SOBRE EL FACTOR DE RECOBRO DE LA FAJA DEL ORINOCO

Por Venezuela Real - 7 de Mayo, 2007, 18:03, Categoría: Petróleo/Energía

Ing. Diego J. González Cruz
“BARRILES DE PAPEL No 18”

 "El Presidente (…) Agregó que el factor de recobro en ese campo no debe bajar de 20% y para lograrlo sugirió aplicar técnicas de mejoramiento in situ que están en prueba por parte de Intevep.

Acto seguido denunció la producción en frío que aplican la mayoría de las asociaciones. "¿Qué han hecho las transnacionales? Sacaron petróleo, violando los contratos. Como el capitalismo sólo se guía por la ganancia, causaron un gravísimo daño al patrimonio nacional, por lo cual pudieran ser demandadas. En esos actos Pdvsa fue cómplice. ¡Dañaron los pozos, pues!".

Otra de las denuncias fue el "retraso criminal" de la labor del Intevep, filial de Pdvsa. Le ordenó acelerar sus investigaciones para optimizar procesos, con los cuales podría alcanzarse 30% de factor de recobro."

 El Universal, 02 de mayo de 2007

En conexión con la nota de El Universal del 02 de mayo de 2007, que recoge la amenaza de demandar a las empresas que operan en la Faja del Orinoco (FPO) por haber producido en frío sus pozos, y de culpar de ello a los ejecutivos de PDVSA y del Intevep, me permito tratar de aclarar los siguientes aspectos técnicos relacionados con este asunto (aquí salgo en defensa del personal de PDVSA y el Intevep, que fueron acusados):

   1. Es cierto que los presidentes de cada una de las Asociaciones eran empleados de PDVSA, y aprobaron los presupuestos de operaciones, que incluían  correctamente los métodos de producción que se usan hasta la fecha en la FPO.

   2. PDVSA en su Plan Siembra Petrolera, con orgullo presentó el éxito que habían tenido los métodos de producción en frío usados (pozos horizontales y bombas electro sumergibles), cuando elevaron la producción por pozo de 100 - 200 barriles por día por pozo (b/d/pozo) hasta más de 3.000 b/d/pozo. Un éxito sin precedentes en crudos de 8o API

   3. Si la FPO, acorde con las cifras de PDVSA, tiene un volumen de petróleo original en sitio (POES) de 1.360 millardos de barriles (MMMB), y se exige usar un factor de recobro (FR) de 20%, significa que deben recuperarse unas reservas de 272 MMMB de toda la FPO. Ahora bien, para producir semejante volumen en los 40 años que establece la Ley de Hidrocarburos para las licencias, se producirían anualmente 6,8 MMMB, es decir, ¡18,6 millones de barriles diarios (MMBD)!!!! . Imagina cualquier técnico (y no técnico) lo que significa producir semejantes volúmenes, cuando será necesario responder algunas preguntas: ¿dónde se van a mejorar? ¿qué harán con los volúmenes de coque, azufre y agua asociados a producirse? ¿por qué puertos venezolanos podrán salir 18,6 MMBD?

   4. Sí con la producción en frío, usando las tecnologías de pozos horizontales y bombas eléctricas electro sumergibles los pozos pueden producir hasta 3.000 b/d qué puede interesar técnica y económicamente usar en las actuales áreas de las cuatro Asociaciones:

         1.  La tecnología de inyección de vapor asistida por drenaje gravitacional (Steam Assisted Gravity Drainage SAGD) de interés en Alberta-Canadá, porque solo el 5% del POES se puede extraer con actividades tradicionales de minería. La tecnología SAGD además, consume altos volúmenes de gas para generar el vapor, gas este que está en déficit en el país.
            2. O la excelente tecnología THAI que anuncia que podría recuperar entre el 70 y 80% del POES. Imagina alguien recuperándose el 70% del POES de la FPO, es decir 742 MMMB. Es decir, 58 MMBD durante los próximos 35 años!.
         3. La otra tecnología a la que se refirió el presidente es la patente de Shell, que mejora el crudo en el fondo-saliendo ya listo para ir a ser procesado en refinerías tradicionales, por lo que para aplicarla el MENPET tendría que asignarle áreas a esa compañía.

Es más, las reservas probadas que el MENPET declara para las 4 Asociaciones es de 36,1 MMMB, de las cuales 13,1 MMMB pertenecen a los particulares (Pág. 37, PODE 2004). Para producir esas reservas en 40 años debería permitírsele a las 4 empresas producir a un promedio de 2,47 MMBD, y lo que se escucha es que las iban a multar porque estaban produciendo por encima del contrato!

Las tecnologías SAGD y THAI serían altamente exitosas si la FPO se dividiera en  100 bloques o más. Veamos. Sí la FPO se divide en 100 bloques, a cada uno le sería asignado un POES de 13,6 MMMB. Las reservas recuperables en millardos de barriles (RR MMMB), la producción anual  en 35 años de explotación y la producción diaria en ese tiempo se muestran abajo:

 %F.R  RR MMMB
MMB anuales
Bls.  Diarios
  10  
  1,36 
 34,0
 93.151
 20  2,72 
 68,0
 186.300
 70
 9,52 
 238,0  
  652.000 

Las tecnologías SAGD y THAI serían altamente exitosas si la FPO se dividiera en  100 bloques o más, por ejemplo, por lo que a cada propietario (obvio que tendría que ser empresas mayoritariamente privadas), así que cada operador decidiría si producir en frío o usar algunas de esas tecnologías.  Producir más o menos b/d., usando o no vapor, buscando sus mercados para colocar tales producciones, invirtiendo más o menos. Esa sería una decisión del operador.  De esto es que se trata la “Gestión Empresarial, la libertad de empresa y de mercado”. Lo que si no es posible, y por lo tanto no ocurriría, es que todos usen la THAI para producir cada uno más de 600.000 barriles diarios, por los problemas de la capacidad de  mejoramiento, transporte, almacenamiento y disposición del azufre, coque y el agua producidos junto con el petróleo. ¿Y con que recursos humanos?

   5. Cuando comenzaron a otorgarse las Asociaciones a mediados de los ‘90, siendo Petrozuata el primer caso, la experiencia que se tenía en la explotación de ese tipo de crudos pesados y extrapesados  era la inyección alternada de vapor, probada con tanto éxito en los campos de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo y en áreas como Pilón, Morichal y Cerro Negro entre otras, en Oriente. Esa tecnología, podía producir recobros entre el 5 y el 10%  del POES, y las producciones promedios eran de 200 barriles por día por pozo, de allí que los estudios y los contratos hablaban de esos recobros y esas producciones.  Ocurrió que luego se probaría la perforación horizontal y las bombas electro sumergibles, con un resultado extraordinario, que junto con el logro de los mejoradores y los 17 millardos de dólares invertidos se está en la situación actual de producir 600.000 barriles diarios en apenas 4 bloques asignados.   ¿Cómo se puede castigar a los ejecutivos de PDVSA y el Intevep por esas conquistas?

 







TOME NOTA
de la dirección del
Nuevo Portal Principal

www.venezuelareal.org

Más información ...

Calendario

<<   Mayo 2007  >>
LMMiJVSD
  1 2 3 4 5 6
7 8 9 10 11 12 13
14 15 16 17 18 19 20
21 22 23 24 25 26 27
28 29 30 31    

Archivos

Suscríbete

Escribe tu email:

Delivered by FeedBurner

Sindicación

Alojado en
ZoomBlog