(Combustión In Situ para Mejorar y Producir el Petróleo Extrapesado de La Faja)

PDVSA. Parte 19. Reorganización de PDVSA

A la "COMISIÓN PRESIDENCIAL PARA LA DEFENSA, REESTRUCTURACIÓN Y REORGANIZACIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA "ALÍ RODRÍGUEZ ARAQUE" (LA COMISIÓN): Lo primero que tengo que decirles es que si toda la Cadena de Valor de Producción de La Faja estuviera funcionando, al menos, bien, ponerme a estar proponiendo una alternativa a lo que está funcionando sería algo, como dijo aquel, "Un Autosuicidio". Estoy convencido, me corrigen si me equivoco, de lo que se quiere con LA COMISIÓN no es una RESTAURACIÓN de la Industria Petrolera (tipo propuesta de Szabo y la no oficial de PDVSA), mas bien, es dejar atrás lo que funcionó, bajo ciertas condiciones, y ya no funciona, y tomar un rumbo distinto. Se trata de proponer métodos y prácticas, en algunos casos, novedosas, que las hagamos funcionar y lo mas importante poner a un lado a aquellas personas que esgrimirán la famosa frase "eso no se ha hecho aquí", también, conocidos como "los que le meten el palo a la rueda de la carreta" . Hace más de 20 años que hemos estado usando el método de producción en frío con dilución del Petróleo Extrapesado de La Faja, así como el Mejoramiento con el método de Rechazo al Carbón, que explicaré, con detalle, en Parte futura. Los planes futuros en los que se basaron las cantidades de petróleo extrapesados que se producirían de La Faja , los cuales estaban en el orden de los 4 millones de barriles por día ya no son factibles. Por, al menos, cinco razones fundamentales, pueden haber más. La primera, los precios altos que se esperaban para la mezcla de 16 grados API que se produciría de La Faja ya no existen y no existirán por muchos años más. La segunda, si quisiéramos alcanzar, modestamente, una producción de 1 millón de barriles por día para , se necesitarán unos 300 mil barriles por día de un petróleo super liviano o un derivado de la refinación como la Nafta, de los cuales no tenemos en las cantidades requeridas y cuya carencia ha sido el dolor de cabeza de las Empresas Mixtas y PDVSA Petróleo, al menos, en los últimos 10 años. La tercera, es que ya los mejoradores no son la alternativa para transformar el Petróleo Extrapesado de la Faja por sus altos costos, para solo poner un ejemplo, el mejorador que se construyó por Sincor (hoy Petrocedeño) y cuyo diseño es para procesar 200 mil barriles costó unos 3 mil millones de dólares; uno de igual capacidad, al día de hoy, costaría entre 15 y 20 mil millones de dólares, no hay evaluación económica que de una tasa interna de retorno aceptable para cualquier inversionista. ¿Les extraña que los socios de las nuevas empresas de La Faja, unos se han ido, y otros han estado guabineando para no construirlos y han estado haciendo propuestas de sinergias alocadas con los "pobres" mejoradores existentes, que hoy en día deberían llamarse "empeoradores"?. Los detalles de su estado son bien conocidos. En Canadá, país padre de los Mejoradores, construyeron el primero en el 1867, de la empresa Suncor, y el último, en el 2009, de la empresa Canadian Natural Resources Ltd., y no han construido más por lo antieconómico de los mismos. La cuarta, el régimen fiscal existente, el cual está diseñado para que el Estado tome un poco más del 90 %, entre Regalía e impuestos, que hace que el restante no sea suficiente para pagar capital e intereses a cualesquiera de las bancas de inversión llámense Chinas, Rusas, Indias, etc. Con esto, no quiero decir, como han dicho por ahí, que se cambie todo el régimen fiscal y la legislación petrolera y gasífera con el solo propósito de favorecer al Inversionistaextranjero, el local no tiene el músculo financiero, ni experticia, ni las ganas. La quinta, las sanciones de todo tipo que nos ha impuesto el Imperio de los EE.UU. y sus aliados.

Ante todas esas "7 plagas de Egipto" es porque propongo que se empiecen a diseñar e implementar proyectos de Producción y Mejoramiento utilizando la Combustión en Sitio y sus Cariantes, en, al menos, 3 proyectos. ¿Cuáles serían estos y a quien se le asignarían? ¿Qué haríamos con los proyectos actuales, los abandonamos todos y nos vamos a Combustión en Sitio? ¿Dejaríamos de hacer las mezclas de extrapesados con livianos y naftas? ¿Le bajaríamos la Santa María a todos los mejoradores? ¿etc?.

Antes de decir cuales serían los 3 proyectos de Combustión en Sitio con sus variantes es condición "sine qua non" y con eso soy reiterativo con el planteamiento que he hecho, no hay mejor momento para Venezuela que Tomar el Control Absoluto de su Industria Petrolera, habidas cuentas de que la totalidad de los contratos de las Empresas Mixtas han entrado en ilegalidad por estar en total incumplimiento de lo establecido en sus contratos. Porque, además, ¿Cómo Defiendes, cómo Reestructuras y cómo Reorganizas a la Industria Petrolera, si no es tuya?.

Es mi recomendación: Después que LA COMISIÓN someta ante el Tribunal Supremo de Justicia su propuesta de Toma de Control Absoluto de la Industria Petrolera y este la apruebe, una de las tantas acciones que se tomarán será la negociación sobre los tres proyectos de Combustión en Sitio a realizarse por los 3 grandes, China, Rusia y los Estados Unidos de América a través de sus empresas. China con CNPC, los EE.UU. con Chevron y Rusia, con la empresa que el camarada Putin, designe. Estas 3 potencias tienen las 3 C´s: Capital, Capacidad Técnica, y Compromisos en Venezuela. Para Ustedes, mis apreciados lectores, no es un secreto que Venezuela ha sido escogida por, esas 3 potencias, ¿fruto de la casualidad? como un escenario adicional, donde se juega el destino de la humanidad. Por un lado, China necesita, para complementar su desarrollo, del petróleo de La Faja, y hará todo lo posible para llevar a cabo con éxito, un proyecto de Combustión en Sitio; por el lado de los EE.UU., también, le "harán caso" al Gobierno Venezolano, por lo de aquello si "ellos tumban al Presidente Maduro" pasarían a controlar La Faja y sacarían a los Chinos y a los Rusos y, en el caso de Rusia, su presencia y defensa de sus intereses en Venezuela con su presencia en La Faja seguiría dándole a Venezuela el apoyo financiero y militar de los últimos 15 años, al menos. Rusia está cuidando, también, su propio pellejo: Si los Estados Unidos llegara a controlar no solo a Venezuela sino, también, a Afganistán, Irán, Siria, etc, después irían por ellos, no sin antes involucrarse en una guerra, a gran escala, con los EE.UU. Por eso, creo Yo, que los rusos estarían mas que gustosos en diseñar y llevar, exitosamente, a la práctica un proyecto de Combustión en Sitio en La Faja. Como esa guerra, aspiro Yo, no ocurrirá y , en el interín, tendríamos nuestros 3 proyectos de Combustión en Sitio, funcionando. No debo dejar por fuera a la India que, también, pudiera participar, en un cuarto proyecto y debemos agradecerle que en un período significativo nos llegó a comprar alrededor de 300 mil barriles por dia de la mezcla de 16 grados API que se prepara con el Petróleo Extrapesado de La Faja. ¿Qué les parece?.

¿Qué es la Combustión En Sitio (CES)?: Se define como un método de Recuperación Terciaria Térmica por medio del cual se aumenta la producción de petróleos pesados y extrapesados a través de la combustion, de una porción de ese mismo petróleo, que no solo disminuye la viscosidad del petróleo sino que, además, y bajo ciertas condiciones se produce un craqueo de las moléculas más pesadas y, por consiguiente, un aumento en la gravedad API, reflejado en productos mas livianos. La Combustión en Sitio no es exclusiva de los petróleos pesados y extrapesados sino que, también, se ha aplicado en yacimientos, en etapa de agotamiento, de petróleos medianos y livianos.

Las variantes de Combustión en Sitio que propongo son THAI y THAI-CAPRI, las cuales no solo permiten el aumento de la producción sino que tambien "mejora" el petróleo extrapesado en 8 a 10 grados API. Con estos procesos de Combustión En Sitio se transformará el petróleo extrapesado de La Faja en un petróleo de 17 a 19 grados API. Como se puede ver, se resuelven los dos problemas planteados al principio de este escrito: primero, ya no se necesitará diluyente para transportarlo ya que un petróleo de, al menos, 17 grados API no lo necesita y, segundo, para que hace falta un mejorador si un petróleo de 17 grados API se puede colocar en el mercado al igual que hacemos, actualmente, con el de 16 grados API.

Al final, de este escrito, podrán leer un artículo cuyo nombre sugiere leerlo: ¿Por qué no tiene sentido seguir invirtiendo en el mejoramiento del Bitumen en Alberta?.

Como Yo se, que mas de uno va a salir, por ahi, diciendo cualquier cosa en contra, como espero, de la Combustión en Sitio y sus Variantes, voy a suministrales a continuación la siguiente lista bibliográfica para que se den vida sobre los fracasos, evolución y éxitos de la Combustión en Sitio y sus Variantes:

BIBLIOGRAFÍA RECOMENDADA SOBRE COMBUSTION EN SITIO Y ALGUNAS VARIANTES

IN-SITU COMBUSTION HANDBOOK - PRINCIPLES AND PRACTICES

Final Report, November 1998, Partha S. Sarathi, January 1999

By, National Petroleum Technology Office

U.S. DEPARTMENT OF ENERGY

Tulsa, Oklahoma

Performed Under Contract No. DE-AC22-94PC91 02)

(Final Report Number lVIPER/BDM-0374)

National Petroleum Technology Office

U.S. DEPARTMENT OF ENERGY

Tulsa, Oklahoma

SPE 165436. Fire-Flooding Technologies in Post-Steam-Injected Heavy Oil Reservoirs: A Successful Example of CNPC. 2013

Role of Reservoir Temperature as a Favorable Factor for Application of In‐Situ Combustion. (Focus on Heavy Oil Reservoirs)

By Alex Turta, A T EOR Consulting Inc., Calgary, Canada

Ashok Singhal, Premier Reservoir Engineering Services, Calgary. 2016

Current Status of Commercial In Situ Combustion Projects Worldwide

By A.T. Turta. Alberta Research Council

S. K. Chattopadhyay, R.N. Bhattacharya Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), India

A. Condrachi Oil and Gas Research Institute (Petrom), Romania

W. Hanson. Bayou State Oil Corporation, USA

Impacts of Kinetics Scheme Used To Simulate Toe-to-Heel Air Injection (THAI) in Situ Combustion Method for Heavy Oil Upgrading and Production

Muhammad Rabiu Ado. 2020.8.10

TOWARDS FIELD SCALE IN-SITU COMBUSTION SIMULATION

A THESIS SUBMITTED TO THE DEPARTMENT OF

ENERGY RESOURCES ENGINEERING OF STANFORD UNIVERSITY

IN PARTIAL FULFILLMENT OF THE REQUIREMENTS FOR

THE DEGREE OF MASTER OF SCIENCE

Guenther Glatz.May 2012.

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO: ESTUDIO DEL EFECTO DE NANOPARTÍCULAS, COMBINADAS CON EL PROCESO DE COMBUSTIÓN IN SITU, SOBRE UN CRUDO EXTRAPESADO DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO (FPO).

Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela

Por el Br. Amaro S., Jesús D.

Para optar al Título de Ingeniero de Petróleo

Caracas, 2013

Advanced Studies of Catalytic Upgrading of Heavy Oils

By Abarasi Hart

A thesis submitted toThe University of Birmingham for the degree of

DOCTOR OF PHILOSOPHY

School of Chemical Engineering

College of Engineering and Physical Science

University of Birmingham

April 2014

Guidelines for Development of Future Generations of In-Situ Combustion Processes

COMPANIES INVOLVED: AT EOR CONSULTING INC., PETRO MANAGEMENT, ETENPAX INSTITUTE INC. 2020

THAI-CAPRI Process: Tracing Downhole Upgrading of Heavy Oil

By M. Greaves (University Of Bath) | T.X. Xia (University Of Bath) | S. Imbus (ChevronTexaco) | V. Nero (ChevronTexaco), 2004.

Muchas otras en Reserva

«¡No acepto más excusas, producimos o producimos!«: Presidente Nicolás Maduro. El día de la creación de LA COMISION, 28 de febrero de 2020.

Nota: Todos los conceptos y opiniones que he emitido son de mi absoluta responsabilidad.

EdmundoSalazar@yandex.com

Para los que no me creen que ya la época de los mejoradores pasó, les presento, a continuación un informe escrito en la revista, especializada en las Oil Sands de Canadá, de nombre Oil Sands Magazine y el título, como pueden ver, es muy sugestivo, traducido al español " ¿Por qué no Tiene Sentido Seguir Invirtiendo en el Mejoramiento del Bitumen en Alberta?

WHY UPGRADING BITUMEN IN ALBERTA NO LONGER MAKES SENSE

INVESTING?

FIRST A LITTLE HISTORY

About 10 years ago, life was really good in Edmonton's Refinery Row. Hundreds of billions worth of new upgraders were in the works. Demand for engineering, construction and tradespeople was insatiable.

But things unravelled relatively quickly. Skyrocketing capital costs and shrinking heavy oil differentials had oil companies thinking twice. Synencos's Northern Lights upgrader was the first to be shelved indefinitely, followed by Petro-Canada's decision to cancel its Fort Hills Upgrader. Statoil's mega-upgrader project failed to ever get off the ground. BA Energy's Heartland Upgrader was mothballed shortly after construction began. Shell cancelled plans to expand its Strathcona County upgrader. Suncor was the last to scrap its Voyageur Upgrader in Fort McMurray, despite having already sunk $2 billion into the project.

THE NEW REALITY

After the death-spiral of 2008, only 2 large projects remained on the books - the Fort Hills Mine, which had been put on hold, and the Kearl Oil Sands Mine, which was already in construction. Initial phases of development for both mines would see over 350,000 barrels per day (bpd) come on line by 2017. Once expanded, the two mining facilities are expected to have a combined capacity greater than 500,000 bpd.

More importantly, Kearl and Fort Hills were the first mega-mines that did not include plans for an upgrader. These facilities were intended to produce partially de-asphalted diluted bitumen, to be sold directly to heavy oil refineries on the open market. This had many in the energy patch wondering if new upgraders would ever be built in the province.

As the job market imploded in 2008/09, the Alberta government began looking for ways to stop the carnage, particularly in the Edmonton area which was hit especially hard. Rumours were abound that the province would make upgrading mandatory for approval of any new developments in the oil sands, particularly for mine operators.

Of the 8 upgraders that were supposed to be built in the province, only one survived. The Alberta government partnered with Canadian Natural Resources (CNRL) to build the North West Sturgeon Upgrader, to be located on the old site of the abandoned BA Energy Heartland Upgrader. Fortunately, Alberta's economy picked up steam shortly after and everyone stopped talking about building new upgraders in the province.

That is, at least, until now . . .

WHY CNRL BUILT AN UPGRADER AND IMPERIAL DIDN'T

Every oil sands mining operation produces a bitumen product. The old Suncor and Syncrude base plants produce a bitumen product stream with approximately 1% water and 1% solids. This bitumen is then pumped to an adjacent upgrader, where the bitumen is converted to Synthetic Crude Oil (SCO). SCO is then sold on the open market and purchased by refineries, which convert the crude oil to final consumer products, such as gasoline, diesel and jet fuel. It is important to note that these heavy oil upgraders needed to be on-site, or very close to the mine's extraction plant. Since these bitumen streams contain a significant amount of water and fine solids, it could not be feasibly pipelined a long distance due to corrosion/erosion concerns caused by the water and solids.

But construction of the Muskeg River Mine in 2001 marked a step-change in bitumen production technology. In an effort to reduce capital costs, majority owner and operator, Shell Canada, was determined to build its upgrader adjacent to its Scotford refinery near Edmonton. This required Muskeg River to produce a better quality bitumen that could be pumped the 300 km distance from Fort McMurray to Fort Saskatchewan.

Muskeg River was the first oil sands extraction plant to employ paraffinic froth treatment technology (PFT). PFT produces a much better quality bitumen, bringing the water and solids content to virtually zero and reducing the fraction of heavy asphaltenes. This meant that bitumen could now be pumped a long distance, as long as a diluent was used to reduce the viscosity.

CNRL's Horizon Mine began construction shortly after Muskeg River. Horizon uses bitumen production technology adopted from the old Suncor process, again producing a lower quality bitumen with a high water and solids content. The Horizon Mine therefore technically required an on-site upgrader, which was built adjacent to the bitumen extraction plant.

The Kearl Oil Sands Mine was the next facility to be built, and was likely the very first mine that was never intended to be coupled with an upgrader. Much like Muskeg River, Kearl uses PFT technology to produce a high-quality, partially de-asphalted diluted bitumen, which can be sold directly to the open market. Ditto for the upcoming Fort Hills Mine, which cancelled its upgrader in 2008 for much the same rationale. Fort Hills will produce a high quality bitumen product that can be sold directly to any high-conversion refinery with the capacity to process heavy oil.

Kearl will use Imperial Oil’s proprietary paraffinic froth treatment technology (PFT) . . .

The PFT process removes a portion of the heavy end of the barrel (asphaltenes) using less energy than would be required to remove the same heavy ends in a coker at an on-site upgrader, thus reducing greenhouse gas emissions . . . This process eliminates the cost and environmental footprint of an on-site upgrader.

- ExxonMobil Canada

Paraffinic froth treatment marked a step change in technology that rendered bitumen upgrading optional, and no longer mandatory. The economics of building an upgrader now depends on the price difference between bitumen and upgraded crude ...


 



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Edmundo Salazar

Experto en petróleo y gas

 edmundosalazar@gmail.com

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