Economia de Recursos Naturales

Título del Ensayo: USO DE INSTRUMENTOS ECONOMICOS PARA DISMINUIR LA QUEMA DEL GAS ASOCIADO EN LA PRODUCCION DE CRUDO EN LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR.
INTRODUCCIÓN.
La producción de petróleo conlleva la producción de gas asociado, este gas que originalmente se encuentra en solución con el petróleo a condiciones de yacimiento (Presión y Temperatura de fondo) a medida que es extraído se va liberando ya sea dentro del pozo o en su camino hacia las instalaciones de producción en superficie. A diferencia de los yacimientos de gas, las cantidades o volúmenes que se manejan cuando se trata de gas asociado, son bajas ya que la principal fase presente en el yacimiento es el petróleo o crudo. El gas asociado en su mayoría es separado del crudo producido a su paso por las facilidades de producción, este es desviado hacia tres destinos principalmente:
Generación de Energía Eléctrica.
Gasoductos.
Mecheros (quema de gas al ambiente).
Del listado de uso del gas asociado, la última en la lista, es la que actualmente preocupa debido a que tiene un importante porcentaje en volumen, es decir que del volumen total de gas asociado, aproximadamente el 40% es destinado a la quema y el restante al uso en generación eléctrica y otros usos.
Pero cuales son las razones por lo que el gas asociado no es aprovechado de mejor manera?, podríamos enlistar varias posibles razones a modo de hipótesis que podrían ayudar a responder esta incógnita:

La Generación Eléctrica con gas asociado no siempre representa una buena inversión para la reducción de costos en una empresa.

Los instrumentos económicos que regulan el uso y quema de gas natural no están bien diseñados.



MARCO TEÓRICO.

2.1 CONCEPTO DE GAS ASOCIADO DE PETROLEO.
Se conoce como gas asociado al petróleo (GAP) al volumen gas producido junto con la explotación del crudo en los yacimientos considerados como sub-saturados donde la presión del reservorio es mayor a la presión de saturación (presión en la cual se libera la primera burbuja de gas).
La OLADE define el GAP como: "Mezcla gaseosa de hidrocarburos que se produce asociada con el petróleo crudo. Generalmente contiene fracciones de hidrocarburos líquidos ligeros (condensables) por lo que se lo llama frecuentemente "gas húmedo". (Manual de Estadísticas Energéticas, OLADE, Autor: Fabio García, Año 2011).
2.2 FUENTES DE ENERGIA PRIMARIA.
El GAP es una fuente de energía primaria no renovable al igual que el Gas Natural (GN), la diferencia entre ambas es su estado natural, sus volúmenes y su forma de extracción.
"Se entiende por energía primaria a las fuentes de energía en su estado natural, es decir que no han sufrido ningún tipo de transformación física o química mediante la intervención humana. Se las puede obtener de la naturaleza, ya sea: en forma directa como en el caso de la energía hidráulica, solar, la leña y otros combustibles vegetables; o des pues de un proceso de extracción como el petróleo, carbón mineral, geo energía etc. Las fuentes primarias de energía, están subdivididas en dos grupos: a)las fuentes no renovables de energía, como son los combustibles fósiles y la energía nuclear y b)las fuentes renovables de energía como la hidro-energía, la energía eólica, la energía solar, la biomasa."(Manual de Estadísticas Energéticas, OLADE, Autor: Fabio García, Año 2011).

2.3 USO Y APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO.
2.3.1. Generación de Energía Eléctrica:
Inicialmente para poder explotar el crudo en el oriente se requiere de ingentes cantidades de energía eléctrica y como las áreas de explotación están lejos del sistema interconectado de energía eléctrica se usaron generadores a diesel, es decir que se requiere de un producto refinado de crudo para obtener más volúmenes de crudo, esto, desde luego encarece en gran magnitud los proyectos de extracción de crudo, por ejemplo en el año 2009, el consumo de diesel para generación eléctrica representaba entre el 70-80% del total de costos de operación del Consorcio Petrosud-Petroriva . (Fuente: Dpto. Mantenimiento, Consorcio Petrosud-Petroriva).
Esta situación ha ido cambiando paulatinamente desde la incorporación de equipos de generación que en primera instancia usan un sistema dual es decir usan un porcentaje de diesel y otro de gas natural hasta equipos que usan 100% gas natural. Esto desde luego que está más orientado a la disminución de costos que a una responsabilidad con el medio ambiente, ya que el impacto en la curva de costes es notable, así lo demuestra el histórico de consumo de diesel en el Consorcio Petrosud-Petroriva.
2.3.2 . Transformación en GLP:
Como ya es de conocimiento general, el gas de uso doméstico o gas licuado de petróleo es un producto del gas natural. El GLP es un producto de primera necesidad que tiene los siguientes beneficios:
Buen Rendimiento Termico.
Facil y seguro de utilizar.
No genera corrosión ni abrasión.
Es mucho menos contaminante que los otros combustibles fosiles.
Calentamiento preciso y homogéneo.

2.3.3. Inyección de Gas en Levantamiento Artificial.
Dentro de los métodos de levantamiento artificial que están dirigido a suplir la falta de presión necesaria del yacimiento para evacuar la producción desde el fondo del pozo hasta superficie, está el método de inyectar gas en el fondo de la columna para alivianar el peso y empujar la producción de crudo hacia la superficie. Desde luego este proceso se convierte en cíclico, ya que en superficie el gas se recupera en la separación con el crudo y se vuelve a inyectar en el pozo.
2.3.4. Inyección de Gas para Recuperación Mejorada de Crudo.
Otro de los usos frecuentes gas natural (sea gas asociado o gas libre) es para la recuperación mejorada de crudo, bajo este esquema existen arreglos de pozos productores de crudo y pozos inyectores de gas, lo que sucede aquí es que desde los pozos inyectores se crea un frente de invasión que empuje el crudo no drenado hacia los pozos productores. Es decir lo que busca esta técnica es mejorar el barrido de crudo en zonas donde los pozos existentes no pudieron drenar.

2.4 HISTORICO DE LA PRODUCCION, USO Y QUEMA DE GAS ASOCIADO.
Se tomó en cuenta los datos del Consorcio Petrosud-Petroriva (bloques 64 y 65) y los datos a nivel país, para conocer la evolución de la producción, uso y quema del gas asociado.
2.4.1 Producción de Gas Asociado.
Usaremos dos fuentes disponibles, la de los Bloques 64 y 65 y las estadísticas nacionales, para comparar la producción de los dos bloques de extensión areal más pequeña con el total de la Cuenca Oriente, con esto más adelante podremos observar el impacto del uso del gas asociado en la reducción de la quema de este recurso natural y el beneficio tanto para el medio ambiente como en la curva de costes de la empresa.
Grafico 1. Producción Uso y Quema de Gas Asociado_ Consolidado Ecuador

Fuente: ARCH
En el grafico 1, se puede observar que la brecha entre el gas producido y el gas usado tiende a disminuir entre los años 2011-2013, pero aun el 40% de ese gas es quemado hacia la atmosfera y no es aprovechado.
La experiencia en Petrosud-Petroriva sobre el uso del gas asociado nos puede ayudar a entender porque el volumen de gas asociado usado en la generación tiende a aumentarse.
Grafico 2 Volumen de Producido y Reinyectado

Grafico 3 Volumen de Gas Asociado Utilizado
Los bloques 64 y 65 que opera el consorcio, son los bloques más pequeños en área de toda la Cuenca Oriente. Para el año 2004 el consorcio extraía 6 millones de barriles de fluido al año, quemaba todo su gas asociado y reinyectaba un poco más de la mitad del fluido extraído. Es importante cuando hablamos de energía necesaria de un campo hablar del fluido extraído y reinyectado ya que estas dos actividades requieren aproximadamente el 90% de la energía requerida en un campo, es decir si en un campo se duplica la cantidad de fluido extraído por año es de esperar que la demanda de energía al menos se duplique, esto se traduce en más volumen de diesel comprado, se aumenta el costo operativo y el impacto al ambiente es mayor.
Si se tiene en cuenta la relación del número de galones de diesel consumidos con respecto al volumen de fluido extraído, y este número lo monitoreamos durante el periodo 2004-2013, encontraremos que para el Consorcio Petrosud-Petroriva este factor tiende a bajar a medida que crece el volumen de gas asociado usado en la generación, reemplazando paulatinamente los ganadores a diesel por generadores a gas natural.

Grafico 4. Relación Volumen Diesel vs Volumen Extraído
En conclusión un proyecto de desarrollado entre el 2007 y el 2013, dio como resultado la reducción del volumen de gas quemado al ambiente, la reducción del volumen de diesel comprado y por ende diesel quemado. Todo esto pese a que el volumen de fluido extraído paso de 6 millones a 12 millones y el volumen reinyectado de 3.5 millones a 8.9 millones. Demostrando así que el KW instalado con gas natural es más barato que el KW con diesel, siendo siempre más conveniente el uso del recurso natural como el gas que el uso de un derivado del petróleo.

¿Pero porque no todo el gas es usado? en principio se debe mencionar que los equipos de generación eléctrica a gas, trabajan con un volumen especifico de gas, bajo estos valores el equipo se apaga automáticamente, este volumen debe suministrarse a una presión constante y con un nivel de humedad especifico. Es decir que en el caso de Petrosud-Petroriva donde se ha reducido el volumen de quema de gas del 100% al 15%, el volumen restante no es suficiente como para seguir aumentando la instalación de equipos de generación a gas. En resumen, el volumen de gas asociado usado en generación crecerá hasta un punto donde ya no se pueda usar más gas y se tendrá que pensar en otras alternativas de uso para evitar la quema.

2.5 MARCO LEGAL.
Para obtener un permiso para el uso y quema de gas natural se requiere pagar una tasa de apenas 750 dólares por campo, tal como lo estipula la resolución ARCH002 sobre el Acuerdo Ministerial 041.
Literal 3
"Autorización anual de utilización de gas natural y/o asociado que se obtenga en la explotación de yacimientos petrolíferos para su uso en operaciones de explotación, transporte y quema, en un volumen menor a 1 mmpcd (millón de pies cúbicos diarios). 750 usd"
Literal 4
"Autorización anual de utilización de gas natural y/o asociado que se obtenga en la explotación de yacimientos petrolíferos para su uso en operaciones de explotación, transporte y quema, en un volumen entre 1 - 3 mmpcd. 2.000 usd"
Literal 5
"Autorización anual de utilización de gas natural y/o asociado que se obtenga en la explotación de yacimientos petrolíferos para su uso en operaciones de explotación, transporte y quema en un volumen mayor a 3 mmpcd. 3.000 usd"
Fuente: "RESOLUCION DIRECTORIO ARCH 002 CORREGIDA NUEVAS TASAS-SERVICIOS DEROGA RES 001 AC MIN 041"

Si bien existen instrumentos económicos que pretenden regular el uso y la quema de gas natural, podemos concluir que no representan mayor gasto a las empresas que explotan hidrocarburos en el país, para el año 2014, el Consorcio Petrosud-Petroriva tuvo que pagar un aproximado de 3750 usd (tres mi setecientos cincuenta dólares) , rubro insignificante si consideramos el giro del negocio y sus utilidades.
CONCLUSIONES.

Reducir los volúmenes de quema de gas asociado fomenta el uso responsable de los recursos naturales no renovables.
El uso de gas asociado en la generación eléctrica impacta positivamente en la curva de costos de una empresa, al usar una fuente más barata, eficiente y limpia para generar energía eléctrica.
Existe una tendencia nacional a cerrar la brecha entre el gas producido y el gas quemado, no como resultado de los instrumentos económicos sino como resultado de la necesidad de las empresas de bajar su curva de costos.
Las tarifas establecidas por los organismos de control son insignificantes si se evalúa el impacto económico que se obtiene de su aprovechamiento y el impacto ambiental que se obtiene de su quema al ambiente.
El requerimiento de energía de energía en la operación de un campo petrolero siempre tiende a crecer y va junto al comportamiento del fluido extraído aunque la tasa de petróleo tienda a caer después de haber llegado a su punto máximo, esto obliga a plantear siempre mejoras en la matriz energética de cada compañía para mantener su perfil de costos controlado evitando en lo posible que la rentabilidad caiga.
RECOMENDACIONES.

Buscar incentivos al uso del gas natural como la reducción de impuestos a la compra de equipos de generación a gas de baja presión.
En la incorporación de nuevas empresas al país y en el desarrollo de nuevos campos, exigir dentro de sus planes de desarrollo la implementación de proyectos de generación eléctrica en base a la producción de gas asociado en esos campos.
Si el uso de gas asociado resulta un beneficio en el comportamiento de los costos de una empresa, se debería impulsar su desarrollo con el desarrollo nacional de equipos para generación a gas.
Debería haber un mejor balance de los instrumentos económicos, para premiar el uso y regular la quema de gas asociado.
Prestar mayo interés y desarrollo tecnológico en la elaboración de los planes de desarrollo de un campo, tener siempre presente el perfil de crecimiento de fluido y la energía necesaria para su extracción priorizando el buen uso de los recursos naturales.

RESPUESTA A LAS HIPOTESIS

La Generación Eléctrica con gas asociado no siempre representa una buena inversión para la reducción de costos en una empresa.
Respuesta: Falso, el uso de gas asociado para la generación eléctrica siempre tendrá un impacto positivo en la curva de costos de una empresa, por ser una energía más limpia, eficiente y barata que el crudo o sus derivados. En casos donde por el volumen de gas no se justifica técnicamente la inversión en proyectos de generación, se debería implementar sistemas de captación y almacenamiento para usos de menor escala.

Los instrumentos económicos que regulan el uso y quema de gas natural no están bien diseñados.
Respuesta: Verdadero, los instrumentos económicos actuales no fomentan el uso ni regulan la quema de gas natural, ya que no representan el impacto del beneficio ni el impacto ambiental que genera el uso y quema de gas.

BIBLIOGRAFIA.

Manual de Estadísticas Energéticas, OLADE, Autor: Fabio García, Año 2011.
Resolución Directorio ARCH 002 corregida nuevas tasas-servicios deroga res 001 Acuerdo min 041.
Fuente: Estadísticas de Balance de Gas de la ARCH.
Fuente: Dpto Mantenimiento, Compras y Producción del Consorcio Petrosud-Petroriva.