FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO.

Venezuela posee muchos yacimientos de petróleo pesado, siendo el más importante la faja petrolifera del Orinoco ( FPO ) ,la cual se extiende por el flanco norte del río Orinoco, ocupando una extensión de 55000 Km2 , de los cuales se encuentran en explotación 11593 Km2 , lo que es, aproximadamente un 21% de su extensión.

La FPO, se encuentra dividida por 4 campos: Boyaca, Junín, Ayacucho y Carabobo. Éstos, a su vez divididos en bloques:

- Boyaca: 6 bloques.

- Junín: 10 bloques.

- Ayacucho: 7 bloques.

- Carabobo: 4 bloques.

Para un total de 27 bloques, que albergan un POES, de 1360 MMMBLS. Distribuidos como sigue:

- Boyaca: 489 MMMBLS.

- Junín: 557 MMMBLS.

- Ayacucho: 87MMMBLS.

- Carabobo: 227 MMMBLS.

De las cuales, se prevee cuantificar 236 MMMBLS. Para ubicar a nuestro país como la nación con las reservas de hidrocarburos liquidos más grande del planeta con un total aproximado de 313 MMMBLS, juntando las reservas actuales de 77 MMMBLS con las de la FPO.

La FPO, fue descubierta en el año 1936, con la perforación del pozo CANOA-1, el cual produjo crudo de 7 °API, a una tasa de 40 Bbl/día; pero no fue hasta finales de los años 60, que el estudio sobre la FPO se cuantifico, cuando, a través de PDVSA, se evaluaron técnicas de producción de frío y caliente.

Se determinó, que las caracteristicas de los yacimientos corresponde a:

- Presión inicial: 630-900 lpc.

- Temperatura: 100-140 °F.

- Areniscas someras.

- Areniscas no consolidadas.

- Densidad entre 6-12 ° API.

- Viscosidad mayores a 5000 cp.

- Permeabilidades entre 1- 20 Darcys.

- Porosidad entre 30-35 %.

- Saturación inicial de agua de 15%.

- Saturación inicial de petróleo de 85%.

- FVF, Boi= 1,050 BY/BN.

- RGP, Rs= 60-70 PCN/BN.

En los yacimientos de la FPO, los CAPOS , en la mayoria se encuentran bien definidos, pero en ocaciones hay areniscas con agua que se encuentran por encima del petróleo pesado, esto por la diferencia de densidad entre los fluidos, es decir, en este caso el agua es más liviana, hecho que no sucede con el resto de los yacimientos de crudo convensional.

Al inicio de la producción de la FPO, se estimó un factor de recobro de 5% sin usar calentamiento para influenciar la viscosidad, lo que no fue rentable economicamente, por lo que la FPO debio esperar para poder ser puesta en producción.

Los crudos de la faja poseen una ventaja, y es que su viscosidad es baja en comparación con otros crudos pesados con densidad similar, razón por la cual, fue posible bombear crudo desde el yacimiento, obteniendo producciones de unos cientos de barriles sin métodos térmicos, pero se necesitaba más volumen de crudo para justificar las grandes inversiones que debian ejecutarse sobre los campos, es por ello que surgió la necesidad de implementar nuevas tecnologias para influenciar mayor producción.

La primera solución al problema de producción fue aportada por el área de perforación, la cual, por medio de pozos horizontales se obtenia mayores flujos con menor diferencial de presión y una minimización de la producción de arena. Por medio de ésta tecnologia se obtuvo recobros semejantes al uso de pozos verticales con inyección ciclica de vapor.

El siguiente paso en el fortalecimiento de la producción, fue la evolución de las bombas de cavidad progresiva ( BCP ) y las bombas electricas sumergibles ( BES ), con las cuales se puede manejar crudos pesados a grandes volumenes.

La evolución de pozos horizontales a pozos multilaterales marco el siguiente paso y quizas el más significativo, ya que permitió llegar a varias arenas simultáneamente y juntos con BCP y BES, arrojar factores de recobro de un 12% aproximadamente y junto con la incorporación de métodos de recuperación térmica como inyección de vapor ciclica o continua, inyectar emulsiones químicas o la combustión

...