Parte 51. PDVSA. El Método Térmico de Mejoramiento (¿Transformación?) In Situ del Petróleo Extrapesado de La Faja

A la "COMISIÓN PRESIDENCIAL PARA LA DEFENSA, REESTRUCTURACIÓN Y REORGANIZACIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA "ALÍ RODRÍGUEZ ARAQUE" (LA COMISIÓN): Estimados Compatriotas, en la Parte 48, cuyo título se explica por si solo "Reemplazo de la Inyección de Vapor por un Método de Mejoramiento en los Yacimientos del Petróleo Extrapesado de La Faja", me comprometí a escribir en una Parte el método Térmico, según mi criterio, más conveniente no solo para producir sino para transformar en sitio (en el yacimiento) el Petróleo Extrapesado de la Faja.

Para empezar, apreciados compatriotas, con el deseo de que Ustedes se apropien de EL, voy a traer a colación una expresión del famoso Víctor Hugo: "No hay nada mas poderoso que una idea a la que le ha llegado su tiempo".

La IDEA que hoy les expongo es el uso, para la producción y mejoramiento del petróleo extrapesado de La Faja, de la "Combustión En Sitio". ¿Por qué esta y no otra? Debo reconocer que en la larga historia de la producción de petróleo pesado y extrapesado se ha usado, mayormente, el vapor de agua para no solo bajar la viscosidad del petróleo, sino también para añadirle energía al yacimiento y así, de esta manera, incrementar los valores del Factor de Recobro. Al vapor no se lo puede quitar ese mérito. Como decimos por ahí, no se le puede quitar lo bailao.

Reconozco que hay muchas personas en la PDVSA actual que quieren "morir" con el vapor, y otras tecnologías que no resuelven los problemas fundamentales de la producción, transporte y mejoramiento del petróleo de La Faja, y con eso lo que van a hacer, si se les deja, es correr la arruga. He oído hablar de que empresas (antes Rosneft) del gobierno de Rusia están planteando para Petromonagas un proyecto de inyección de vapor, lo mismo pasa con Sinovensa y Petropiar.

Lo que hasta ahora esas compañías no quieren ver o se hacen las locas (incluye a técnicos extranjeros y venezolanos) son los aspectos siguientes:

  1. El petróleo de La Faja se comporta como un fluido No Newtoniano. Ya lo escribí en otra Parte. Esta característica es una de las razones por la que los FACTORES DE NO RECOBRO en La Faja están en el orden del 90 %. ¿Qué quiere decir este valor? Muy sencillo. Se queda en el subsuelo el 90% del petróleo. ¿O no? Bastante literatura existe relacionada con el movimiento de un fluido No Newtoniano en un medio poroso.

  2. Las presiones originales de los yacimientos varían desde las 600 libras por pulgada cuadrada (lppc) hasta las 1.200 lppc. Las bajas presiones, de la mayoría de los yacimientos se ha reflejado en una declinación anual muy alta la cual puede estar entre el 20 y 30 por ciento. Esto quiere decir que muchos pozos en 4 o cinco años ya han producido lo que tenían que producir porque la presión del yacimiento ha llegado a las 200 a 300 lppc, lo cual ocasiona que el petróleo NO FLUYA hacia el pozo. Por eso el desespero de las 3 empresa mencionadas de inyectar vapor.

Los yacimientos que tienen presiones más altas los han estado produciendo sin tratar de compensar la pérdida de energía que con el tiempo, muy corto, la han estado reduciendo y, por consiguiente, perdiendo niveles de producción por pozo. Se producen, los pozos, por el método que en la jerga petrolera se llama "producción en frío".

La pérdida de presión y el comportamiento No Newtoniano del petróleo ha ocasionado que el fluido dentro del yacimiento que se mueve con mayor facilidad es el AGUA. Por eso no es de extrañar que en los perfiles históricos de producción vemos el incremento contínuo de la producción de agua. Una prueba de lo que digo es el hecho de que una de las empresas de La Faja, Petrocedeño, la llamaban HIDROCEDEÑO. Esta se convirtió en una empresa que producía, mayormente, agua para sacarle el poco petróleo que venía con esta.

Otro aspecto que se opone a un proyecto térmico, en todas las empresas de La Faja, es el tipo de completación de los pozos. Todos los que trabajamos en La Faja y que debimos levantar la voz, pero nadie lo hizo, fue el hecho de que las tuberías de revestimiento, así como la cementación que se realizaron fueron diseñadas para producción en frío. ¿Qué quiere decir esto? Bueno, que los pozos perforados en La Faja en los últimos 20 años no están preparados para resistir altas temperaturas. Si, algunos van a venir con el argumento que a los pozos se les hará una Prueba de Integridad para ver si resisten altas temperaturas. En otra Parte puse el ejemplo cuando uno mete en el microondas un plato u olla de plástico que en sus especificaciones de fábrica dice "No apto para Microondas" ¿Qué les pasa? Bueno, se achicharran. ¿O no?. Algunos platos u ollas pueden "engañarnos", aguantan una o dos veces al Microondas, pero en la tercera, puuum, con nuestra comida preferida, se parte en pedazos. ¿No les ha pasado? Así mismo les va a pasar a esos pozos que se les va a hacer la famosa Prueba de Integridad. De paso, bastante literatura existe, y tengo, sobre las completaciones típicas de pozo para Combustión en Sitio u otra tecnología.

Entonces, ¿Qué hay que hacer para implementar proyectos térmicos en La Faja? Muy sencillo, perforar nuevos pozos con cemento y revestimientos aptos para soportar altas temperaturas. Como esto cuesta, es por eso que están proponiendo la insensatez esa.

Ya mencioné, que muchos de los yacimientos de La Faja están produciendo con altos porcentajes de agua. Uno, inocentemente, se hace la pregunta ¿Qué fluido va a calentar, mayormente, el vapor que inyectes? Sencillo, al agua. Otro problema.

Ahhh, antes de que se me olvide, hay otra situación que nunca, o casi nunca se menciona es el hecho de que si, locamente, se aprueba la tecnología de inyección de vapor para producir millones de barriles de petróleo, también, paralelamente, se necesitarán, también, millones de barriles de agua dulce. Nos debemos preguntar ¿De dónde vendrá esa agua dulce que se necesita para generar vapor? Muchos van a decir, muy fácil, de los acuíferos que existen en las capas de arenas poco profundas que existen en la región de La Faja, Pero, también, debemos recordar que esos acuíferos, la mayoría, se alimentan del agua de lluvia que se obtiene solo en la época lluviosa del área, pero la inyección de vapor requiere agua 24/7/365. Entonces ¿Qué pasará con los acuíferos en una época de sequía? Muy fácil, se secarán y con ello el "asesinato" de la flora y fauna del área porque les falta el agua que les da sustento. Otro "crimen ecológico" como el que se hizo en el Lago de Maracaibo ¿O no? Esa agua, de los acuíferos, es la que debemos preservar para producir alimentos de aquí a 20 años o más.

¿Por qué la Combustión En Sitio (CIS) y cual variante? Debo decir que en sus comienzos la CIS tuvo sus tropiezos técnicos y la no llegada de su momento, como cualquier tecnología incipiente. Además de los problemas técnicos, creo Yo, que el obstáculo mayor fue el descubrimiento de grandes reservas de petróleo liviano que no necesitaban calor para su producción. Unido a esto, cuando hizo falta, para petróleos pesado, algunas compañías empezaron a usar el vapor y se hizo el patrón universal hasta nuestros días. Por esto, mi alusión a la expresión de Víctor Hugo y parafraseándola: "La idea de la Combustión en Sitio le ha llegado su tiempo.

Recomiendo que se utilice la Combustión en Sitio con la variante THAI-CAPRI por estas razones fundamentales:

  1. Se MEJORA (transforma) el petróleo extrapesado en, al menos, 6 a 8 grados API.

  2. Se nos quita el Primer Gran Dolor de Cabeza que es la deficiencia de petróleos livianos (diluyente) para producir y hacer comercializable el petróleo extrapesado de La Faja de 7 a 8 grados API, porque se obtiene un petróleo de 15 a 17 grados API.

  3. Se nos quita el Segundo Gran Dolor de Cabeza como son mejoradores nuevos. Los viejos mejoradores, a los que se puedan acondicionar, mantendrán el viejo esquema de producción, mientras este dure.

  4. Se hace mínima el uso de agua dulce de los acuíferos, porque, mayormente, lo que se necesita es AIRE, el cual abunda.

  5. Se requiere que la perforación de los nuevos pozos de las empresas mixtas como los de la propia PDVSA Petróleo se preparen para resistir altas temperaturas.

  6. Ojo, sin ánimos de subestimar a los profesionales venezolanos, se necesita una conformación de equipos de trabajos con los que saben de esta tecnología en el mundo. "Al que buen árbol se arrima buena sombra lo acobija".

  7. ¿Otras?

Como lo que he dicho, hasta ahora, espero que sea motivo de discusión en la Industria Petrolera Venezolana, pongo a disposición los títulos de Once (11) tesis de grado de Master y PhD y 15 artículos técnicos relacionados con Combustión En Sitio para que vean los avances en esta tecnología en los últimos 10 años. Agrego que estas tesis y artículos son, apenas, unos pocos de los muchos que se encuentran en Internet.

En una próxima Parte detallaré aspectos técnicos de la tecnología de THAI-CAPRI.

ONCE (11) TÉSIS DE GRADO RELACIONADAS CON COMBUSTIÓN EN SITIO, THAI Y THAI-CAPRI

  1. Enhancement of Heavy Oil/Bitumen Thermal Recovery

Using Nano Metal Particles

By Yousef Hamedi Shokrlu

Thesis submitted to the Faculty of Graduate Studies and Research

in partial fulfillment of the requirements for the degree of

Doctor of Philosophy in Petroleum Engineering

Department of Civil and Environmental Engineering

Edmonton, Alberta, Canada

Winter 2013

  1. Towards Field Scale In-Situ Combustion Simulation

By Guenther Glatz

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

California, USA

May 2012

3. Conducting In-Situ Combustion Tube Experiments Using Artificial Neural Networks

By Yogesh Bansal

Submitted in Partial Fulfillment of the Requirements for the Degree of

Master of Science

The Pennsylvania State University

The Graduate School Department of Earth and Mineral Engineering

Pennsylvania, USA

May 2009

  1. Investigation of In-Situ Combustion Kinetics

Using the Isoconversional Principle

By Bo Chen

A Dissertation Submitted to the Department of Energy

Resources Engineering and The Committee on Graduate Studies

Of Stanford University in Partial Fulfillment of the Requirements

for the Degree of Doctor of Philosophy (PhD)

California, USA

November 2012

  1. An In-Situ Combustion Simulator for Enhanced Oil

Recovery

By Jaafar Sadiq F. A. Oklany

A Thesis Submitted to the University Of Salford for the Degree of Doctor of Philosophy (PhD) Under the Direction of Dr R Hughes and Dr D. Price

Department of Chemical And Gas Engineering

University of Salford

United Kingdom

March 1992

  1. An Experimental Investigation Of Water Influence on

Dry Forward In-Situ Combustion

By Philipp Kudryavtsev

Submitted to the Office of Graduate and Professional Studies of

Texas A&M University in partial fulfillment of the requirements for the degree of Master Of Science

Chair of Committee, Berna Hascakir

Committee Members, Maria A. Barrufet

Eduardo Gildin

Head of Department, A. Daniel Hill

Texas, USA

December 2013

  1. Development and Testing of an Expert System Using

Artificial Neural Networks for a Forward In-Situ Combustion Process

By Rizvi Shihab

A Thesis in Petroleum and Mineral Engineering Submitted in Partial Fulfillment of the Requirements for the Degree of Master of Science

The Pennsylvania State University

Pennsylvania, USA

August 2011


 

  1. In Situ Heavy Oil Upgrading Through Ultra-disperse

Nano-Catalyst Injection in Naturally Fracture Reservoirs

By Orozco Castillo, Carlos

University of Calgary

Calgary, Canada

January, 2016

  1. Efficient Simulation Of Thermal Enhanced Oil Recovery

Processes

By Zhouyuan Zhu

A Dissertation Submitted to the Department of Energy Resources Engineering and the Committee on Graduate Studies of Stanford University in Partial Fulfillment of the Requirements the Degree of Doctor of Philosophy

California, USA

August 2011

  1. Experimental Study of in Situ Combustion With Decalin

and Metallic Catalyst

By Dauren Mateshov

A Thesis Submitted to the Office of Graduate Studies of Texas A&M University in partial fulfillment of the requirements for the degree of

Master of Science

Texas, USA

December 2010

  1. Evaluación de los Aspectos de la Nueva

Tecnología Thai/Capri Para el Mejoramiento en Crudos Pesados y Extrapesados In Situ en La Gran Extensión de La Faja Petrolífera de Venezuela

Elaborado por: Br.: Bueno Francis C.I. 9.589.279 Br.: Lobatón Franklin C.I. 19.990.272 Br.: Mora Angélica C.I. 19.230.846 Br. Rondón Roger C.I. 19.219.794

Universidad Politécnica de la Fuerza Armada Nacional Bolivariana

Carabobo, Venezuela

2010

QUINCE (15) ARTÍCULOS TÉCNICOS RELACIONADOS COMBUSTIÓN IN SITU

  1. Informe De La Visita al Proyecto Piloto Thai

Alberta - Canada

Víctor Lara Intevep

Nicolás Chiaravallo Intevep

Eucaris Rodríguez Tecnologia San Tomé

José Barrera Intevep

Sergio Caicedo Intevep

Adriana Zambrano Cvp

Betzaida Marcano Tecnología Morichal

Ledely Chávez Tecnologia Occidente

Mayo, 2007

  1. SPE 165436 Fire-flooding Technologies in

Post-Steam-Injected Heavy Oil Reservior.

A Successful Example of CNPC Guan Wenlong, Xi Changfeng, Huangjihong, Tang Junshi, China National Petroleum Corporation(CNPC) Copyright 2013, Society of Petroleum Engineers This paper was prepared for presentation at the SPE Heavy Oil Conference Canada held in Calgary, Alberta, Canada, 11–13 June 2013.

  1. The Characteristics of High Temperature In‐situ

Combustion Mode In Intensive Heterogeneous Reservoir.

A Case Study in Block HQ of Xinjiang Oilfield Organized by: Xi, Changfeng PIRED, CNPC WHOC16-[140

  1. Mathematical modelling of in situ combustion and

gasification.

By Greg Perkins

United kingdom.

2017

  1. Preliminary Study of In-Situ Combustion in Heavy Oil Field

in The North of Thailand

By Metsai Chaipornkaewb , Kantapong Wongrattapitakb , Wiwan Chantarataneewatb , Thanapong Boontaenga , Svein Tore Opdala and Kreangkrai Maneeintrb,*

International Symposium on Earth Science and Technology,

CINEST 2012

  1. PETROBANK FIRES UP KERROBERT THAI PROJECT

Calgary, Alberta – October 27, 2009 –

Petrobank Energy and Resources Ltd. ("Petrobank") (TSX: PBG) is pleased to announce the commissioning and commencement of air injection at our Kerrobert THAI heavy oil project. This project applies the THAI™ technology in a conventional heavy oil reservoir at Kerrobert, Saskatchewan. Initially a two-well project, Kerrobert is a 50/50 joint venture with Baytex Energy Trust.

  1. PETROBANK FIRES UP WHITESANDS THAI™

PROJECT

Calgary, Alberta – July 21, 2006 - (TSX:

PBG, PBG.NT.A, OSLO: PBG) Petrobank Energy and Resources Ltd. is pleased to announce that it has completed the Pre-Ignition Heating Cycle ("PIHC") on the first well pair at the WHITESANDS project and commenced air injection on July 20, 2006.

  1. Understanding Toe-To-Heel Air Injection Process, Clues

for Future In-Situ Combustion Technologies for Heavy Oil Recovery

Curso, 2018

  1. Canadian Operator Works to Transform an Oil Field Into a

Hydrogen Factory

Will the oil fields of today become the hydrogen fields of tomorrow? Calgary-based Proton Technologies says this is possible and hopes to prove it soon after inking multiple licensing deals with other oil and gas companies.

 

  1. Toe-To-Heel Air Injection (THAI) Process a

Pseudo-Gravity Stable Displacement In-Situ Combustion Process Operating Over Short Reservoir Distance.

It has a proven record of producing partially upgraded oil in case of extra-heavy oil reservoirs and oil sands.

  1. In-Situ Combustion Technique to Enhance Heavy-Oil

Recovery at Mehsana, ONGC

By A. Doraiah, Sibaprasad Ray, and Pankaj Gupta, Oil and Natural Gas Corp. Ltd.

India, 2007

  1. Current Status of Commercial In Situ Combustion Projects

Worldwide

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

Alberta, Canada, 2007

  1. Malcolm Greaves

Emeritus Professor

University of Bath

United Kingdom

Improved Oil Recovery

Selected publications:

M Greaves and A Turta: ‘Oil Field In Situ Combustion Process’, Canadian Patent No. 2,176,639 (2000).

T X Xia. M Greaves, A T Turta and C Ayasse: "THAI – A Short Distance Displacement Process for the Recovery and Upgrading of Heavy Oil", Trans IChemE, 2003, Vol 81, Part A, pp 295-304.

M Greaves, T X Xia, Imbuss, S and Nero, V: " THAI-CAPRI Process: Tracing Downhole Upgrading of Heavy Oil", Paper 067-Proceedings Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Canada, June 8-10, 2004.

M Greaves and T X Xia, "Downhole Catalytic Process for Upgrading Heavy Oil: Produced Oil Properties and Composition", Journal of Canadian Petroleum Technology, 2004, Vol. 43, No. 9, pp 25-30.

T X Xia , M Greaves and A Turta: "Main Mechanism for Stability of THAI – Toe-to-Heel Air Injection", Journal of Canadian Petroleum Technology, 2005, Vol. 44, No. 1, pp 42-48.

T X Xia and M Greaves, "Downhole Upgrading of Athabasca Tar Sand Bitumen", Chemical Engineering Research and Design, 2006 (in press).

  1. In-situ Thermal Technology – A Historical Overview

Last Updated: March 9, 2021

Posted in: Heavy Oil

Vista Projects

  1. OIL SANDS TECHNOLOGY ROADMAP

Alberta Chamber of Resources

December, 2003

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Edmundo Salazar

Experto en petróleo y gas

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