ECONOMÍA

11.mar.2014 / 09:02 am / Haga un comentario

Petróleos de Venezuela (Pdvsa) desarrolló una nueva metodología que permitirá planificar la explotación de nuevos yacimientos en aquellos casos en que no se disponga de data referencial, y que se podrá aplicar en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) para maximizar la producción.

Este estudio fue presentado por Isabel Prieto, de la gerencia de Estudios Integrados del Distrito Lago de Pdvsa, en el VI Congreso Mundial de Crudos Pesados (WHOC, por sus siglas en inglés), que se desarrolló entre el 5 y el 7 de marzo en Nueva Orleans, Estados Unidos.

Este trabajo se aplicó en el campo Bachaquero Tierra, del occidente del país, y puede ser empleado para hacer predicciones sobre el comportamiento de los yacimientos, aun cuando no se disponga de data geomecánica para trabajar con un modelo acoplado, a diferencia de otros métodos de recuperación mejorada, como la inyección continua de vapor, drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD) y la inyección alterna de vapor.

El modelo propuesto por Prieto se basa en la estimación de las presiones de umbral y compresibilidades (variación de volumen) de roca a partir de data medida de subsidencia (hundimiento progresivo de las superficies).

De este modo, “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”, refiere una nota de prensa de la estatal petrolera venezolana.

Durante el estudio realizado en Bachaquero Tierra, la nueva metodología recomendó la inyección continua de vapor, para 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”.

En su exposición, Prieto planteó 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 y la subsidencia del terreno.

Mayor aprovechamiento de la FPO

La especialista indicó que la pronta aplicación de un modelo de simulación calibrado y cotejado podría incidir en la recuperación mejorada de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).

“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”, expresó.

“La Faja puede considerar mucho de la experiencia de Occidente, que lleva 60 años produciendo petróleo, y 30 años inyectando vapor”, subrayó Prieto, al tiempo que explicó que ambas zonas petroleras poseen 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”, afirmó.

 

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