

• Las reuniones informativas, talleres y charlas comunitarias, se desarrollarán en lugares acordados con antelación y de fácil acceso dentro de las veredas del área de influencia del proyecto.

RESPONSABLE DE LA EJECUCIÓN

COMPAÑIA PROVEEDOR INTERVENTORIA x

PERSONAL REQUERIDO

. Personal técnico de la compañía con amplia experiencia en las técnicas de Recobro Mejorado.

INDICADORES DE SEGUIMIENTO MONITOREO CUALIFICABLES

• Nivel de información de las comunidades acerca del proyecto Técnicas de Recobro Mejorado. • Nivel de información de las Autoridades Locales acerca del proyecto Técnicas de Recobro Mejorado. • Nivel de conocimiento y comprensión por parte de las comunidades acerca de la implementación de nuevos

mecanismos y actores en la selección y contratación de mano de obra en las diferentes etapas del proyecto. • Nivel de información por parte de las Autoridades Locales acerca de la implementación de lo establecido en la

Ley 1551 y lo relacionado con contratación de mano de obra calificada en las diferentes etapas del proyecto. • Recibidos de los oficios de convocatoria • Acta de las reuniones informativas realizadas • Listado de asistentes a las reuniones realizadas • Registro fotográfico.

CUANTIFICABLES

Nº de reuniones informativas realizadas / Nº de reuniones programadas NRIR / NRP = 1

Total de Personas de la comunidad asistentes a las reuniones / Total de personas de la comunidad

convocadas TPCAR / TPCC = 1

Total de miembros de la Administración Municipal asistentes a las reuniones / Total de personas de la

Administración Municipal convocadas TMAMAR / TPAMC = 1

Nº de inquietudes de la comunidad solucionadas / Total de inquietudes de

la comunidad presentadas NICS / TICP

CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN

ETAPA /

ACTIVIDADES Captación de

Agua Pretratamiento

de Agua

Inyección de Fluidos a pozo

Recuperación de fluidos

Disposición del Agua

Reuniones con los diferentes

actores involucrados

x

x

x

X

x

CUANTIFICACIÓN Y COSTOS

Los estimados por la Compañía según contratación de su personal a cargo.

4.4. HERRAMIENTA FINAL

Con el propósito de llegar de una manera más efectiva a las comunidades de interés se

crearon unos personajes con características que representan a la población del Meta,

Magdalena medio y Huila como áreas de potencial implementación de las técnicas de



ENTREGA FINAL

recobro seleccionadas. La herramienta fue pensada para divulgar información y conceptos

por medio de videos tipo whiteboard a los que se pueda acceder de una forma interactiva

por medio de una pantalla táctil y de una forma intuitiva con iconos que representen el

tema a abordar. Adicionalmente se propone generar un buzón dentro de la herramienta en

donde las comunidades puedan plantear sus inquietudes, quejas o sugerencias, estas serán

respondidas en periodos de tiempo no establecidos en el momento y de forma también en

videos tipo whiteboard.

Figura 13. Personajes desarrollados como participes y protagonistas de los videos propuestos. Fuente los

Autores

Figura 14. Boceto de interfaz de la herramienta interactiva. Cada figura estará con hipervínculos a videos

tipo whiteboard. Fuente los autores

Cada icono del boceto de la interfaz que se ve en la figura 8 son a accesos directos relacionados que identificamos de interés para la comunidad. El contenido es preliminar y se actualizará a condiciones específicas de un proyecto a desarrollar. Dentro de los temas que se tienen al momento se tiene:

• Introducción. Petróleo.



ENTREGA FINAL

• Buzón de sugerencias, quejas o reclamos.

• Inyección de agua

• Inyección de polímero

• Inyección ASP

• Riesgo por sustancias químicas

• Impactos ambientales

• Socialización del proyecto

• Inversión social

• Mitos y realidades El acceso a los videos solo está condicionado por el interés en particular que pueda tener la comunidad, es decir no tiene un orden especifico. Para la creación de los videos se contemplaron varios softwares especializados disponibles en la web y fueron seleccionados por su costo y facilidad de uso los softwares Explandio y Doodly. El desarrollo de los videos y los personajes que se incluyeron en ellos fueron desarrollados en su totalidad por los integrantes del grupo y están sujetos a cambios en contenido y diseño cuando se vayan a implementar en un caso en particular.

Figura 15. Screenshots de los videos desarrollados. Fuente los autores

Esta herramienta final se ha desarrollado teniendo en cuenta:

• El alcance, delimitando los aspectos a abordar frente a las inquietudes de comunidades vecinas; estos aspectos son: Procesos (Inyección de agua, Inyección ASP e inyección Polímero), Sustancias y Productos (Riesgo Químico), Impactos Ambientales, Matriz de Riesgos y Medidas de Mitigación (Ficha de Mitigación).

• Personajes animados de la herramienta interactiva, estableciendo características que representen a la población del Meta, Magdalena Medio y Huila como áreas de potencial implementación de las técnicas de Recobro Mejorado. Se crean tres personajes, cada uno



ENTREGA FINAL

correspondiente a una de las regiones referidas, buscan generar simpatía y acercamiento a la comunidad.

• Fácil manejo y uso de la herramienta tanto en pedestales fijos (Ubicación en lugares estratégicos como Administraciones Municipales, Gobernaciones, Colegios, Parques Principales etc.) como uso en equipos portátiles para su manejo en trabajos de campo. Herramienta interactiva facilitada por pantalla táctil e hipervínculos que permita el acceso a cada uno de los temas identificados como importantes a sensibilizar con la comunidad. 5. Evaluación económica

La problemática que a la fecha se tiene por parte de las empresas en el proceso de expansión de proyectos de recobro químico (Polímero/ASP), y en la materialización de la expansión de inyección de agua radica en la aceptación de las comunidades y en la aprobación por entes de control (ambientales y de gobierno); por lo anterior se plantea la necesidad de poder generar herramientas desde la industria, como las utilizadas por los contradictores, para poder desvirtuar la desinformación que sobre los procesos, e impactos ambientales se han generado en la población.

Figura 16. Pilares identificados que soportan la ejecución de expansión de proyectos de recobro Químico. Fuente los autores.

Si bien este tipo de técnicas de recobro no son nuevas a nivel de industria, y tienen más de 11 años de procesos de investigación y desarrollo que permiten catalogarlas como tecnologías maduras (inyección de agua y polímeros), como industria no se ha logrado permear a los actores que, de manera directa o indirecta con las áreas operativas, se ven influenciados por el desarrollo de los campos.

La propuesta tiene como objetivo la ubicación de puntos móviles o stands, a través de las cuales, por medio de una herramienta interactiva se le permita a la comunidad no solo de una vereda o municipio, si no de varias veredas o municipios a nivel nacional, entender de

Proyectos de Recobro

Aceptación por la

comunidad

Aprobación de la ANLA

Ejecución en los

tiempos y costos

establecidos



ENTREGA FINAL

una manera clara y sencilla, los soportes técnicos que dan solidez a la ejecución de estas actividades, y las operaciones que se desarrollan en torno a las mismas que no son otras adicionales a las que se analizan en una etapa de recuperación primaria.

Para ello se identificó un tope máximo de la inversión en la estrategia de comunicación soportada en el diferencial entre:

i) El ingreso en términos de VPN determinístico percibido por la compañía

Operadora al ejecutar el proyecto dentro de los tiempos establecidos, sin los

retrasos asociados a los temas de permisos ambientales ni oposición de las

comunidades.

ii) El ingreso en términos de VPN determinístico percibido por la compañía

Operadora si el proyecto se ve afectado por retrasos asociados a la aprobación

por parte de las autoridades ambientales o aceptación de la misma comunidad

del área de influencia.

Cada compañía operadora, de acuerdo a sus políticas de inversión social podrá disponer un porcentaje del diferencial que se pudiese dejar de percibir entre los dos VPN, ( definido por cada compañía operadora, según la relevancia del proyecto), a ser utilizado al finalizar la etapa selección de alternativas del proceso de maduración para de manera temprana propiciar espacios de socialización con las comunidades, capacitación de los entes ambientales regulatorios y concientización de los entes gubernamentales del verdadero valor que no solo para la industria si no para el país genera la ejecución y expansión de los proyectos de recuperación. La estrategia construye canales directos de comunicación, permeando con mensajes provenientes desde los expertos, pero traducidos a un lenguaje sencillo, respecto a los impactos reales, fichas de mitigación para desvirtuar los mensajes que con poca claridad han generado los grupos opositores que se han visto traducidos en dilaciones en los tiempos de ejecución. Se presenta a continuación el presupuesto estimado requerido para un periodo de tiempo no mayor a 6 meses. Es importante reiterar en los objetivos en el sentido que, para efectos del entregable del proyecto de grado, solo se contempla el bosquejo de la herramienta interactiva, dado el tiempo y recursos en personal y presupuestal con que se cuenta por parte del grupo de trabajo.



ENTREGA FINAL

Equipos y Recursos Requeridos Presupuesto Estimado

Fuente: pagina de internet Expotands

Inversión Stand: USD2.193 Fuente: Información de la inversión estimada asociada a los stands, Exponstands.

Fuente: Stand Móvil del accionista, Ecopetrol,

http://www.colombia.com/actualidad/economia/sdi/37919/el-bus-de-atencion-al-accionista-de-ecopetrol-

inicia-la-gira

Inversión de vehículo Móvil Inversión: USD 83.000 Costos de Mantenimiento USD 5960/mes Fuente: Estimados proyectados por los Autores

Imagen del bosquejo de la herramienta interactiva, Fuente, los Autores

Inversión Asociada a la Herramienta: Imágenes gráficas: USD 66 Diseño Herramienta: USD 10.000 Subtotal USD 10.066 Costos Licencia: USD 40/año Fuente: Valor de licencia de Doodly Cotización Diseñador gráfico.

Costos Personal Soporte para la socialización: Conductor: USD 3.000/mes Ing. Ambiental (Senior): USD 5.687/mes Profesional Social (Senior): USD 5.426/mes Profesional técnico: USD 5.787/mes Fuente: Tarifas de consultoria y calculo, cámara colombiana de la infraestructura 2011

TOTAL ESTIMADO Inversión total estimada: USD 95.259 Costos (6 meses): USD 155.260

Tabla 6. Presupuesto requerido para el establecimiento de un Plan de socialización móvil



ENTREGA FINAL

5.1. Información contractual y técnica que soporta la Evaluación Financiera.

Como primer piloto se plantea, presentar a un Socio/Operador cuyos campos se encuentran

ubicados en el área Llanos, en vista de que el 50% de la producción del país proviene de

esta zona y, dado que, de acuerdo con lo reportado por Ecopetrol (1), dentro del portafolio

de proyectos presentados por la organización 25 obedecen a la expansión en diferentes

regiones del país de técnicas de recobro, 16 de ellas correspondientes a inyección de agua

y 9 a proyectos de agua mejorada, dentro de los que se destacan los proyectos de

Chichimene y Castilla.

La delimitación de las consideraciones contractuales para la evaluación económica se

enuncia a continuación: Consideraciones Marco Contractual

Tipo de Contrato con la ANH E&P - Ronda 2008

Tipo de Crudo Extra pesado (API 9°)

Patrón de Inyección 5 puntos invertido

Ley de Regalías 756 de 2002

Derecho económico como porcentaje de part. ANH (% X) 15%

Derechos Económicos por uso de Subsuelo Si

Derecho económico por Precios Altos N/A

Tabla 7. Consideraciones marco contractual.

Teniendo en cuenta el rango de participación ofertado en la Ronda 2008 (13-23%) se

seleccionó un porcentaje del 15% para efectos de acotar el ejercicio a desarrollar. En cuanto

al derecho económico por Precios altos, este no se tuvo en cuenta dado que el Contrato

Marco de la Ronda de licitación de bloques seleccionado, enuncia que, para crudos con una

gravedad API menor a 10° no se activa dicha cláusula, como parte del incentivo dado a las

compañías por la explotación de crudos extra pesados.

Para la delimitación de las consideraciones técnicas del campo tipo seleccionado, los datos

Técnicos se enunciarán a título de rango de valores, para efectos de confidencialidad de la

información. Los datos de yacimiento relevantes a tener en cuenta se listan en la siguiente

tabla:

1. 1 Lopez Suarez, A. (1 de marzo de 2017). “Ecopetrol desarrolla con éxito 19 proyectos de recobro de petróleo”,

Portafolio, revista electrónica.



ENTREGA FINAL

Propiedad Rango Valor Propiedad Rango Valor

Presión de yacimiento 2200 -3300 psi OOIP 2500 – 4000 Mmbls

Presión de burbuja 200 -750 psi Número de patrones de 5 puntos para inyección

7

Número de pozos Activos

30 de los cuales el 60% de los pozos fueron perforados en el último semestre

Permeabilidad 2 - 4,5Darcies

Inicio de la producción Año 2015 Porosidad Swi So

19 – 20% 0,2 0,8

Producción Acumulada 8,5 Mbls Temperatura de yacimiento

220°F

GOR 50 SCF/BN Profundidad yacimiento 7500 ft TVD

Tabla 8. Características principales del campo tipo seleccionado, rangos ajustados por los Autores por

efectos de confidencialidad

5.2 Información Financiera y de costos

Con base en la información técnica y contractual, se plantearon las curvas básicas de los 30

pozos e incrementales asociadas a los patrones de inyección propuestos iniciando en el

escenario (1) en abril del año 1 y en el escenario en abril del año 2. Los perfiles fueron

construidos asumiendo un factor en las curvas por efectos de confidencialidad en la

información.

Figura 17. Perfil de producción estimado para el campo base seleccionado. Fuente: Datos modificados por

Los Autores

0

5000

10000

15000

20000

25000

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Año 6

Año 7

Año 8

Año 9

Año

10

Año

11

Año

12

Año

13

Pro

du

cció

n d

e C

rud

o (

bo

pd

)

Años

Curva de Producción de Crudo IncrementalBásicaIncremental Modificada



ENTREGA FINAL

El porcentaje de BSW previo al inicio de la inyección es del 60%, y la inyección asociada a

los pilotos es de 52.00 bwpd, y una presión estimada de 5000 psi, por lo que es necesario

realizar inversiones asociadas a dos pozos captadores a arena a profundidades de una

unidad inferior a la del yacimiento; a su vez se requiere realizar inversiones asociadas a la

conversión de los pozos productores a inyectores y las requeridas para las líneas de flujo y

a las facilidades de Sistema de tratamiento de aguas para inyección.

Figura 18. Inversiones asociadas al proyecto. Fuente: Los Autores

En cuanto a los costos asociados e indicadores referentes, se realizaron las siguientes

premisas:

Descuento por Calidad 17 USD/bl

Precio Referente marcador Brent 50USD/bl

Descuento por transporte 8 USD/bl

Costos asociados al tratamiento de Crudo 0,54 USD/bl

Costos asociados al tratamiento de agua inyectada

0,15 USD/bl

Costos asociados a fluidos totales 1,82 USD/bl

Costos Asociados a pozos productores USD 220.000/pozo

Índice de frecuencia de intervenciones a pozo

0,44

Costos fijos USD 6.100.000 Tabla 9 de costos estimados, fuente: selección de datos tomado de la experticia de los autores

Para cada uno de los ejercicios se realizó el ejercicio de flujo de caja con el propósito de

determinar el Break-even asociado al activo y el VPN determinístico. En el primer ejercicio

en el cual se realiza en el primer año la inversión, el VPN a un precio referente de 50 USD/bl

marcador Brent, se obtiene un ingreso total del activo de 55 MUSD (millones de dólares) y

un Break-even de 41USD/bl.

- 5.000.000

10.000.000 15.000.000 20.000.000

Vigencia 1 Vigencia 2

Líneas de flujo 9.600.000

Facilidades de inyección (STAP75k)

9.300.000

Pozos Captadores 7.200.000

Conversión de pozos 6.650.000

Inve

rsio

nes

(USD

)

Inversiones Asociadas a los patrones de Inyección



ENTREGA FINAL

Figura 19. Resultados evaluación financiera del proyecto de recobro asociado sin retraso

En el segundo caso planteado, se asume un retraso de un año para la ejecución del proyecto

incremental, lo cual a un precio marcador referente de 50USD/bl generaría una pérdida de

millones de VPN (4MUSD), cuyo Precio mínimo de equilibrio se sitúa en marcadores

referente de 51 USD/bl.

16

17

8

-

10

20

30

40

50

Break Even

Lifting Cost Costos transporte y dilución Descuento por Calidad

41 USD/bl

-31,49

-393

-26,88

55

-500,00

-400,00

-300,00

-200,00

-100,00

0,00

100,00506

MUSD Capex Opex Tax/Regalías Ingresos VPN



ENTREGA FINAL

Figura 20. Resultados evaluación financiera del proyecto de recobro asociado sin retraso

En el análisis realizado se puede identificar que:

- Dados los descuentos por calidad y transporte seleccionados, relacionados con la

calidad del crudo y el requerimiento asociado a diluyente en las etapas de recolección

y transporte, son el componente más relevante en la estructura de costos de crudos

extra pesados del área Llanos.

- Variaciones en los planes de ejecución de proyectos, generan detrimento en los activos

productivos y a su vez perdidas en las reservas del orden del 10%.

- Las inversiones sugeridas en los presentes proyectos relacionados con planes de

socialización de proyectos de recobro mejorado, tendientes al aseguramiento de las

aprobaciones por parte de las Autoridades ambientales, y la aceptación por las

comunidades de las áreas de influencia operativas, se soportan en el beneficio

percibido.

- La incorporación de técnicas de recobro químico (polímeros) en crudos extra pesados,

requieren el aseguramiento en la reducción de costos; activos en etapa de expansión,

son susceptibles por los costos operativos asociados y por las inversiones requeridas.

- En virtud de los resultados obtenidos no se consideró la evaluación con inyección de

polímeros; no obstante, lo anterior, se enuncian en el trabajo los datos de costos

recolectados asociados a la inyección de polímeros.

-31,49

-257

-18,18 (4)

-350,00

-300,00

-250,00

-200,00

-150,00

-100,00

-50,00

0,00303

MUSD Capex Opex Tax/Regalías Ingresos VPN



ENTREGA FINAL

Figura 21 de Costo estimado en USD/bl de agua correspondientes a la inyección de ASP. Fuente:

Información recolectada de proyectos de ASP implementados a nivel Colombia por compañías

Operadoras.

6. CONCLUSIONES

Evaluados los aspectos técnicos relacionados a los impactos ambientales de las actividades de recobro mejorado por las técnicas expuestas, se concluye que estos no son la principal problemática para el desarrollo de este tipo de proyectos, ya que se encuentran en el área de influencia, y se gestionan desde la etapa de Recobro Primario; llegándose a identificar que la causa de la problemática se fundamenta en la percepción negativa de las partes Interesadas la cual a su vez se basa en la desinformación y la falta de comprensión de los aspectos técnicos básicos de las técnicas. Es claro el cambio que debe haber en las compañías petroleras para mejorar la comunicación y aprobación de las comunidades en este aspecto, máxime cuando es uno de los puntos de mayor rechazo actualmente, viéndose reflejado en el aumento de consultas populares en contra del desarrollo de este tipo de proyectos. Igualmente se determinan otras conclusiones de acuerdo con el desarrollo del presente proyecto, se determinan las siguientes conclusiones:

6.1. SOBRE ASPECTOS TÉCNICOS TENIDOS EN CUENTA PARA EL DESARROLLO DE LA

HERRAMIENTA.

• Para el diagnóstico ambiental de la etapa operativa de recobro, se debe establecer la Línea Base Ambiental, partiendo del estado en que se encuentre el área a la finalización de la etapa de recobro primario, buscando así no asignar impactos ambientales a la etapa de recobro mejorado, que no le corresponden.

Costo de Preflujo; 0,47

Costo de ASP inyectado; 7,00

Costo Slug de Polímero; 0,23

Costo polímero [50%]; 0,16

Costo polímero [25%]; 0,08

Costos Por barril de agua inyectada, asociados a



ENTREGA FINAL

6.2. SOBRE EL PERFECCIONAMIENTO DE LA HERRAMIENTA

• Para la generación de la herramienta interactiva se debe manejar un idioma entendible y fácil de asimilar, así como una representación gráfica comprensible por las comunidades foco identificadas para su desarrollo, las cuales son Meta, Magdalena Medio y Huila.

6.3. SOBRE EL DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE SOCIALIZACIÓN Y SENSIBILIZACIÓN A

PARTES INTERESADAS

• Se debe dar claridad y diferenciación a las partes interesadas sobre los aspectos operativos de la actividad, principalmente aquellos asociados a conceptos de presión del yacimiento e igualamiento de presión por actividades de recobro mejorado, buscando el entendimiento del mismo y el diferenciamiento con el fracking.

• Se deben identificar los peligros externos e internos a la operación, que puedan generar riesgos a la salud, seguridad y medio ambiente, y presentarlos a las comunidades vecinas, en el contexto de exponer la preexistencia de los internos desde la etapa de recobro primario y los controles existentes de los mismos, así como los externos a la operación buscando alianzas para la veeduría de los mismos y estableciendo los canales de comunicación por medio de los cuales pueden informar a la operadora sobre su ocurrencia.

• Para una mayor asimilación y entendimiento por parte de las comunidades y partes interesadas que se oponen al proceso de recobro, se deben aclarar conceptos de concentración y exposición de las sustancias y productos, utilizando ejemplos de uso domésticos de las mismas, para aclarar dudas sobre los efectos nocivos de ellas.

6.4. SOBRE PRÁCTICAS A IMPLEMENTAR PARA EL DESARROLLO DE ACTIVIDADES DE RECOBRO

MEJORADO

• Para conservar y fortalecer la confianza de las comunidades aledañas al proyecto, sobre la correcta gestión de los impactos ambientales a fuentes hídricas superficiales y subterráneas, se deberá en desarrollo de las actividades de recobro mejorado ejecutar un estricto Programa de Control de Fuentes Hídricas enfocado en el monitoreo de la cantidad y calidad del recurso disponible, teniendo en cuenta variables como las climáticas asociadas al fenómeno del Niño y Niña, que impactan directamente sobre el caudal y calidad disponible; de manera que sirvan para demostrar técnicamente lo no afectación ambiental. Tanto la ejecución de actividades de toma de aforo como de toma de muestras deberán efectuarse con acompañamiento de la comunidad, así mismo los resultados deberán ser socializados.



ENTREGA FINAL

• SOBRE EL MARCO LEGAL

• El precedente de aprobación de la expansión de proyecto de inyección de polímeros en

Chichimene por parte de la ANLA, en relación a considerar dicha actividad en el marco de

una solicitud de giro menor, con seguimiento periódico dentro de los Informes de

Cumplimiento Ambiental, conlleva a la necesidad imperativa de poder agilizar, con base en

los tiempos y lecciones aprendidas, planes similares tendientes a demostrar a la autoridad

ambiental que la técnica de ASP, no conlleva impactos o riesgos adicionales.

• La falta de reglamentación a nivel nacional para la ejecución de actividades de recobro dificulta el desarrollo de los proyectos de este tipo, por tanto y para tener un adecuado manejo de las aguas inyectadas, se recomienda a las autoridades ambientales establecer una categorización de los tipos de pozos inyectores de fluidos y residuos al subsuelo, tomando como ejemplo la clasificación establecida por la agencia de protección ambiental de los Estados Unidos (USEPA), así:

CLASE PROPÓSITO

1 Inyección de residuos peligrosos, no peligrosos y municipales por debajo de un límite establecido

2 Inyección de fluidos asociados con la producción de petróleo y gas natural para su eliminación o recuperación mejorada

3 Inyección de fluidos para la extracción de minerales

4 inyección de desechos peligrosos o radiactivos por debajo de un límite establecido

5 Inyección en pozos no incluidos en las categorías anteriores pero utilizados para inyectar desechos no peligrosos

6 Inyección para almacenamiento de dióxido de carbono en condiciones supercríticas Tabla 10. Tipos de pozos. Fuente: Regulaciones para la protección del recurso agua de State oil and gas

regulatory Exchange.

La clase 2 corresponde a los pozos inyectores de la industria de los hidrocarburos que tienen una subdivisión, pozos para recobro, pozos para disposición y pozos para almacenamiento. - Los pozos de recuperación mejorada inyectan salmuera, agua, vapor, polímeros,

químicos o dióxido de carbono en las formaciones que contienen petróleo para recuperar el aceite residual y, en algunas aplicaciones limitadas, el gas natural. El fluido inyectado reduce la viscosidad o desplaza pequeñas cantidades de petróleo y gas extraíbles, que luego pueden ser recuperados.

- Los pozos de disposición inyectan salmueras y otros fluidos asociados con la producción de petróleo y gas natural o las operaciones de almacenamiento de gas natural. A medida que el petróleo y el gas natural se llevan a la superficie, generalmente se mezclan con agua salada. La salmuera se segrega del aceite y luego se inyecta en la misma formación subterránea o una formación similar.

- Los pozos de almacenamiento de hidrocarburos inyectan hidrocarburos líquidos en formaciones subterráneas (como las cavernas de sal) donde se almacenan. Este tipo de



ENTREGA FINAL

pozos no son utilizados en Colombia, generalmente hacen parte de la reserva estratégica de petróleo de los Estados Unidos.

Finalmente, se establecen las condiciones mínimas de diseño y construcción de los pozos de disposición clase 2, cuyo objetivo es confinar adecuadamente los fluidos inyectados a la zona del subsuelo autorizada y evitar la migración de fluidos a fuentes subterráneas de agua potable. Los pozos de inyección se perforan y construyen con tubería de acero cementada en su lugar, desde fondo hasta superficie. Un pozo típico también tiene un tubo de inyección a través del cual los fluidos se bombean desde la superficie hacia las formaciones geológicas receptoras y empaques requeridos para aislar la zona receptora y el espacio anular entre el tubo y la tubería de acero por encima del empaque

7. Estado Del Proyecto Con Respecto Al Cronograma Propuesto.

Se efectúa ajuste y actualización del cronograma del proyecto incluyéndose la actividad “Evaluación Económica”, siendo si se expresa el avance de manera gráfica e cual se puede observar en el Anexo 5.



ENTREGA FINAL

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