El
modelo aplicado en el campo de Bachaquero Tierra, ubicado al occidente del
país, predijo el aumento del factor de recobro de 21% a 32% con la inyección continua de vapor.
Nueva Orleans, 9 de marzo de
2014.- Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) cuenta con una nueva metodología
para los casos en que no se disponga de data referencial para planificar la
explotación de nuevos yacimientos, que se podrá utilizar en la Faja Petrolífera
del Orinoco, de acuerdo a la presentación de Isabel Prieto, de la gerencia de
Estudios Integrados del Distrito Lago de PDVSA, en el marco del VI Congreso
Mundial de Crudos Pesados (WHOC, por sus siglas en inglés), que se desarrolló
del 5 al 7 de marzo en Nueva Orleans, Estados Unidos, con la exposición de 15
trabajos de investigación de la industria petrolera venezolana.
El método presentado, que se
aplicó en el campo Bachaquero Tierra, en la Costa Bolívar, del occidente del
país, resulta útil para hacer predicciones sobre el comportamiento de los
yacimientos frente a los diferentes métodos de recuperación mejorada, como la
inyección continua de vapor, SAGD y la inyección alterna de vapor, aún cuando
no se disponga de data geomecánica para trabajar con un modelo acoplado.
El modelo propuesto por Prieto
se basa en la estimación de las presiones de umbral y compresibilidades de roca
a partir de data medida de subsidencia en superficie, con la cual se definen
zonas de subsidencia que varían en propiedades de compactación. Esta información
se integra a un modelo de flujo de fluido térmico con el que se obtiene el
cotejo de la data de producción y de subsidencia.
En el caso de Bachaquero
Tierra, la aplicación de esta metodología recomendó la inyección continua de
vapor, lo que va a permitir incrementar el factor de recobro de 21% a 32% y
maximizar la recuperación de reservas en esa zona, resultados que serán
corroborados en una prueba piloto –a iniciarse a finales de 2014- para luego
extender la inyección al resto del yacimiento.
Explicó Prieto que cuando no
existían pruebas de este tipo para hacer predicciones, los métodos de
recuperación se aplicaban de forma empírica, sin conocer los efectos causados
por el vapor en el yacimiento, lo cual provocaba consecuencias que podían,
incluso, obligar a suspender la explotación en algunos lugares, por la emisión
de gases tóxicos, como el ácido sulfídrico y la subsidencia del terreno.
“En el caso de la FPO, un
modelo de simulación calibrado y cotejado hará más eficiente la recuperación
mejorada”, aseveró Prieto, quien considera que en la Faja deberían iniciarse
métodos de recuperación mejorada en el corto plazo, una vez que se hagan las
perforaciones y calibraciones pertinentes. “Así
aprovecharíamos las altas presiones que hay en la zona, debido a que es
un área relativamente virgen, alargando la vida del yacimiento y maximizando la
recuperación de las reservas”.
“La Faja puede considerar
mucho de la experiencia de Occidente, que lleva 60 años produciendo petróleo, y
30 años inyectando vapor”, subrayó Prieto. Ambas zonas petroleras poseen además
condiciones similares, yacimientos con porosidades y permeabilidades altas y
crudos entre 8 y 12°API. “Con los resultados que obtuvimos en Occidente podemos
predecir los resultados que tendremos en Faja”.
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