01 noviembre 2008

Faja Petrolifera del Orinoco
¿Te gusta este artículo? Compártelo



Venezuela posee muchos yacimientos de petróleo pesado, siendo el más importante la faja petrolifera del Orinoco ( FPO ) ,la cual se extiende por el flanco norte del río Orinoco, ocupando una extensión de 55000 Km2 , de los cuales se encuentran en explotación 11593 Km2 , lo que es, aproximadamente un 21% de su extensión.

La FPO, se encuentra dividida por 4 campos: Boyaca, Junín, Ayacucho y Carabobo. Éstos, a su vez divididos en bloques:
- Boyaca: 6 bloques.
- Junín: 10 bloques.
- Ayacucho: 7 bloques.
- Carabobo: 4 bloques.
Para un total de 27 bloques, que albergan un POES, de 1360 MMMBLS. Distribuidos como sigue:
- Boyaca: 489 MMMBLS.
- Junín: 557 MMMBLS.
- Ayacucho: 87MMMBLS.
- Carabobo: 227 MMMBLS.

De las cuales, se prevee cuantificar 236 MMMBLS. Para ubicar a nuestro país como la nación con las reservas de hidrocarburos liquidos más grande del planeta con un total aproximado de 313 MMMBLS, juntando las reservas actuales de 77 MMMBLS con las de la FPO.






La FPO, fue descubierta en el año 1936, con la perforación del pozo CANOA-1, el cual produjo crudo de 7 °API, a una tasa de 40 Bbl/día; pero no fue hasta finales de los años 60, que el estudio sobre la FPO se cuantifico, cuando, a través de PDVSA, se evaluaron técnicas de producción de frío y caliente.

Se determinó, que las caracteristicas de los yacimientos corresponde a:
- Presión inicial: 630-900 lpc.
- Temperatura: 100-140 °F.
- Areniscas someras.
- Areniscas no consolidadas.
- Densidad entre 6-12 ° API.
- Viscosidad mayores a 5000 cp.
- Permeabilidades entre 1- 20 Darcys.
- Porosidad entre 30-35 %.
- Saturación inicial de agua de 15%.
- Saturación inicial de petróleo de 85%.
- FVF, Boi= 1,050 BY/BN.
- RGP, Rs= 60-70 PCN/BN.

En los yacimientos de la FPO, los CAPOS , en la mayoria se encuentran bien definidos, pero en ocaciones hay areniscas con agua que se encuentran por encima del petróleo pesado, esto por la diferencia de densidad entre los fluidos, es decir, en este caso el agua es más liviana, hecho que no sucede con el resto de los yacimientos de crudo convensional.

Al inicio de la producción de la FPO, se estimó un factor de recobro de 5% sin usar calentamiento para influenciar la viscosidad, lo que no fue rentable economicamente, por lo que la FPO debio esperar para poder ser puesta en producción.

Los crudos de la faja poseen una ventaja, y es que su viscosidad es baja en comparación con otros crudos pesados con densidad similar, razón por la cual, fue posible bombear crudo desde el yacimiento, obteniendo producciones de unos cientos de barriles sin métodos térmicos, pero se necesitaba más volumen de crudo para justificar las grandes inversiones que debian ejecutarse sobre los campos, es por ello que surgió la necesidad de implementar nuevas tecnologias para influenciar mayor producción.



La primera solución al problema de producción fue aportada por el área de perforación, la cual, por medio de pozos horizontales se obtenia mayores flujos con menor diferencial de presión y una minimización de la producción de arena. Por medio de ésta tecnologia se obtuvo recobros semejantes al uso de pozos verticales con inyección ciclica de vapor.

El siguiente paso en el fortalecimiento de la producción, fue la evolución de las bombas de cavidad progresiva ( BCP ) y las bombas electricas sumergibles ( BES ), con las cuales se puede manejar crudos pesados a grandes volumenes.

La evolución de pozos horizontales a pozos multilaterales marco el siguiente paso y quizas el más significativo, ya que permitió llegar a varias arenas simultáneamente y juntos con BCP y BES, arrojar factores de recobro de un 12% aproximadamente y junto con la incorporación de métodos de recuperación térmica como inyección de vapor ciclica o continua, inyectar emulsiones químicas o la combustión in situ, permitirá a los yacimiento de la FPO, obtener recobros superiores al 20%.

El primer campo en probar suerte con la producción en masa de la FPO fue Zuata ( Petrozuata), hoy llamado Junín, quien a partir de 1997, inicio el estudio de sus áreas obseravndo que el campo se compone de extensos depósitos de fluviales, que formaron cuerpos de areniscas continuos y bien conectados, con espesores de 50 pies en promedio, y canales de varios Km de extensión.

Cada pozo perforado en Zuata, poseia entre 1200 y 1500 m de sección horizontal, con el fin de atravesar gran parte del canal, además estaban equipados con una BCP o una BES, para llevar el crudo hasta la superficie.

Al llegar el crudo a superficie y luego de pasar por los separadores, se procede a inyectar un diluyente de Nafta o petróleo liviano de unos 47 °API, con el propósito de reducir la viscosidad , disminuir la deshidratación y obtener una mezcla de unos 16 °API, para luego ser enviado a unas instalaciones de mejoramiento de crudo.

Con la perforación de pozos horizontales en Zuata, se esperaba producir entre 1200 y 1500 Bbl /día, pero la producción promedio alcanzó unos 800 Bbl/día, dando indicios de que algo estaba sucediendo. El problema fue resuelto por el análisis de registros electricos, los cuales mostrarón que los pozos horizontales, en ocaciones penetraban aresniscas intercaladas con limolitas, es decir, yacimientos delgados con poco volumen de petróleo, dando indicios de una geología más complicada de lo que se esperaba.

El siguiente registro (A), atraviesa una arenisca continua de alta calidad a lo largo de la sección de 5000 ft. de longitud horizontalEl registro B, atraviesa intervalos cortos de arenisca con intercalaciones de limolita, estas areniscas posiblemente poseen pocos pies de espesor verticalmente, y fue el registro tipo que permitió solucionar los problemas de producción de los pozos horizontales en éste tipo de formaciones y dio paso al desarrollo de los pozos multilaterales.

Para drenar éste tipo de yacimientos, hacia falta tramos laterales y por ende pozos más complejos, dado éste caso se procedió a la toma de datos provenientes de sismica 3D, registros eléctricos, la perforación de gran cantidad de pozos estratigraficos y la implantación de tecnologia de punta para la perforación como herramientas MWD y LWD, motores de fondo y herramientas direccionales como: POWER DRIVE, con el fin de corregir la dirreción de un pozo a tiempo real, mientras se perfora, para lograr cumplir las metas de las arenas y formaciones a alcanzar.

Entre los tipo de pozos multilaterales podemos encontrar los siguientes:
- Dual apilado.
- Dual tipo ala de gaviota.
- Triple apilado.
- Triple tipo pie de cuervo.
- Dual tipo orquilla.- Tipo espina dorsal.


Diseño de un pozo horizontal con un sistema de bombas de fondo, usado en la FPO.



Dual apilada



















Los pozos multilaterales, aumentaron la zona de roca yacimiento expuesta a producción, a cambio de un costo más elevado por cada pozo.

Entre las empresas que hoy en día trabajan en asociación con PDVSA por medio de empresas mixtas, para el desarrollo de la FPO son:
- ONGC de India.
- LUKOIL oil company de Rusia.
- CNCP de China.
- REPSOL YPF de España.
- PETROPARS de Irán.
- PETROBRAS de Brasil.
- TOTAL de Francia.
- STATOIL de Noruega.


Entre otras, siendo PDVSA, el socio mayoritario, es decir, el estado posee participación mayoritaria.





Imágenes e información obtenida de PDVSA, y publicaciones de la Oilfield Review de la compañia Schlumberger.

Comenta este artículo
La Comunidad Petrolera no se hace responsable por las opiniones emitidas en este espacio. Los comentarios aquí publicados son responsabilidad exclusiva de quien los escribe. Por esta razón en La Comunidad Petrolera no se permite la publicación de mensajes anónimos o bajo seudónimos. Así mismo, nos reservamos el derecho de eliminar aquellos comentarios que utilicen un lenguaje no apropiado.
Blogs de la Comunidad Petrolera
Noticias de la Comunidad
Precio del Petróleo
El Mundo del Petróleo
Ingeniería de Petróleo
Industria Petrolera
Yacimientos de Petróleo
Yacimientos de Gas
Yacimientos de Gas Condensado
Balance de Materiales
Ingeniería de Yacimientos
Simulación de Yacimientos
Simulador de Yacimientos
Modelos de Simulación
Modelaje de Pozos
Modelaje de Yacimientos
Páginas de Interés
La Comunidad Petrolera
El Blog de Angel Da Silva
Este blog es editado por estudiantes de Ingeniería de Petróleo de la UCV
La Comunidad Petrolera no se hace responsable por la información publicada en este blog
Acerca de La Comunidad Petrolera
La Comunidad Petrolera es el mayor portal de noticias online independiente dedicado a cubir informacin relacionada con el Mundo del Petrleo y la Energa.
2008 - 2012 La Comunidad Petrolera. Todos los Derechos Reservados.
La Empresa
Canales