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:
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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.
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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:
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Se MEJORA (transforma) el petróleo extrapesado en, al menos, 6 a 8 grados API.
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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.
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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.
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Se hace mínima el uso de agua dulce de los acuíferos, porque, mayormente, lo que se necesita es AIRE, el cual abunda.
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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.
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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".
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¿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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
-
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
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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
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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
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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
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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.
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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
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Mathematical modelling of in situ combustion and
gasification.
By Greg Perkins
United kingdom.
2017
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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
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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.
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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.
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Understanding Toe-To-Heel Air Injection Process, Clues
for Future In-Situ Combustion Technologies for Heavy Oil Recovery
Curso, 2018
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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.
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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.
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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
-
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
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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).
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In-situ Thermal Technology – A Historical Overview
Last Updated: March 9, 2021
Posted in: Heavy Oil
Vista Projects
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OIL SANDS TECHNOLOGY ROADMAP
Alberta Chamber of Resources
December, 2003
EdmundoSalazar@Gmail.com