SUPERBIGOTE, ya te habrás podido dar cuenta que en muchos de mis Artículos pongo en el tapete mi preocupación por corregir malas prácticas o algunas que ya no son aplicables dada las condiciones actuales de las operaciones en la Faja Petrolífera del Orinoco. Aún así, mi intención es que en una Nueva Industria Petrolera - RECUERDA QUE TE RECOMENDÉ LA MISIÓN PETRÓLEO - que ha de venir, tiene que estar signada por, en primer lugar, corregir malas prácticas y reemplazarlas por lo que tiene que ser y, en segundo lugar, adoptar y/o crear nuevas prácticas que dejen atrás aquella máxima, muy usada dentro de la IP, "Si no está totalmente comprobada su aplicabilidad no nos pongamos a inventar" y tengamos que cambiarla por la de Simón Rodríguez "O INVENTAMOS O ERRAMOS". SUPERBIGOTE, en la IP venezolana es muy difícil, sino imposible, que aplique esta máxima de Simón Rodríguez que tantos éxitos ha tenido en otros campos de la vida Venezolana. Sin duda, que ese comportamiento, hace que en La Faja no se haya hecho nada nuevo por los últimos años, a no ser por la repetición de las prácticas a los que están acostumbrados, eso es evidente, al menos, en la Perforación de Pozos y lo cual será el Tema de hoy.

SUPERBIGOTE, es un axioma desde que se conoce la existencia del Petróleo Extrapesado y el Bitumen que, para poder producirlos o aumentar su producción, se requiere la aplicación de calor para disminuir sus viscosidades y, lo que no se ha hecho, espero que se haga, poder transformar esos hidrocarburos en el yacimiento y que cuando salgan a la superficie no requieran la necesidad de usar DILUYENTES, no solo para poder transportarlos, sino para hacerlos comercializables.

SUPERBIGOTE, respecto a la DILUCIÓN, ya he abundado bastante, en muchos de mis artículos anteriores, y no voy a caer en repeticiones innecesarias porque ya creo que Tu ya has tomado nota de mis recomendaciones, solo te lo resumo en esta expresión "NO INCREMENTAR EL USO DE LA DILUCIÓN DEL EXTRAPESADO DE LA FAJA, MAS ALLÁ DE LOS VOLUMENES QUE UNA NUEVA PRÁCTICA QUE PERMITA SU TRANSFORMACIÓN EN EL YACIMIENTO"

SUPERBIGOTE, tomando el hilo del título de este Artículo debo decirte que los métodos de completación o terminación de los pozos perforados en La Faja se hicieron mal, a conciencia, y es a lo que me voy a referir. Los pozos debieron y tendrían que revestirse con cemento y tuberías (casing) para resistir altas temperaturas. Pero ¡NO SE HICIERON!. Por eso, estas consideraciones:

1. Cualquier Ingeniero de Producción de Petróleo conoce que la característica mas importante y que limita la producción de los PETRÓLEOS EXTRAPESADOS es la Viscosidad y, por lo tanto, debe tomarse en cuenta a los efectos de las completaciones de los pozos para uso de métodos térmicos para reducir la viscosidad e incrementar la producción. En la Faja esta consideración se obvió y, hoy, tenemos alrededor de 12.000 pozos perforados (según DEEPSEEK) con Revestimientos (Casing) para producir en frío y, todavía, siguen completándose de la misma forma.

2. SUPERBIGOTE, algunos saldrán diciéndote que en la época en que se perforaron la mayoría de los pozos, los precios del petróleo, al menos, en las empresas con mejoradores y la que tiene una Mezcladora y cuando se hacía la evaluación económica las "completaciones térmicas" impactaban grandemente las economías de los proyectos y, por eso, las completaciones para producir en frío. SUPERBIGOTE, esto fue una MENTIRA, ya que las primeras empresas mixtas de La Faja recuperaron sus inversiones en, al menos, los primeros cinco años de producción, lo cual estaba contemplado en los Contratos que se firmaron. Recuerda que, entre otras cosas, para recuperar rápido la inversión, la Regalía era del 1 por ciento, porque la Ley existente no permitía que fuera cero. ¡Tengo todos los Contratos!

1. SUPERBIGOTE, otros te dirán que las tasas de producción por pozo, relativamente altas, no requerían completaciones o terminaciones térmicas porque los pozos no las requerirían. SUPERBIGOTE, así como te digo una cosa, también, te digo otra: Lo que no te dirán es que la declinación anual de la producción en los pozos de La Faja está entre 20 y 30 por ciento, lo que quiere decir que en 4 y 5 años, ya, el pozo, dejaba de producir y había que perforar nuevos pozos. El ejemplo típico de lo que te estoy diciendo está representado en la antigua SINCOR, hoy en día PETROCEDEÑO. En esa empresa, todo lo que se tenía que hacer mal, ahí se hizo peor, a la perfección. SUPERBIGOTE, el PETROLICIDIO perfecto de esta empresa petrolera, ya, lo traté, con mas detalles, en otros de mis Artículos. Por favor, manda a buscar esos Artículos. En relación a la terminación de los pozos de PETROCEDEÑO, todos, si, todos, fueron revestidos con cemento y tuberías para producción en frío. En otras palabras, no servirán para ningún proceso térmico. ¿Se entiende? Todavía, esa práctica continúa.

1. SUPERBIGOTE, ninguno de los argumentos que te puedan seguir dando ya no son válidos. Porque, en primer lugar, la duración de la mayoría de las Empresas Mixtas de La Faja era de 40 años, suficiente tiempo, desde su creación, para darse cuenta de todo lo que se ha estado haciendo mal en La Faja y hacer correctivos, nada se ha hecho y, en segundo lugar, no dejo de reconocer que se ha producido bastante petróleo, pero tengo mis dudas de que se esté ganando dinero con el Tipo Merey 16, si después de todas las demandas y pagos que ha hecho el Estado Venezolano o que tiene pendientes, sin dejar por fuera los precios bajos actuales del petróleo, los descuentos que tiene que hacer Venezuela debido, en gran parte, por las sanciones de los EE.UU, la deficiencia de DILUYENTES, etc, etc.

SUPERBIGOTE, para finalizar CON TODOS LOS POZOS perforados y completados en la Faja, repito, se hicieron con materiales para la producción en frío, cuando debieron hacerse para resistir altas temperaturas. SUPERBIGOTE, malo, como es, lo que te he estado diciendo, es peor lo que te pueden decir que se pueden hacer pruebas térmicas con los pozos tal y como están completados. SUPERBIGOTE, para que se entienda mejor, te pongo un ejemplo NO PETROLERO, es como si lo edificios que se construyen en una zona sísmica que históricamente ha tenido terremotos de hasta 7 en la escala Richter, se calculan y construyen para resistir terremotos de hasta 4 grados, ¿Qué pasaría con esos edificios cuando venga, otra vez, uno de 7 grados? Por supuesto, se vendrían abajo. Por eso, SUPERBIGOTE, es que digo cuando se intente utilizar los pozos actuales para un proyecto térmico, no se puede esperar otra cosa que el colapso de las tuberías de todos los pozos y se comprobará, lo que como un Loro he estado repitiendo en este Artículo.

SUPERBIGOTE, como ya sabes, me he hecho "dependiente" de la Inteligencia Artificial y, no es diferente esta vez. Le pregunté a la IA DEEPSEEK que me recomendara el tipo de revestimiento, cemento, completación, etc, para los pozos como Producción en frío, Inyección Alterna de Vapor, Inyección Contínua de Vapor, Combustion en Sitio y Thai-Capri. SUPERBIGOTE, como verás, se ve la diferencia entre la completación y cementación para pozos que producen en frío comparados con los otros cuatro métodos. Si esto no te convence, la verdad, es que no se ¿QUÉ LO HARÁ?

Mi pregunta y respuestas de DEEPSEEK te las presento a continuación:

MI SOLICITUD A DEEPSEEK

En La Faja Petrolífera del Orinoco, en Venezuela, como todos sabemos, tenemos, las mayores Reservas de Crudo Extrapesado del Mundo. Las características principales de los yacimientos y de los fluidos son: Gravedades API entre 4 y 10 grados; viscosidades de más de 5.000 centipoises en el yacimiento; espesores entre 20 y 200 pies; las arenas productoras son arenas no consolidadas; profundidades entre 600 y un poco más de 3.000 pies; los pozos son perforados con una sección vertical que varía de acuerdo a la profundidad de las arenas productoras y una sección horizontal productora, con "liner" ranurado, que puede llegar hasta los 6.000 y 7000 pies de longitud; por más de 20 años se ha producido en frío; el factor de recobro, hasta ahora, se estima en un valor no mayor del 12 por ciento; la presión de yacimientos se estima que puede variar desde los 600 lppc hasta alrededor de los 1.200 lppc; el mecanismo de producción se cree que es por empuje de un acuífero y por gas en solución; para mejorar la producción y facilitar su transporte es necesario diluirlo bien sea con nafta o con otro diluyente; mayormente, se usan las bombas bcp de alta capacidad, etc, etc.

Con todos esos datos, mas los que puedas considerar, de tu parte, NECESITO QUE ME PREPARES UN INFORME QUE CONTEMPLE EL DISEÑO DE "CASING", "TUBING", TIPO DE CEMENTO Y COMPLETACIÓN RECOMENDADA PARA ESTOS MÉTODOS DE PRODUCCIÓN: PRODUCCIÓN EN FRÍO; PRODUCCIÓN CON INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR, PRODUCCIÓN POR INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR, PRODUCCIÓN CON SAGD, PRODUCCIÓN CON COMBUSTIÓN IN SITU Y, POR ÚLTIMO, CON LA TECNOLOGÍA THAI-CAPRI.

El informe debe contener una Tabla de Contenido, un Resumen Ejecutivo y la descripción y consideraciones de cada tipo de revestimiento con las conclusiones y recomendaciones que apliquen. Muchas Gracias.

RESPUESTA DE DEEPSEEK

Claro, aquí tienes un informe técnico detallado sobre el diseño de completación para los diferentes métodos de producción en la Faja Petrolífera del Orinoco.

Informe Técnico: Diseño de Casing, Tubing, Cementación y Completación para la Faja Petrolífera del Orinoco

Fecha: 26 de octubre de 2023

Preparado para:Cliente Anónimo

Preparado por:Asistente de Ingeniería de Pozos

Tema:Diseño de completación para diversos métodos de producción en crudos extrapesados.

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Tabla de Contenido

1. Resumen Ejecutivo

2. Introducción y Contexto del Yacimiento

3. Consideraciones Generales de Diseño

4. Diseños Específicos por Método de Producción

4.1. Producción en Frío (Cold Production)

4.2. Producción con Inyección Continua de Vapor (Steam Flooding)

4.3. Producción por Inyección Cíclica de Vapor (Cyclic Steam Stimulation - CSS)

4.4. Producción con Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD)

4.5. Producción con Combustión In Situ (ISC)

4.6. Producción con Tecnología THAI-CAPRI

5. Conclusiones Generales

6. Recomendaciones

1. Resumen Ejecutivo

Este informe detalla el diseño de casing, tubing, cemento y completación para los pozos de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), caracterizada por crudos extrapesados (4-10°API), alta viscosidad (>5,000 cP), arenas no consolidadas y profundidades someras a medias. Dada la baja eficiencia de recobro en frío (~12%), se evalúan métodos de recuperación mejorada (EOR).

El diseño se adapta a las exigentes condiciones de cada método:

· Métodos Térmicos (Vapor y Combustión): Se requieren materiales de alta resistencia (acero L-80/C-95 o superiores) y cementos de alta temperatura para soportar estrés térmico (hasta 400°C).

· Arenas No Consolidadas: Es fundamental el control de la producción de arena mediante "liner" ranurado con mallas o "Frac Packs" de grava.

· Secciones Horizontales Largas: El diseño debe facilitar la instalación y el aislamiento de secciones de hasta 7,000 pies.

Se concluye que no existe un diseño único; la selección óptima depende del método EOR elegido, la profundidad, el espesor de la arena y la estrategia de desarrollo del campo. Se recomienda un diseño modular y robusto para los pozos inyectores, permitiendo su reutilización en diferentes métodos EOR.

La FPO posee las mayores reservas de crudo extrapesado del mundo. Sus características únicas presentan desafíos y oportunidades:

· Crudo: 4-10°API, viscosidad >5,000 cP, requiere dilución para su transporte.

· Formación: Arenas no consolidadas, espesores de 20-200 pies, profundidades de 600-3,000 pies.

· Condiciones de Yacimiento: Presión inicial de 600-1,200 lpcm, mecanismo de empuje por acuífero y gas en solución.

· Completación Típica Histórica: Pozos horizontales con "liner" ranurado y producción en frío con Bombas de Cavidad Progresiva (BCP).

El objetivo de este informe es superar la limitación del 12% de recobro proponiendo diseños de pozo específicos para tecnologías EOR.

3. Consideraciones Generales de Diseño

· Casing Conductor (Conductor): Aislamiento de acuíferos superficiales. Diámetro típico: 20" o 16".

· Casing Superficial (Surface Casing): Aisla formaciones frescas, provee soporte estructural y sella zonas de pérdida de circulación. Cementado hasta superficie. Diámetro típico: 13⅜".

· Casing Intermedio (Intermediate Casing): En pozos más profundos (>2,500 pies), aísla formaciones problemáticas o zonas de presión diferente. Diámetro típico: 9⅝".

· Casing de Producción (Production Casing/Liner): Es la barrera crítica. En la FPO, suele ser un "liner" horizontal ranurado.

· Tubing: Conducto de producción o inyección. Su diseño varía según el método.

· Cemento: Debe proveer un sello zonal permanente. Se selecciona en base a temperatura y resistencia a químicos.

4. Diseños Específicos por Método de Producción

4.1. Producción en Frío (Cold Production)

· Descripción: Explota el fenómeno de "foamy oil" y la movilización de arena para crear canales de alta permeabilidad ("wormholes").

· Diseño de Casing/Liner:

· Liner Ranurado: Es la clave. Se utiliza un "liner" de 7" o 5½" con ranuras largas y anchas (por ejemplo, 0.025" x 2") para permitir la entrada de la arena fina y estabilizar la formación. A veces se complementa con mallas de filtro ("wire-wrapped screen").

· Diseño de Tubing:

· Tubería de producción de 2⅞" o 3½" de acero J-55, conectada a una BCP de alta capacidad para manejar fluidos con alta concentración de arena.

· Cemento:

· Cemento clase G con aditivos antigel y control de filtrado para la cementación de los casing superficial e intermedio. El "liner" productor no se cementa.

· Completación Recomendada:

· Completación abierta horizontal con "liner" ranurado y BCP. Se instala un "packer" de producción para aislar el annulus.

4.2. Producción con Inyección Continua de Vapor (Steam Flooding)

· Descripción: Pozos inyectores introducen vapor continuamente para calentar el crudo y desplazarlo hacia pozos productores.

· Diseño de Casing/Liner (Pozo Inyector):

· Casing de Producción: Debe ser de acero de alta resistencia (L-80, C-95 o T-95) para soportar esfuerzos térmicos. Se recomienda 7" o 9⅝" hasta el tope de la zona.

· Liner Inyector: "Liner" sólido (no ranurado) de 5½" o 7", cementado con cemento resistente al calor.

· Diseño de Tubing (Inyector):

· Tubería de inyección de 3½" o 4½" de acero L-80 o N-80, con un packer térmico (ej., packer de fuerza mecánica o hidráulica) que selle el annulus. El tubing debe tener juntas de expansión térmica.

· Cemento:

· Crítico. Se debe usar cemento de alta temperatura (Clase G con sílice en un 35-40%) para prevenir la degradación por ciclado térmico. Se debe cementar hasta superficie o usar técnicas de "cementación de dos etapas" para asegurar un sello perfecto.

· Completación Recomendada:

· Pozo Inyector: Completación vertical o desviada con tubing y packer térmico.

· Pozo Productor: Similar al de CSS (ver 4.3), diseñado para recibir fluidos calientes.

4.3. Producción por Inyección Cíclica de Vapor (CSS)

· Descripción: El mismo pozo alterna ciclos de inyección de vapor, "remojo" y producción.

· Diseño de Casing/Liner:

· Similar al inyector de Steam Flooding: Casing de producción L-80/C-95 y un "liner" ranurado (para producción) o perforado (si se usa empaque de grava).

· Diseño de Tubing:

· Tubería de 3½" o 4½" de acero L-80 con un packer térmico retractable o de desplazamiento dual, que permita aislar durante inyección y producir a través del tubing.

· Cemento:

· Igual que en 4.2: Cemento con sílice para toda la columna de casing de producción.

· Completación Recomendada:

· Completación selectiva con packer térmico. Para control de arena, se recomienda un "Frac Pack" o "High Rate Water Pack" con grava resistente al calor (grava de sílice recubierta de resina) detrás de un "liner" ranurado.

4.4. Producción con Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD)

· Descripción: Par de pozos horizontales paralelos. El pozo superior inyecta vapor que forma una cámara, el crudo caliente drena por gravedad al pozo inferior.

· Diseño de Casing/Liner:

· Pozo Inyector: "Liner" de 7" o 8⅝" con orificios de inyección en la parte baja, cementado en la sección curva. La sección horizontal puede ser un "liner" ranurado o perforado.

· Pozo Productor: "Liner" ranurado de 7" o 9⅝" con un sistema avanzado de control de arena (malla o empaque de grava), colocado lo más cerca posible del fondo del yacimiento.

· Diseño de Tubing:

· Inyector: Tubing de 3½" o 4½" con packer térmico en la sección vertical. A menudo se usa una configuración de "tubing coiled" o "tubing con aislante" en la horizontal.

· Productor: Tubería de producción de 3½" o 4½" con una BCP de alta temperatura o un sistema de levantamiento artificial por gas (Gas Lift) para iniciar la producción.

· Cemento:

· Cemento con sílice en toda la trayectoria del pozo, especialmente en la sección horizontal para asegurar el aislamiento entre los dos pozos.

· Completación Recomendada:

· Completación dual con un sistema de monitoreo de temperatura (fibra óptica) a lo largo de ambos pozos para controlar la cámara de vapor.

4.5. Producción con Combustión In Situ (ISC)

· Descripción: Se inyecta aire para quemar una parte del crudo in situ, generando calor y gases que desplazan el crudo.

· Diseño de Casing/Liner (Pozo Inyector de Aire):

· El más crítico. Casing y tubing de acero de alta resistencia (C-95, P-110) para soportar altísimas temperaturas (hasta 400-500°C) y corrosión.

· Se recomienda un "liner" sólido y cementado de acero Cr-13 o de grado superiores.

· Diseño de Tubing (Inyector de Aire):

· Tubería de inyección de acero de alta aleación (Cr-13, Duplex, Inconel) con packer térmico de alta gama.

· Cemento:

· Cemento refractario (base de CaO/Al₂O₃) o cemento Clase G con altísimo contenido de sílice y aditivos especiales para resistir la oxidación y las temperaturas extremas.

· Completación Recomendada:

· Completación simple y robusta para el inyector. Los pozos productores son similares a los de métodos térmicos por vapor, pero con materiales que resistan la corrosión por los gases de combustión (CO₂, SOₓ).

4.6. Producción con Tecnología THAI-CAPRI

· Descripción: THAI (Toe-to-Heel Air Injection) es una combustión in situ en un arreglo "toe-to-heel". CAPRI añade un catalizador en el "liner" del pozo productor para mejorar la calidad del crudo.

· Diseño de Casing/Liner:

· Pozo Inyector (Vertical): Similar al ISC.

· Pozo Productor (Horizontal): El componente clave es el "liner" catalítico CAPRI. Es un "liner" ranurado de acero inoxidable o aleación especial, cuyo espacio anular está relleno con un catalizador granular (ej., CoMo/Alumina). Actúa como un reactor catalítico en el pozo.

· Diseño de Tubing:

· Inyector: Igual que en ISC.

· Productor: Tubería estándar (L-80). La producción es principalmente por drenaje por gravedad, por lo que el tubing puede ser de gran diámetro (4½" o más).

· Cemento:

· Para el inyector, igual que en ISC. Para el productor, cemento con sílice.

· Completación Recomendada:

· Completación avanzada con el sistema de "liner" catalítico CAPRI en la sección horizontal del pozo productor, asegurando que el crudo pase forzadamente a través del lecho catalítico antes de entrar al pozo.

5. Conclusiones Generales

1. No hay una solución única: El diseño óptimo depende directamente del método de recuperación elegido. La selección debe basarse en un análisis técnico-económico riguroso.

2. Los métodos térmicos son los más prometedores pero exigen los diseños más robustos y costosos, especialmente en materiales y cementación.

3. El control de arena es una constante crítica en todos los escenarios, dada la naturaleza no consolidada de las arenas de la FPO.

4. La cementación de alta calidad es la barrera más importante para garantizar la integridad del pozo a largo plazo, especialmente bajo condiciones de estrés térmico.

5. Tecnologías como SAGD, THAI y CAPRI representan la frontera de la recuperación para la FPO, pero requieren inversiones significativas y un control de ejecución y operación de primer nivel.

6. Recomendaciones

1. Planificación Integral: Diseñar los pozos desde el inicio con la opción EOR en mente, incluso si comienzan produciendo en frío. Esto implica seleccionar diámetros de casing que permitan futuras re-completaciones térmicas.

2. Pilotos de Campo: Antes de un despliegue masivo, implementar proyectos piloto para cada método EOR para calibrar los diseños de pozo con datos reales de producción y termodinámicos.

3. Enfoque en Materiales: No escatimar en la calidad del acero para el casing y tubing de los pozos inyectores en métodos térmicos. Es una inversión que previene fallas catastróficas.

4. Monitoreo Permanente: Instrumentar los pozos con sistemas de fibra óptica (DTS/DAS) para monitorear la temperatura y acústica a lo largo de la horizontal, permitiendo optimizar la inyección y detectar problemas de integridad.

5. Desarrollo de Proveedores: Fomentar el desarrollo de capacidades locales para la fabricación o ensamblaje de componentes críticos como los "liners" catalíticos CAPRI y los sistemas de control de arena para altas temperaturas.

Hasta la próxima

EdmundoSalazar@Gmail.com