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xpl o rador Explorado Venezuela Como Potencia Petrolera Pagina web brinda importante informacion sobre nuevas tecnologias petroleras www.petroguia.com

Empresa PDVSA solicita personal calificado para trabajar como Ing. Petroleros, mayor informacion www.PDVSA.com

Viernes, 20 de Abril de 2012


ror Avances 2

Faja Petrolífera del Orinoco Alcanza Producción de 1.200.000 Barriles Diarios

“Por primera vez tenemos activos 256 taladros en todo el territorio nacional voperando perfectamente”. El ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez, informó este viernes que la Faja Petrolífera del Orinoco alcanzó en marzo una producción récord de 1.200.000 barriles/día. Durante una transmisión de Venezolana de Televisión, en el centro operativo Bare, en el s ur del estado Anzoátegui, resaltó que la aplicación del plan extraordinario de incremento de la producción en la faja permitió que "comenzáramos en enero con una producción de 1.121.000 barriles/día. Hoy incrementamos 90.000 barriles y estamos seguros que llegaremos a la meta, de 1.635.000 barriles día". En el centro operativo Bare, donde se procesa crudo de la empresa Petropiar, en la división Ayacucho de la Faja del Orinoco, se efectúa la reunión del Órgano Superior de la Faja. Allí, Ramírez destacó que el Órgano Superior se reunió para revisar los datos de la producción, que implican no sólo el aumento en la producción de crudo por día sino de un conjunto de acciones relacionadas como la incorporación de taladros y perforación y conexión de pozos. Al respecto, anunció otro récord: "por primera vez

tenemos activos 256 taladros en todo el territorio nacional operando perfectamente". Sostuvo que la meta es tener 373 taladros operando en el país y 202 en la Faja. " Al cierre de marzo tenemos 117 taladros (en la Faja)". Asimismo, resaltó que, como parte del proyecto de incremento de la producción, se estableció la meta de perforar y conectar 1.067 pozos en la Faja Petrolífera del Orinoco, lo que representa "un plan mayor que todo lo que hicimos en 2009, 2010 y 2011". Precisó que en lo referente a este hito de trabajo en pozos, en la Faja se logró, hasta marzo, la perforación y conexión de 114 pozos. También dio a conocer las cifras de construcción de macollas (instalación operacional donde se agrupan un número de pozos, a fin de facilitar los trabajos de perforación, conexión, operación y mantenimiento de los mismos), e indicó que el plan nacional prevé la construcción de 131 de éstas en todo el país y que en marzo "hemos construido 46, de una meta de 50 (en la Faja). Estamos cerca de la meta".


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Economia

Faja del Orinoco Aumentará Producción de Crudo

Para finales de este año se prevé un aumento de 522.000 barriles diarios

A finales de 2012 la producción de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) se incrementará en 522.000 barriles diarios para llegar al millón 635 mil barriles diarios, informó este martes el ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez.

El también presidente de PDVSA mencionó que actualmente existen 246 taladros dispuestos en el territorio nacional, sin embargo, para finales de año está estimado contar con 373.

En declaraciones ofrecidas a su salida de la quinta reunión del Órgano Superior de la FPO, realizada en la División Junín de Petróleos de Venezuela (Pdvsa), al sur del estado Anzoátegui, explicó que160.000 de estos barriles corresponderán a proyectos de producción temprana.

Aprobados $ 5 mil millones para Faja del Orinoco

En la faja se han perforado 4.600 pozos, cifra que será incrementada en 25% para lograr las metas estipuladas. "La idea es conectar 1.067 de estos pozos a través de la construcción de 700 macollas, que son la unidad por excelencia de producción de la faja", dijo. Manifestó que a través de estas instalaciones, las cuales agrupan 37 pozos y facilitan su perforación, se puede llegar a producir 40.000 barriles diarios de petróleo.

Sólo en la Faja Petrolífera del Orinoco funcionan 117 taladros y la idea es aumentarlos a 202.

Durante un acto de entrega de viviendas en el estado Barinas, el mandatario nacional comentó que el plan de inversión busca incrementar la producción en la zona. Fue firmado con el ministro del Poder Popular para Energía y Petróleo, Rafael Ramírez.


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4.200 barriles día (MDB) de crudo sumará en una primera fase la macolla Soberanía, situada en el Campo Cariña de la División Ayacucho de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), en el estado Anzoátegui. De acuerdo con una nota de prensa de Pdvsa, esta instalación operacional, que agrupa varios pozos para facilitar los trabajos de perforación, conexión, operación y mantenimiento, cuenta con una superficie de 4 hectáreas de construcción y forma parte del Plan Batalla de Carabobo, que desarrolla Pdvsa para acelerar la producción temprana de crudo en el país.

El presidente de la República, Hugo Chávez, aprobó un presupuesto de 5 mil millones de dólares para ser invertidos en la Faja Petrolífera del Orinoco durante 2012. Durante un acto de entrega de viviendas en el estado Barinas, el mandatario nacional comentó que el plan de inversión busca incrementar la producción en la zona. Fue firmado con el ministro del Poder Popular para Energía y Petróleo, Rafael Ramírez. "El petróleo del Orinoco, decían que no era petróleo, que era carbón, que era muy pesado, que no se podía contabilizar. Ahora está reconocido por el mundo", señaló. El Presidente reiteró el aumento de la producción petrolera de 3 millones de barriles diarios (b/d) a 3.5 millones b/d para 2012. Para 2014 se espera que la cifra alcance los 4 millones b/d. Recordó que actualmente se producen cerca de 1 millón de b/d en la Faja. Asimismo, hizo estimaciones que están en proceso de precisión científica. Para 2019, la producción diaria debería alcanzar los 6 millones b/d y, en 2030, cerca de 10 millones de b/d, es decir, el doble de la producción actual. Chávez también resaltó el posicionamiento de Venezuela en otro tipo de reservas: está entre los primeros cinco lugares de reserva mundial de oro, posee la quinta reserva de gas natural y tres de las más grandes reservas de hierro, bauxita y agua.

PDVSA suma 4.200 Barriles a Producción de Crudo La macolla Soberanía, que pertenece a Unidad de Producción (UP) Extrapesado del Distrito San Tomé, cuenta actualmente con 6 pozos perforados de un total de 15.

Se prevé que para finales de 2012 la producción petrolera en la FPO se ubique en 1 millón 635 mil barriles diarios. Esta área tiene una extensión de 55.314 kilómetros cuadrados y está dividida en cuatro grandes campos: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, que a su vez están segmentado.


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Sabias que

1. La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) es el mayor reservorio de crudos conocido en el mundo

2. Tiene un área geográfica de más de 55 Mil kilómetros cuadrados y abarca los estados Monagas, Anzoátegui y Guárico.

3. Se divide en cuatro grandes áreas de oeste a este: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. A su vez, cada una de éstas se encuentran segmentadas en bloques.

4. Cuenta con cinco empresas mixtas, todas con mayoría accionaria de 60% por parte de PDVSA. Cuatro de ellas son producto de la nacionalización en 2007: Petrocedeño (Total y Statoil), Petropiar (Chevron), Petromonagas (BP), Petrolera Sinovensa (CNPC) y Petromacareo (Petrovietnam); ésta última producto del Proyecto Orinoco Magna Reserva.

5. Mantiene una producción de 838 mil barriles diarios y reservas probadas estimadas en 153 mil millones de barriles.

6. Cuenta con 61 campos operativos y 2 mil 606 pozos activos.

7. Se calcula que posee 1.360 millones de barriles de Petróleo Original en Sitio (POES); sus reservas recuperables estimadas, basadas en un factor de recobro total de 20%, están en el orden de 272 mil millones de barriles, de los cuales se tenían oficializados 37 mil millones de barriles para 2005 y quedan por oficializar 235 mil millones de barriles.

8. Es de gran interés para las más importantes empresas de petróleo a nivel mundial, pues representa un negocio rentable.

9. El futuro del negocio petrolero descansa en buena medida en la explotación y procesamiento de los crudos extrapesados, y Venezuela cuenta con muchas ventajas competitivas en este negocio.

10. Actualmente Venezuela es el único país con reservas significativas de crudo en el hemisferio occidental y se convertirá en el primer país del mundo con la mayor cantidad de reservas de crudo.


Pausa

6 Encuentra en la siguiente sopa de letras las palabras relacionadas con petroleo.

P U T U B E DOHWS V V S Z L A N S A GO R A A X R N L S ZME T R A Y A C I M I

SUDOKU

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R I A B S O F E T P I S N A R EM I E N T

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_ _ _ _; _ _ _ _ _ _ _; _ _ _ _ _ _ _ _ _ _; _ _ _ _ _; _ _ _; _ _ _ _ _ _ _; _ _ _. Verticales 1. Actividad realizada luego de explorar.

Horizontales 1

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1. Fluido viscoso. 11. Simbolo del Titanio.

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4. Proceso industrial. 8. Petroleo en ingles. 17. Zona con grandes reservas de

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petroleo.

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15. Iniviales de Cuenca del Lago

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de Maracaibo.

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18. Sustancia con movimiento.

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23. Organizacion de paises. 32. Interface entre dos fluidos.

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33. Ubicacion superior en

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yacimientos.

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42. Negacion. 45. Simbolo del cobre.

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30. Lugar de almacenamiento.

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34. Exportacion de gas nato. 48. Simbolo del nitrogeno. 49. Medio de transporte de idrocarburo.


7 Petroleo y ambiente Impacto ambiental de los Crudos no Convencionales

Los crudos no convencionales (FPO y Athabasca) no son directamente comerciables debido a su alta viscosidad, alto contenido de azufre y metales pesados. En tal sentido, es necesario su mejoramiento denominado “crudo sintético” que es obtenido mediante la aplicación de tecnologías de alto consumo energético y cuyos subproductos, principalmente coque y azufre, son cuestionados ambientalmente por su difícil disposición y utilización. Arenas de Athabasca (Canada) : Se necesita 1200 pies cúbicos de gas natural para producir un barril de crudo sintético, lo que implica que para una producción de 5 MMBD, el consumo de gas seria de 6 millardos de pies cúbicos diarios (87 % de la producción diaria en Venezuela para el 2008), de allí Canadá haya asomado la renegociación del contrato de suministro de gas hacia Estados Unidos. Por otro lado, el consumo de agua promed io es de 3.3 barriles por barril de crudo sintético producido. Esto ha obligado al gobierno de Athabasca limitar la extracción de agua del río Athabasca por parte de las empresas petroleras. Una producción de 5 MMBD tendrían un consumo de 16.5 MMBD de agua, equivalente al 5 % del flujo promedio del río (4000vbarriles por segundo).

La explotación actual a cielo abierto destruye los bosques y ciénagas. A tal efecto el gobierno de Alberta exige a las empresas restaurar la tierra a una "capacidad de equivalencia". Esto significa que su restauración debe permitir los distintos usos originales que el área tenía antes de su degradación por la explotación de petróleo. Faja Petrolífera del Orinoco: Al igual que en las arenas de Athabasca, la energía y el agua empleada es primordial para el proceso de mejoramiento del crudo FPO. Estoy convencido que la mayor problemática del mejoramiento del crudo FPO es la producción de coque y azufre. Por cada barril mejorado se producen 25 Kg. de coque y 3.25 Kg. de azufre. Para una producción de 2.7 MMBD (año 2030) se tendría una producción, expresadas en toneladas métricas diarias, 67500 de coque y 8780 de azufre. Por las cifras mostradas podemos inferir que los ecologistas estarán atentos al desarrollo de estos yacimientos de petróleo no convencionales.


8 Petroleo SocioCultural Proyectos Socialistas del Orinoco: Cien pueblos libres de Miseria

Los crudos no convencionales (FPO y Athabasca) no son directamente comerciables debido a su alta viscosidad, alto contenido de azufre y metales pesados. En tal sentido, es necesario su mejoramiento denominado “crudo sintético” que es obtenido mediante la aplicación de tecnologías de alto consumo energético y cuyos subproductos, principalmente coque y azufre, son cuestionados ambientalmente por su difícil disposición y utilización.

Estados Unidos.

Arenas de Athabasca (Canada) : Se necesita 1200 pies cúbicos de gas natural para producir un barril de crudo sintético, lo que implica que para una producción de 5 MMBD, el consumo de gas seria de 6 millardos de pies cúbicos diarios (87 % de la producción diaria en Venezuela para el 2008), de allí Canadá haya asomado la renegociación del contrato de suministro de gas hacia

La explotación actual a cielo abierto destruye los bosques y ciénagas. A tal efecto el gobierno de Alberta exige a las empresas restaurar la tierra a una "capacidad de equivalencia". Esto significa que su restauración debe permitir los distintos usos originales que el área tenía antes de su degradación por la explotación de petróleo.

Por otro lado, el consumo de agua promed io es de 3.3 barriles por barril de crudo sintético producido. Esto ha obligado al gobierno de Athabasca limitar la extracción de agua del río Athabasca por parte de las empresas petroleras. Una producción de 5 MMBD tendrían un consumo de 16.5 MMBD de agua, equivalente al 5 % del flujo promedio del río (4000vbarriles por segundo).


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Faja Petrolífera del Orinoco: Al igual que en las arenas de Athabasca, la energía y el agua empleada es primordial para el proceso de mejoramiento del crudo FPO. Estoy convencido que la mayor problemática del mejoramiento del crudo FPO es la producción de coque y azufre. Por cada barril mejorado se producen 25 Kg. de coque y 3.25 Kg. de azufre. Para una producción de 2.7 MMBD (año 2030) se tendría una producción, expresadas en toneladas métricas diarias, 67500 de coque y 8780 de azufre. Por las cifras mostradas podemos inferir que los ecologistas estarán atentos al desarrollo de estos yacimientos de petróleo no convencionales.

Plan Siembra Petrolera

El Plan Siembra Petrolera ha contemplado un nuevo esquema de negocio para los proyectos de la Faja, en el cual se destaca una mayoritaria participación del Estado venezolano, a través de la conformación de empresas mixtas con 60% PDVSA y 40% empresas socias; una regalía de 33,33%; un impuesto sobre la renta de 50%; contribución especial sobre precios extraordinarios; consolidación de proyectos integrados (producción, mejoramiento de alta severidad, entre 30 y 42°API y segregación entre 19 y 26°API); desarrollos de máxima sinergia entre manejo de líquidos y sólidos, almacenamiento y servicios comunes; posibilidad de desarrollos de otros negocios con 34% de ISLR en gasificación e hidrógeno, entre otros. Es uno de los componentes del Plan Siembra Petrolera, a través del cual se fomenta el desarrollo integral, social, económico y productivo del Eje Orinoco y parte del Río Apure. Cuenta con seis ejes estratégicos: Proyecto Orinoco Magna Reserva, desarrollo de negocios, tecnología, desarrollo social, infraestructura petrolera y no petrolera, y proyectos productivos socialistas.

Proyecto Orinoco Magna Reserva Este proyecto con visión geopolítica, en el que participan 22 países, permitirá elevar las reservas venezolanas a 316 mil millones de barriles de crudo, ratificando a Venezuela como el país con la mayor acumulación de hidrocarburos líquidos a nivel mundial. La estrategia para el desarrollo del Proyecto Magna Reserva se centra en la cuantificación y certificación de las reservas de hidrocarburos existentes en los cuatro grandes

campos que conforman la Faja Petrolífera del Orinoco. Durante 2008 PDVSA logró una cifra récord en toda su historia petrolera al incorporar, a través de este proyecto, un total de 74 mil millones de barriles de petróleo, para así ubicar en dici embre del pasado año las reservas totales de Venezuela en 172 mil millones de barriles. En esta zona existe también un volumen significativo de Gas Original en Sitio (GOES), que indica la posibilidad de autoabastecimiento en las futuras estrategias de explotación en la FPO, puesto que se visualiza la ejecución de proyectos de inyección de vapor que requerirán grandes sumas de gas para su generación. En los próximos 15 años, con el nuevo desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco, se estima una producción acumulada de aproximadamente 3 mil millones de barriles por cada proyecto. En 2008 se dio inicio al Proyecto Carabobo, para la producción de crudo extrapesado en esta área de la FPO y la construcción de dos mejoradores para producir crudo de alta calidad.


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Se podría hacer una evaluación de cada uno de los aspectos contenidos en la tabla, pero solo haremos 2 comentarios: En primer lugar, sobre la certificación de reservas no existe ninguna base técnica para soportar la acción tomada. En la Faja no hay suficiente historia para establecer un factor de recobro de 20% como mínimo. El segundo comentario es que en esta década de la cual es responsable la presente administración, no se ha producido un barril adicional a los 600.000 producidos por las Asociaciones Estratégicas, de manera que continuaremos a la espera de que las premisas establecidas para hoy en la tabla anterior se cumplan. Por ahora la licitación del Bloque Carabobo iniciada en octubre 2008 aun está pendiente por falta de definición de las bases de la licitación. Todo parece indicar que nuevamente será necesario revisar y flexibilizar las condiciones impositivas.

Ayer y Hoy

Finalmente debemos señalar lo siguiente: 1.- No es factible cumplir con el plan que establece que para el 2012 se producirán 1.200.000 BPD, lo cual implicaría una década perdida. 2.- La integración de los múltiples actores operacionales actualmente en la Faja con experiencias disímiles, con tecnologías desconocidas, sin claros mercados para disponer de crudos extra-pesados invita a pedir explicaciones. 3.-Creemos que la estrategia de dividir la Faja en muchos lotes no es la más adecuada. LaFaja debería ser explotada con una visión de conjunto, no por parcelas; con prácticas establecidas en un gran plan, con dirección clara y definida. Debe considerarse la implantación de prácticas No Convencionales.


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Internacional

La Participación de la FPO en la Futura Demanda Mundial de Petróleo El campo FPO contiene las mayores reservas mundiales de crudo extra-pesado. El proyecto “Magna Reserva” le asigna 235 millardos de barriles. Su explotación y desarrollo está supeditado a factores que están originando nuevos paradigmas que conllevan a nuevos órdenes mundiales en el área económica, energética y ecológica. • La participación de los hidrocarburos líquidos no convencionales provenientes de la FPO en la demanda energética mundial proyectada al 2030 es de 1 % , equivalente a 1.2 MMBD. • Las cifras proyectadas de producción de crudo FPO, a largo plazo, no están en concordancia con la pronosticada demanda a nivel mundial o viceversa, lo que requiere de un análisis más profundo y detallado por parte de Venezuela. • Cualquier nivel de producción del crudo FPO tiene que competir con los volúmenes producidos en las arenas de Athabasca. • Existen otras opciones de utilización del crudo FPO que complementan a los proyectos de mejoramiento de este. • La orimulsión para producir electricidad es más beneficiosa que utilizar carbón. •La conversión del coque, subproducto del mejoramiento, a productos mediante gas de síntesis es una vía para gestionar la disposición de este sólido.

El tener la mayor acumulación de crudos extra-pesados no garantiza su explotación y desarrollo. Esto debe ser objeto de políticas públicas multidisciplinarias que permitan una producción sustentable con el entorno nacional e internacional.

En el ámbito geopolítico y de comercio internacional, la estrategia internacional de PDVSA contempla:

• Mantener la presencia en los mercados energéticos tradicionales. • Diversificar los mercados mediante la penetración de mercados emergentes como China e India; así como también, buscar un posicionamiento de mercado en Europa y Asia, bajo un criterio de permanencia en contraste con ser un proveedor puntual o esporádico. • Fortalecer los lazos de cooperación energética, económica y técnica con países del Medio Oriente y Europa Oriental, bajo los principios de solidaridad, justicia y complementariedad. • Ser brazo ejecutor de la estrategia geopolítica de integración energética de Latinoamérica y el Caribe. • Contribuir, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, al apuntalamiento de la OPEP como organización soberana que persigue el logro de la estabilidad del mercado petrolero internacional y la remuneración justa por sus recursos.

xpl o rador Explorado • La producción de proteínas a partir del petróleo, ayudaría a disminuir la escasez de alimento a largo plazo.


12 Tecnologias en la FPO Faja del Orinoco espera por 82 nuevos taladros

Para alcanzar la meta de 1,65 millones de barriles/día en 2012, la Faja Petrolífera del Orinoco requiere unos 82 perforadores adicionales que se sumen a los 120 equipos activos, ubicados en las áreas Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. Actualmente, el principal reservorio petrolero del mundo mantiene una producción de 1,16 millones de barriles/día y tiene como meta incrementar su bombeo en unos 450.000 bpd, antes de que finalice el año. Para lograr los objetivos dos piezas son fundamentales en el negocio petrolero. Los pozos y los equipos perforadores, indicó, a PANORAMA, un alto funcionario de la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP). “Sin nuevos pozos y sin el equipo que realiza la perforación para llegar al crudo no hacemos nada. Por eso, es que el mayor esfuerzo que se está efectuando es buscar más taladros para perforar en los yacimientos. En la Faja se requieren 82 más para poder subir la producción a los niveles fijados para finales de 2012”, expresó la fuente. En recientes declaraciones, el propio ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez, aseguró: “Al cierre de 2012, 373 taladros estarán operando en el territorio nacional, un número histórico que no tiene precedentes en nuestro país. De esos equipos en funcionamiento, 202 estarán incorporados a la Faja”. Se tiene conocimiento que en el principal reservorio energético del mundo existen unos 120 perforadores activos, pero en la medida que las empresas mixtas de la Faja empiecen a apalancar su producción temprana serán cada vez más necesaria la incorporación de nuevos taladros.

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Una manera de hacer frente a ese déficit es a través de la Industria China Venezolana de Taladros (Ictv), empresa mixta adscrita a PDVSA Industrial y una compañía proveniente del país asiático. Las instalaciones se encuentran ubicadas en el campo Carabobo, en Anzoátegui. Sobre el complejo, el ministro señaló, hace pocos días, que ya se han ensamblado en el territorio nacional ocho

unidades. “La idea estratégica es que nosotros ensamblemos, y fabriquemos posteriormente, todos los taladros que necesita nuestra industria petrolera y que nos convirtamos en un centro proveedor de estos servicios para el resto de los países suramericanos”, dijo el también presidente de Pdvsa. En el mercado cada vez es más difícil y costoso conseguir los taladros. El alquiler de un equipo —dependiendo de su tamaño y función en tierra o mar— ronda entre los 100 mil y 600 mil dólares por día. La mayoría están en poder de las trasnacionales estadounidenses. La visión es compartida por el operador de taladros, Caridad Domínguez. “La puesta en funcionamiento de los nuevos perforadores es necesidad apremiante para el Estado. Los taladros juegan un papel fundamental en el mantenimiento del nivel de la producción, si se cae la actividad, el bombeo merma considerablemente”, dijo. Los datos de la estatal reflejan que el funcionamiento de los equipos ha subido significativamente en los últimos años, según demuestra el informe operacional de 2010. El documento señala que en la nación, en 2009, trabajaron 208 equipos, mientras que en la actualidad —de boca del ministro Ramírez— existen 270 perforadores. Las cifras reflejan un repunte de 29,8%.


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Mecanismos de produccion en la faja del Orinoco

Establecer las reservas probadas, y para establecer éste se necesita conocer antes el “mecanismo de producción” principal de los yacimientos. Para definir los mecanismos de producción de la Faja se considera en primer lugar que los yacimientos son casi horizontales, presentando un buzamiento regional de no más de cuatro grados en dirección Sur-Norte, sin contactos gas-petróleo, pero sí agua-petróleo. Otro parámetro de interés son las características de las arenas que conforman los yacimientos, las cuales en general tienen alta porosidad, son no consolidadas, es decir, son deleznables y se producen en gran medida junto con el crudo y bitúmen. Finalmente, influirá en el comportamiento de producción la presencia de agua. Por ejemplo, en el caso de Cerro Negro hay una producción creciente de agua en el tiempo. En la Faja el mecanismo predominante es el de gas en solución, con la característica que se está en presencia de un “Petróleo Espumante”, lo cual incrementa el recobro final. Con respecto a la declinación anual de producción de los yacimientos en explotación, una buena referencia es el caso del área O-16 que tiene 20 años produciendo (anteriores campos Jobo y Pilón) y ahora pertenece a Cerro Negro y produce los bitúmenes para Bitor, a través

de 97 pozos completados, de los cuales hay unos 50 activos. En esa área hay elevada producción de agua y arena, y alta declinación (15% en los pozos desviados y 10% en los horizontales). La presión inicial era de 1126 libras por pulgada cuadrada (lpc) y hoy es de 735 lpc. Unos parámetros confiables para la evaluación de las reservas también aparecen en el estudio de Bitor, en el caso de la presión y corte de agua, se utilizaron los siguientes: Producción de abandono 50 barriles por día por pozo y corte de agua 95%.Los FR de las cuatro áreas en explotación se ha estimado conservadoramente entre 6,1% y 11,8 % del POES (Tabla 1). Un estudio de 2004 para el área de Bitor lo sitúa en 5,69%, utilizando las curvas de declinación de presión de cada pozo en producción. El Plan de Negocios 2006-2012 de PDVSA presenta un factor de recobro aún más conservador de 2,3%, porque incluye tanto las áreas en explotación como las que no han sido otorgadas. Por otra parte, PDVSA presentó en Houston en 2004 (Figura 3), escenarios de factores de recobro de 8,5%, 12,0%, 16,0% y hasta 20%, para alcanzar producciones pico de 3,0, 4,5, 7,0 y 8,0 millones de barriles diarios, correspondiente a los años 2030, 2050, 2060 y 2065 respectivamente.


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Metodos de recuperacion mejorada del petroleo

Son métodos utilizados para recuperar más petróleo de un yacimiento del que se lograría de los métodos primarios. En su mayoría consisten en inyección de gases o líquidos químicos y/o el uso de energía térmica. En el caso de la faja del Orinoco la mayoría de los métodos utilizados usan energía térmica, sin embargo pueden ser utilizados algunos métodos no térmicos. Estos métodos siguen principalmente el tratamiento de dos aspectos que mejoran el factos de recobro: •Mejorar la Razón de Movilidad. La razón de movilidad, M, generalmente se define como la movilidad de la fase desplazante, λD, dividida entre la movilidad del fluido desplazado, λd. Este factor influye en la eficiencia microscσpica de desplazamiento del petróleo dentro de los poros. En efecto, si M > 1, el fluido desplazante, por ejemplo agua en una inyección de agua, se mueve más fácil que el fluido desplazado y, como consecuencia, producirá un desplazamiento ineficiente, fenómeno conocido como canalización viscosa. Para que ocurra un desplazamiento óptimo, debe darse M < 1, relación definida generalmente como razón de movilidad favorable. Si M > 1, significa que se debe inyectar más fluido para alcanzar una determinada saturación de petróleo residual en los poros y será ineficiente también desde un punto de vista macroscópico. •Aumentar el Número Capilar. El número capilar, Nc, se define como μυ/σ, el cual es similar a kΔp/σL, donde: μ = viscosidad del fluido desplazado υ = Velocidad de los fluidos en los poros. σ = tensión interracial entre el fluido desplazado y el fluido desplazante k = permeabilidad efectiva del fluido desplazado. Δp/L = gradiente de presión. Se observa que a medida que aumenta el número capilar, disminuye la saturación de petróleo residual; esto se logra reduciendo la viscosidad del petróleo o aumentando el gradiente de presión, y más aún, disminuyendo la tensión interfacial. Clasificación de los métodos de recuperación mejorada: •Métodos no térmicos Empuje con gas vaporizarte o de alta presión / Este es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano

o etano y, como en el caso del gas enriquecido, se necesitan múltiples contactos entre el petróleo del yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme la zona de miscibilidad. Sin embargo, al contrario del método de gas enriquecido, donde los componentes livianos se condensan fuera del gas inyectado y dentro del petróleo, las fracciones intermedias son transferidas del petróleo hacia el gas, hasta que se alcance la miscibilidad y la presión de operación alta, por encima de unas 2900 lpc. •Inyección usando solventes Dos fluidos que se mezclan juntos en todas las proporciones en sola fase son miscibles. Los agentes miscibles podrían mezclarse en todas las proporciones en el petróleo que será desplazado, pero la mayoría de ellos exhibe una miscibilidad parcial con el petróleo y por eso se les denomina solventes. El método utiliza varios procesos de recuperación mejorada cuyas principales funciones en el recobro de petróleo son la extracción, disolución, vaporización, solubilización, condensación o algunos otros cambios en el comportamiento de fases que involucran el crudo. •Inyección de dióxido de carbono El dióxido de carbono en estado líquido el agente miscible preferido para el recobro de Petróleo pero debido a su baja temperatura crítica generalmente se encuentra en estado gaseoso. El desplazamiento miscible con CO2 es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta el C30. Como resultado, la invasión con dióxido de carbono se aplica a un amplio rango de yacimientos, a presiones de miscibilidad mucho más bajas requeridas en los procesos con gas vaporizante. El CO2 también reduce la viscosidad del petróleo (un efecto que es muy importante en los crudos pesados) y causa su hinchamiento, pero el principal mecanismo en los crudos livianos es el desplazamiento miscible. Métodos térmicos: La recuperación térmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos (normalmente crudos pesados) con el propósito de producir combustibles por medio de los pozos. Por múltiples razones se utilizan los métodos térmicos en lugar de otros métodos de extracción. En el caso de petróleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor interés para la aplicación de estos procesos, se


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utiliza calor para mejorar la eficiencia del desplazamiento y de la extracción. La reducción de viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no sólo que el petróleo fluya más fácilmente sino que también resulte una razón de movilidad más favorable, por lo cual son especialmente utilizados para petróleos viscosos (5 - 15° API). Aunque también se usan en petróleos de hasta 45º API.

Combustión in situ Es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento para seguir recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria. Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10%. Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector, luego se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se logre el encendido.

En general se clasifican en dos tipos: los que implican la inyección de fluidos en la formación, como la inyección de agua caliente y la inyección de vapor en dos modalidades, cíclicos y continuos, y los que utilizan la generación de calor en el propio yacimiento.

Procedimiento General Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.


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Clasificación 1. Combustión convencional o "hacia adelante" Es también llamada combustión seca ya que no existe inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos, es decir desde el pozo inyector hasta el pozo productor. El calor se va generando a medida que el proceso de combustión avanza dentro de una zona de combustión muy estrecha hasta una temperatura alrededor de 1200° F. Inmediatamente delante de la zona de combustión ocurre el craqueo del petróleo, esto origina el depósito del coque que se quemará para mantener la combustión. La zona de combustión actúa como un pistón y desplaza todo lo que se encuentra delante de su avance. 2. Combustión en reverso En este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los pozos productores. Como se puede apreciar en la siguiente figura, la zona de combustión se mueve en contra del flujo de aire, los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad. 3. Combustión Húmeda La combustión húmeda, también conocida como proceso COFCAW (combinación de combustión convencional mas inyección de agua). Cuando el agua se inyecta en el pozo inyector en una operación de combustión convencional, ya sea alternada o simultáneamente con aire, se logra la recuperación del calor, ya que toda o parte del agua se vaporiza y pasa a través del frente de combustión, con lo cual transfiere calor delante del frente. Nuestro país por presentar una de las más grandes reservas del mundo de crudos pesados es importante adquirir conocimientos, así como también estar al tanto de las últimas tecnologías con respecto a los métodos terciarios mejor conocidos como los métodos de recuperación de petróleo mejorada. Estos crudos muy viscosos que poseemos, generalmente no pueden fluir a tasas económicas mediante empujes de energía natural, de tal manera que la producción primaria seria insignificante; tampoco la inyección de agua sería factible, por lo que el uso de energía térmica podría ser la única forma para recuperar una cantidad significativa de petróleo ya que estos métodos tienden a disminuir la viscosidad y aumentan la movilidad del crudo, de esta forma disminuyen la saturación residual de petróleo. Por esto, un método

considerado como terciario en una secuencia cronológica de agotamiento, podría ser utilizado como el primer y quizás el único proceso para aplicar. IInyección de agua caliente La inyección de agua caliente es posiblemente el método térmico mas simple y seguro y dependiendo de las características del yacimiento, puede ser económico y ventajoso. Es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría. Inyección continua de vapor En principio, como la inyección de agua, este es un método de empuje en arreglos, con pozos de inyección y producción. En este caso, el comportamiento depende básicamente del tamaño del arreglo, ya que las pérdidas de calor hacia las rocas adyacentes pueden consumir gran proporción del calor inyectado. Inyección alternada de vapor Este método consiste en inyectar, en un determinado pozo, un volumen preestablecido de vapor por un periodo que va de una a tres semanas. Después de la inyección, se cierra el pozo y se deja en remojo por unos pocos días, con el propósito de permitir que el vapor caliente la formación productora y se disperse uniformemente alrededor del pozo. Luego se abre nuevamente el pozo a producción hasta que el proceso deje de ser económicamente rentable. Este método de recuperación mejorada se aplica en yacimientos de crudos pesados para mantener el recobro durante la fase de producción primaria. Drenaje por gravedad asistido con vapor (SAGD) Este método consiste en un par de pozos horizontales donde el pozo inyector esta cercano y verticalmente sobre el pozo productor. El vapor inyectado se segrega gravitacionalmente y forma una cámara de vapor. El crudo calentado drena hacia abajo del pozo productor. Calentamiento con resistencia electrica En esta técnica se hace pasar una corriente eléctrica por debajo de la superficie a través de pozos hechos de acero. El calor de la corriente convierte en vapor el agua del suelo y de las aguas subterráneas, que evapora las sustancias nocivas.


Francis D’Amico Mariana Suárez Zoremilth Chirino Yennika Gómez Ing. Petróleo 9no Semestre seccion B

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