(¿Fluido No Newtoniano?. Un Poco Más...)

PDVSA. Parte 13. Reestructuración de PDVSA

A la "COMISIÓN PRESIDENCIAL PARA LA DEFENSA, REESTRUCTURACIÓN Y REORGANIZACIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA "ALÍ RODRÍGUEZ ARAQUE" (LA COMISIÓN):

Hoy, voy a insistir sobre el calificativo de No Newtoniano de los Petróleos Extrapesados de la Faja. Esto lo hago porque creo que han quedado unos cabos sueltos en la Parte 12 de la serie sobre la Reestructuración de PDVSA que he estado escribiendo. ¿Por qué vuelvo a traer el Tema?. Porque quiero agregar aspectos más técnicos para que tanto LA COMISIÓN, como nuestros técnicos petroleros le presten más atención a esa cualidad del Petróleo Extrapesado. De optar por ignorar el carácter No Newtoniano de los Petróleos Extrapesados de La Faja seguirán contribuyendo al aumento del FACTOR DE NO RECOBRO de los yacimientos si lo seguimos produciendo en frío. Veamos lo importante que es el FACTOR DE NO RECOBRO. Para que se caigan de espalda, ¿Saben cuánto es el FACTOR DE NO RECOBRO DE LA FAJA? Si, como dije, FACTOR DE NO RECOBRO. Bueno, es del 90 %. ¿Que significa este número?. Bueno, párense y, otra vez, caiganse de espalda: Quiere decir que se está dejando el 90 % del petróleo en el subsuelo. Es como si tuviéramos un millón de bolívares en nuestra cuenta de ahorros y el banco, en los próximos dos años, nos permitirán sacar, solo, cien mil bolívares. Sin duda, que nuestro interés, inmediato, si no te da un "YEYO" antes, sería hablar en el Banco para retirar todo tu dinero, al cual tienes todo el derecho. ¿O no?. Retirarías todo tu dinero cambiando las condiciones de la relación entre Usted y el Banco. De igual manera, las condiciones de producción de La Faja tienen que cambiar. Espero que esto preocupe a LA COMISIÓN.

En mi artículo anterior, mencioné el "petrolicidio" que cometió la empresa mixta Sincor (ahora Petrocedeño). Bueno, voy a darle, a grandes rasgos, una narración técnica de como sucedió ese "petrolicidio". Hago la observación que no es Petrocedeño la única empresa mixta que lo está haciendo, todas las demás empresas mixtas que operan en La Faja, también, lo hacen, incluso PDVSA Petróleo:

La presión original de los yacimientos del área de Sincor era entre 600 y 700 libras por pulgada cuadrada, presión suficiente como para que el Petróleo Extrapesado (No Newtoniano) fluyera hasta el pozo y lo llenara hasta la altura en la que la presión hidrostática de la columna de petróleo igualara a la presión de yacimiento. De ahí, en adelante, es necesario instalar una bomba de succión para llevar el petróleo hasta la estación de flujo en la superficie. Las presiones de yacimientos bajaron, en 6 a 7 años de producción, a niveles de 200 a 300 libras por pulgada cuadrada. También, la temperatura cambió durante ese tiempo. ¿Y? Otra vez, el Carato de Mango, es como si la fuerza que tu le aplicaras al tenedor para volverlo fluido lo redujeras, por decir, a la mitad o menos; ¿Qué le pasaría al Carato de Mango?. Bueno, permanecería "semi sólido", sin importar el tiempo que le dieras con el tenedor para fluidizarlo. En otras palabras, no cambiaría su viscosidad. Pero las presiones y temperaturas más bajas a lo que llegaron los yacimientos de Sincor (Petrocedeño) hicieron que el Petróleo Extrapesado (No Newtoniano) dejara de fluir con la misma "relativa facilidad" conque se producía al comienzo de la explotación del Campo y le cedieron la movilidad al agua. Esos cambios de presión, hacia la baja, que no permite o disminuye la fluidez del petróleo es lo que en los laboratorios de investigación, del Norte, llaman Gradiente de Presión Umbral (Threshold Pressure Gradient (TPG) y la baja de temperatura que también contribuye a la disminución de la producción del Petróleo Extrapesado (No Newtoniano) la llaman Temperatura Umbral (Threshold Temperature-TT).

Nota: Umbral segun la RAE: Valor mínimo de una magnitud a partir del cual se produce un efecto determinado valor mínimo de una magnitud a partir del cual se produce un efecto determinado.

Para que no vayan a pensar, algunos de Ustedes, que lo que he escrito, sobre el Fluido No Newtoniano, es por los efectos del Coronavirus en mi cabeza y para responderle a los que se están preguntando: ¿Qué le pasa a Edmundo que le dio por lo del Fluido No Newtoniano?. Bueno, para evitar mas especulaciones, sobre mi estado mental, e imaginarme la sonrisa del Sr Millán Arcia (este Tema es su especialidad), me tomé la libertad de copiar, en inglés, y traducir al castellano, a continuación, el Resumen de un trabajo científico, cuyo nombre es "Non-Newtonian flow characterization of heavy crude oil in porous media. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. volume 3", y que corrobora el comportamiento del Petróleo Extrapesado, como se resalta, negativamente, el carácter No Newtoniano, en un medio poroso cuando las presiones y temperaturas llegan a sus "umbrales" y ocasionan que se produzca poco o ningún Petróleo Extrapesado (No Newtoniano):

Resumen en Inglés

Non-Newtonian flow characterization of heavy crude oil in porous media

Published: 22 November 2012

 

 

 

Abstract

 

 

As a temperature-sensitive non-Newtonian fluid, the seepage of heavy crude oil in porous media shows the non-linear characteristics. The flowing behavior of three heavy oils through porous media is experimentally investigated, and the influence of temperature and pressure-drop on this flowing process is also described. Thereafter, based on the flowing behavior of heavy crude oil, the new models of productivity of the thermal producers (including vertical well and horizontal well) are proposed. In these models, both the threshold pressure gradient (TPG) and thermal effect are taken into account. The flowing experiments of heavy oil in porous media indicate that the pressure gradient and temperature have the significant influence on the flowing process because of the existence of threshold temperature and TPG. Heavy crude oil begins to flow only when the pressure gradient is in excess of TPG, and there dose not actually exist TPG above the threshold temperature. The viscosity-temperature curves demonstrate that the viscosity of heavy crude oil has an obvious feature of two straight-lines on semilog coordinate. On account of the damage of overlapping phenomena of asphaltenes in crude oil, when temperature is higher than the critical temperature, the reducing trend of TPG (with the increase of temperature) will be lessened. Furthermore, on the basis of flowing process of heavy crude oil, the concepts of threshold temperature and certain production temperature of thermal wells are introduced. That heavy oil with a higher viscosity would have a higher threshold temperature, as well as the certain production temperature. The application of horizontal wells tremendously increases the oil recovery rate in comparison with the vertical wells. This investigation could be used as a tool to study the flowing process of heavy oil and productivity calculation of thermal wells in heavy oil reservoirs.

 

Resumen en Castellano

Caracterización de flujo no newtoniano de crudo pesado en medios porosos

Publicado: 22 de noviembre de 2012

Autores: Xiaohu Dong, Huiqing Liu, Qing Wang, Zhanxi Pang y Changjiu Wang

Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, volumen 3, páginas 43–53.

Resumen

Como fluido No Newtoniano sensible a la temperatura, el flujo de Petróleo Extrapesado en medios porosos muestra características no lineales. El comportamiento del flujo de tres diferentes Petróleos Extrapesados a través de medios porosos se investiga, en este trabajo, experimentalmente y, también, se describe la influencia de la temperatura y la caída de presión en este proceso de flujo. Posteriormente, con base en el comportamiento de flujo del Petróleo Extrapesado, se proponen los nuevos modelos de productividad de los pozos sometidos a procesos térmicos (incluido pozos verticales y los pozos horizontales). En estos modelos, se tienen en cuenta tanto el Gradiente de Presión Umbral (TPG en inglés) como la Variación de Temperatura. Los experimentos de flujo de Petróleo Extrapesado en medios porosos indican que el Gradiente de Presión y la Temperatura tienen una influencia significativa en el proceso de flujo debido a la existenciade la temperatura Umbral y el Gradiente de Presión Umbral (TPG). El Petróleo Extrapesado comienza a fluir solo cuando el Gradiente de Presión es superior al Gradiente de Presión Umbral (TPG) y, en realidad, no se observa Gradiente de Presión Umbral (TPG) por encima de la temperatura umbral. Las curvas de viscosidad-temperatura demuestran que la viscosidad del Petróleo Extrapesado tiene una característica obvia de dos líneas rectas en coordenadas semilogarítmicas. Hay que tomar en cuenta el efecto adicional en el flujo del Petróleo Extrapesado causado por los Asfaltenos, el cual se ve disminuido cuando la temperatura es más alta que la temperatura crítica así como la tendencia a la reducción de TPG (con el aumento de la temperatura). Además, sobre la base del proceso de flujo del Petróleo Extrapesado, se introducen los conceptos de Temperatura Umbral y cierta temperatura de la producción en pozos térmicos. Aquel Petróleo Extrapesado con una viscosidad más alta tendría una Temperatura Umbral más alta, que también se verá en la temperatura del petróleo producido. La perforación de pozos horizontales aumenta enormemente la tasa de recuperación de petróleo en comparación con los pozos verticales. Esta investigación podría usarse como una herramienta para estudiar el proceso de flujo de Petróleo Extrapesado y el cálculo de la productividad de pozos térmicos en Yacimientos de Petróleo Extrapesado.

Nota: En muchos países, de habla inglesa, se usa, ¿por conveniencia?, el término petróleo pesado para referirse al petróleo extrapesado, como se puede ver en el artículo señalado y traducido

Por último, un llamado de atención a LA COMISIÓN: Todas las Empresas Mixtas y PDVSA Petróleo, que operan en la Faja, las que han producido por más de 15 años y las de menos años han obviado, o ¿desconocen?, sus yacimientos con la consecuente baja de producción de petróleo. Han optado por solicitar áreas nuevas para compensar su caída de producción, y el Ministerio de Petróleo, el de antes y el de ahora, ha sido complaciente y sin mayor análisis se las han otorgado. Cuando lo que debió hacerse, y tiene que suceder en el futuro, es la de analizar los elementos esbozados en el presente escrito y aplicarlos, con estudios detallados, para disminuir EL FACTOR DE NO RECOBRO, el cual está, como dije antes, en el ordel del 90%. Si , como dije antes, el 90 % o más, del petróleo, se está quedando en el subsuelo.

EdmundoSalazar@yandex.com

 

 



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Edmundo Salazar

Experto en petróleo y gas

 edmundosalazar@gmail.com

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