(Terminación (Complementación) de pozos en la faja

PDVSA. Parte 17. Reestructuración de PDVSA

A la "COMISIÓN PRESIDENCIAL PARA LA DEFENSA, REESTRUCTURACIÓN Y REORGANIZACIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA "ALÍ RODRÍGUEZ ARAQUE" (LA COMISIÓN): Hace más de 40 años cuando, digo Yo, la totalidad de los ingenieros de petróleo que dirigen las operaciones de Completación (Terminación) de Pozos de La Faja Petrolífera del Orinoco "Hugo Chávez", no habían nacido ya se completaban pozos para proyectos de recuperacion térmica. En esos tiempo, Yo era un Ingeniero de Inyección de Vapor, en el Campo Jobo, de la vieja filial Lagoven, y mi función era dirigir la perforación y terminación de los pozos, con la ayuda de "viejos zorros" de la perforación como eran El Maestro Campos y Filemón Pérez, entre otros, quienes eran los jefes de taladro, los que mandaban y hay de aquel, ingeniero jóven, que quisiera darles clases de ingeniería. ¿Cuál era la característica de aquellos pozos?. La principal, todos eran preparados para inyectar vapor de agua a altas temperaturas, esto es: todo el aparejo interno y externo del pozo eran de tal composición que resistían altas temperaturas, Liner Ranurado P-110, de 3 1/2 pulgadas, Empacadura, Revestimiento N-80, de 7 pulgadas, revestimiento de superficie J-55, de 13 3/8 pulgadas y tubing N-80 de 3 1/2 pulgadas y cabezal del pozo, también, para resistir altas temperaturas. El Liner ranurado era empacado con grava para disminuir la entrada, al pozo, de sedimentos finos, el revestimiento de 7 pulgadas era cementado con una mezcla que resistía altas temperaturas y, finalmente, la tubería de producción de 3 1/2 pulgadas era aislada con una espuma de Silicato de Sodio. La centación se hací con una mezcla, también, con especificaciones para altas temperaturas.Todo ese proceso me tomaba dos días contínuos ¿de 24 horas?. Esto no es ninguna proeza, es lo que tenía que hacer un Ingeniero de Inyección de Vapor.

Todo este cuento lo echo, porque, aunque no lo crean ,el 99 % de los pozos que se han perforado, en los últimos 20 años, en La Faja, para producir el Petróleo Extrapesado y los que se están perforando están siendo Terminados (Completados) con aparejos internos y externos de baja temperatura. ¿Qué van a hacer cuando, obligatoriamente, se tenga que usar un método de recuperación que requiera alta temperatura? Sencilla la respuesta. No servirán para ese propósito. Tendrán que perforar miles de pozos nuevos, en los mismos campos, y hacer lo que un Ingeniero de Inyección de Vapor hacía en La Faja hace mas de 40 años. Para que no se pongan bravos los petroleros del Zulia, tengo que señalar que fue la empresa anglo holandesa Shell la que descubrió, en Venezuela, en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, los beneficios de la inyección de vapor por allá por el año 1958 y de ahi en adelante se implementaron 15 proyectos de inyección alternada de vapor, 3 de Combustión Húmeda y 2 de Inyección Contínua de Vapor. Entre 1976 y 1978 Maraven dio inicio al gran proyecto M6 de inyección de vapor a gran escala, el cual, según información disponible en Internet, fue suspendido, en el 1986, debido a los bajos precios del petróleo par la época. Todo esto sin contar los proyectos de Inyección de Vapor de la extinta Lagoven.

Para tener la información, hoy en día, de como Terminan los pozos para Inyección de Vapor en un proyecto que utiliza el método SAGD, en Canadá, les adelanto que la mayor parte del aparejo interno y externo de los pozos, así como la cementación están preparados para resistir altas temperaturas: Para más detalles los invito a que visiten la siguiente página Web de la Empresa Grizzly Oil Sands:

http://www.grizzlyoilsands.com/operations/may-river.

Ahora vuelvo a lo que le dije al principio de que los miles de pozos que se perforaron y se siguen perforando en La Faja fueron y son completados con ¿la mala intención? de no utilizarlos para proyectos que requieran altas temperaturas para mejorar la producción del Petróleo Extrapesado de La Faja. Para muestra un botón: El Pozo SOYC0400-YC11, de la extinta Petrozuata (hoy casi difunta PetroSanfélix), con una completación doble con "liners" ranurados de 7 pulgadas de diámetro, para producción en la misma arena, son del Grado J-55, el menos indicado para soportar altas temperaturas; lo mismo pasa con el revestimiento (casing) de 9 5/8 y el de 13 3/8 pulgadas, los dos son grado J-55. Por supuesto, ni me pregunten, por el tipo de cemento.

La práctica de Terminacíon de los pozos de Petrozuata, también, se repitió en Sincor (hoy Petrocedeño), en Cerro Negro (hoy PetroMonagas) y en Ameriven (hoy PetroPiar). Repito, todos los pozos, si no son todos, corrijo, casi todos. A los pozos no se les debe inyectar vapor o someter a altas temperaturas con la seguridad de que problemas de todo tipo se presentarán.

Ya que he estado hablando de métodos térmicos para la recuperación de Bitúmen y Petróleo Extrapesado los que se usan en el mundo son Inyección Cíclica de Vapor (CSS en inglés), Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor (SAGD en inglés), Inyección Contínua de Vapor (SF en inglés) y Combustión en Sitio (ISC en inglés). Algunos veces, dos de ellos se usan, en etapas diferentes de la estimulación de pozos incluso con adición de solventes combinados con el vapor.

Siguiendo con la idea, ¿Qué pasaría si a LA COMISIÓN se le ocurriera en su Reestructuración ordenar que se implementaran proyectos de Recuperación Secundaria en La Faja?. Primero, saldrían ALGUNOS, para ganar puntos, que dirían "no hay problemas ya tenemos una compañía, de reconocida experiencia que me indicó que no hace falta todo "la paja" que escribió Edmundo Salazar para, por ejemplo, aplicar Combustión en Sitio". Esta compañía le cambia el grado de todas las tuberías que están dentro de los pozos a N-80 y/o P-110 sin necesidad de sacarlas, ni mucho menos perforar nuevos pozos, como ,también, dijo Edmundo y Segundo, un Ingeniero o Ingeniera Sensat@ con suficientes conocimientos en el tema de EOR (Enhanced Oil Recovery) y que NO LE TENGA MIEDO a LA COMISIÓN y le diga: Miren, si se llegara a hacer lo que dice el colega este, va a pasar lo mismo que aquel esposo que no siguiendo las especificaciones de fábrica de un envase de plástico y de vidrio que dice "NO USAR EN MICROONDAS" y, por llevarle la contraria a la esposa, le dice que Él va a calentar la sopa en el envase de plástico y la carne esmechada en el envase de vidrio y que no va a pasar nada y ¿Qué pasa después?, el envase de plástico se achichara y se bota la sopa y el de vidrio se resquebraja y se le encajan partículas de vidrio a la carne. Se perdió la sopa y la carne. Las tuberías de los pozos, cuyas especificaciones de fábrica son para no resistir altas temperaturas, colapsarían y/o se desenroscarán; se dilatarían las ranuras de los "liners" arenándose los pozos, etc. Al igual que la sopa y la carne, se perdería el pozo. Nota: Por ahí, andan diceindo que van a hacer unas pruebas de integridad par ver si se les inyecta vapor a los pozos viejos.

¿Cuál sería mi recomendación a LA COMISIÓN?. De la cantidad de Ingenieros de Petróleo e ingenieros de producción que están trabajando a cuarto de máquina asignarle una investigación sobre lo que aquí planteo y que, en un lapso no mayor de un mes, hagan las recomendaciones pertinentes.

En caso que tengamos que buscar ayuda, fuera de Venezuela, no sería posible conseguirla ni en los EE.UU., ni en Canadá por aquello de las sanciones; nuestros aliados estratégicos Rusos no han tenido necesidad de aplicar estas tecnologías porque sus yacimientos productores son, mayormente, de petróleo liviano. Sin embargo, como no están contaminados por el pasado en las tecnologías de recuperacíon térmica, pudiéramos contactar algunas de sus universidades que gradúan ingenieros de petróleo y ver como hacemos equipos y, de repente, salen con algo nuevo. Tengo entendido que hay estudiantes venezolanos que hacen grado de ingeniería d epetróleo en Rusia, que buena oportunidad para que se estudie el Tema.

Por último, nuestros, también, aliados estratégicos Chinos, los cuales tienen proyectos en todas las tecnologías que ya he mencionado. Así que el equipo que se formará ya sabrá donde acudir.

Tenemos un centro de investigación que no solo no tiene capacidad, actualmente, para nuevas cosas, aunque si le preguntan responderán que déjen todo en sus manos que ellos resolverán. Sin embargo, sin ofensas ni guardo reconcomios, nuestros centros de investigación, muchos de ellos, actúan como unos Hoyos Negros" esos que existen en el espació sideral y que tiene la habilidad de desaparecer cualquier cuerpo espacial que se les acerque. Como ejemplo, una empresa China presentó una propuesta, a uno de nuestros centros de investigación, diciéndoles, ponemos la Tecnología, ponemos el personal y hacemos equipo con Uds, corremos con todo los gastos de la implementación, etc. ¿Qué pasó? Esa propuesta se la tragó un Hoyo Negro. Si esos centros de investigación quisieran cambiar sería bueno que se leyeran la lección del Camarada Xi Jinping, cuándo en una provincia de China el lema para la transformación y modernización de esa provincia fue "Hágalo Ahora". Con esto quiso decir no más retraso por burocracia y /o corrupción. Una de las cosas que me llamó la atención fue que construyó un edificio en el cual se tramitaban todos los permisos que eran necesarios obtener para que inversionistas chinos y extranjeros instalarán sus industrias. ¿Resultado? una de las provincias de mayor desarrollo de China.

Finalmente, algunas recomendaciones, siempre es bueno hacerlas, para los próximos pozos a perforar en La Faja:

Interpretación de los registros de pozos a fin determinar, del total de la sección horizontal, que cantidad en pies y en porcentaje contiene petróleo y cuales no.

En función de lo anterior hacer el diseño del liner que contemple la cantidad de ranurado como la cantidad de "liner ciego"

Una vez asentada los "liners" ranurados y los ciegos, en la sección productora, hacer la limpieza de las ranuras inyectando el fluído que corresponda

Revestimiento, cemento, "liners" ranurados y ciegos, empacaduras, extensiones, tubería de producción, bombas, cabezal de pozos u otros equipos y productos deben tener especificaciones para resistir altas temperaturas

Realizar medición de presión y temperatura del (los) yacimiento(s)

Dejar de utilizar aquellas bombas de alto volumen que lo que han hecho es inundar con agua muchos de los yacimientos, de triste recordatorio la empresa Petrocedeño, por mencionar una.

Implementar alguna tecnología que permita mantener la presión del yacimiento

Realizar toma de muestras de pared en las diferentes secciones petrolíferas con el fin de determinar la granulometría de los finos, lo cual ayudará al diseño de las ranuras del "Liner"

Lo anterior, permitirá diseñar la sarta de "liner" con diferentes anchos y espaciamientos de ranuras dependiendo del tipo de fino que se determine

Por último, no se les olvide que el Petróleo Extrapesado de La Faja es un fluido NO NEWTONIANO y, como tal, debe ser tratado. Dale con lo NO NEWTONIANO.



Esta nota ha sido leída aproximadamente 1025 veces.



Edmundo Salazar

Experto en petróleo y gas

 edmundosalazar@gmail.com

Visite el perfil de Edmundo Salazar para ver el listado de todos sus artículos en Aporrea.


Noticias Recientes: