Localización de los laboratorios Integrados de campo en el oriente de Venezuela

Localización de los laboratorios Integrados de campo en el oriente de Venezuela (según Moritis).

Localización de los laboratorios integrados de campo en el occidente de Venezuela

Localización de los laboratorios integrados de campo en el occidente de Venezuela (según Moritis)

Características ideales de un proceso EOR - III

Características ideales de un proceso EOR - II

Pruebas de campo y pilotos planificadas para ser iniciadas a partir del año 2007

Características ideales de un proceso EOR - I

La eficiencia de desplazamiento total de cualquier proceso de recobro de petróleo se considera que es igual al producto de las eficiencias microscópicas y macroscópicas de desplazamiento. Esto, expresado en forma de ecuación, es:

donde r es el factor de recobro (petróleo recobrado por proceso/petróleo in situ al comienzo del proceso); E0 es la eficiencia de desplazamiento microscópica expresada en fracción y Ev, la eficiencia de desplazamiento macroscópica también expresada en fracción. La eficiencia microscópica, E0, se relaciona con el desplazamiento o movilización del petróleo a escala de poros y es una medida de la efectividad del fluido desplazante para mover el petróleo en aquellos lugares de la roca donde dicho fluido contacta el petróleo. £D, entonces, refleja la magnitud de la saturación del petróleo residual, en las regiones contactadas por el fluido desplazante. 

Por su parte, la eficiencia macroscópica, Ev, denominada también eficiencia de barrido volumétrico, se relaciona con la efectividad del fluido desplazante para contactar el yacimiento volumétricamente. Es una medida de la efectividad del fluido desplazante para barrer, areal y verticalmente, el volumen de un yacimiento y para mover el petróleo desplazado hacia los pozos productores. 

Ambos, el barrido areal y el vertical deben ser considerados, y a menudo se utiliza Ev como el producto de las eficiencias de desplazamiento areal y vertical que refleja la magnitud de una saturación residual promedio, debido a que se basa en el petróleo residual que queda en las zonas barridas y no barridas del yacimiento.

Otras alternativas

Dos alternativas que no requieren la inyección insitu del vapor para producir petróleo pesado y bitumen son las operaciones mineras en superficie y la producción fría con pozos horizontales y multilaterales. Esta última también permite que el petróleo pesado se produzca económicamente sin la inyección de vapor in situ. En Venezuela, en la Faja del Orinoco, se han comenzado dos proyectos de este tipo: uno es el de Petrozuata CA, una asociación estratégica entre Conoco Inc. (50,1%) y PDVSA (49,9%) que produce cerca de 93.500 BPD de un crudo de 9o API; su objetivo es alcanzar los 125.000 BPD a finales del 2001. El otro, actualmente en producción, es Cerro Negro (41,67% Exxon Mobil Co., 41,65% PDVSA, y 1,66% Veba Oel AG), que produce 60.000 BPD de crudo diluido y se espera alcanzar una producción de 140.000 BPD en el 20017. Existen, además, otras dos asociaciones: Sincor (47% TotalFina, 38% PDVSA y 15% Statoil), que comenzó a producir a finales del 2000, y Petrolera Ameriven en Hamaca (40% Phillips Petroleum Co., 30% PDVSA, y 30% Texaco Inc.), a partir del 2001. La producción total de estas cuatro asociaciones, una vez que se alcancen sus respectivos objetivos, será de 650.000 BPD de un crudo entre 8-9° API.

Potencial de los procesos EOR - III

En Venezuela el proceso dominante es la inyección cíclica de vapor con una producción cercana a los 200.000 BPD, destacándose las producciones de los Campos La gunillas, Tía Juana y Bachaquero, las cuales han generado ganancias extraordinarias para el país. En cuanto a China, aunque reporta el mayor número de proyectos químicos, se puede decir que su producción, cercana a los 170.000 BPD, proviene de los proyectos térmicos. 

La operación del Campo Duri en Indonesia permanece todavía como el proyecto más grande de inyección de vapor y México, comenzó en abril del 2000 a operar el proyecto más grande de inyección de nitrógeno. Venezuela también está programando el inicio de proyectos de inyección de N2 en el occidente y oriente del país, en un futuro cercano para complementar o sustituir proyectos de inyección de gas natural. 

La Tabla 9.2, tomada de Moritis, lista las pruebas de campo y pilotos planificadas para ser iniciadas a partir del año 2000. Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) realiza esfuerzos para mejorar el recobro de los yacimientos que contienen crudos livianos y medianos. De los 10 proyectos planificados, 9 incluyen laboratorios integrados de campo, los cuales se muestran en las Figuras 9.3 y 9.4.