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RETOS DE CRUDOS

PESADOS EN VENEZUELA Y

EL MUNDO

Debido a la declinación de la producción de petróleo convencional o también

denominado petróleo fácil, aunado a esto la necesidad de algunos países

(Venezuela) de restituir sus reservas y los altos precio de la energía, muchas

compañías petroleras están cada vez más interesadas en el petróleo pesado y

extrapesado. Con el pasar del tiempo y con el déficit energético que afronta el

mundo, los yacimientos de petróleo pesado y extrapesado toman un valor

preponderante debido a que estas conforman las reservas mas grandes a nivel

mundial, pero cuya explotación requiere del entendimiento de la geología y

características del yacimiento y por ende la de los fluido presente en el mismo;

para finalmente determinar la tecnología aplicable y rentable en términos

económicos y así incrementar el factor de recobro en estos yacimientos.

Por otra parte, vale la pena incluir en este punto una breve definición del

petróleo pesado, extrapesado e incluso de bitumen que en muchos casos se tiende

a confundir estos términos; esto con el fin de abordar todo lo que involucra el

desarrollo de este tema que hace mención a los retos en reservas, explotación,

tecnología y ambiente.

El petróleo pesado y extrapesado, es aquel petróleo que no fluye con

facilidad debido a las propiedades físicas que presenta, específicamente en cuanto

a su gravedad API y viscosidad, estas propiedades varían de acuerdo al petróleo

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al que se refiera (pesado o extrapesado). De este modo, una definición más clara

para ello sería:

“Mezcla de hidrocarburos, azufre y metales pesados de alta viscosidad. A

condiciones de yacimiento cumple con la definición física de fluido”. (S/A)(S/f)

En referencia al Bitumen, se puntualiza lo siguiente:

“Mezcla de hidrocarburos, azufre y metales pesados de muy alta viscosidad. A

condiciones de yacimiento No cumple con la definición física de fluido”. (S/A)

(S/f):

Actualmente, Venezuela y Canadá son los principales productores

mundiales de crudo pesado y extrapesado; donde el petróleo convencional

representa solo un 30% y el restante corresponde a petróleo pesado, extrapesado,

bitumen y arenas petrolíferas (TAR SANDS).

De manera más detallada, se presentan los porcentajes que corresponden a

la distribución global de recursos petrolíferos en el mundo. (Grafica Nº 1).

Grafica Nº 1: Total de reservas de petróleo del mundo.

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FUENTE: PDVSA (2010)

Es evidente, porque resultan tan atractivas las reservas de petróleo

pesado, extrapesado, bitumen o las arenas petrolíferas para las compañías

petroleras, además de que hoy en día resulta rentable explotar estos yacimientos,

también estos conforman el 70 % de las reservas mundiales. Cabe destacar que un

aproximado entre el 25% al 28% de estas reservas pertenecen a los países de

Venezuela y Canadá.

Con respecto a las reservas probadas en el mundo por regiones, se

establece un total de 1265 MMMBL, (Grafica Nº 2). En otras palabras, se puede

precisar que existe en el mundo grandes volúmenes de hidrocarburos, estos

involucran todas las reservas de petróleo del planeta, excepto los volúmenes de

petróleo presentes en la faja petrolífera del Orinoco en Venezuela.

Grafica Nº 2: Reservas Probadas de Petróleo en el Mundo por Regiones

(MMMBL)

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FUENTE: PDVSA (2010)

Sumado a esto, también se representa las reservas probadas de petróleo en

el mundo por países, (Grafica Nº 3), esto con la finalidad de poder especificar por

individual el posicionamiento de las mayores potencias energéticas a nivel

mundial (Sin las reservas de la Faja).

Grafica Nº 3: Reservas Probadas de Petróleo en el Mundo por Países

(MMMBL).

FUENTE: PDVSA (2010)

Considerando de nuevo, que existen en el mundo muchos países que

representan grandes potencias petroleras, siendo Venezuela una de ellas y

encontrándose allí la más grande e imponente reserva de crudo pesados y

extrapesado como lo es la Faja Petrolífera del Orinoco.

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Dentro de esta perspectiva, se ha llevado a cabo un plan denominado

“Plan Siembra petrolera”, cuyo propósito está orientado a:

“Convertir la faja en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial,

tecnológico y sustentable del país; mediante la valorización y desarrollo óptimo de

sus recursos de hidrocarburos dentro del marco legal vigente y el plan de

desarrollo de la nación”

Este plan enmarca seis ejes estratégicos que involucran al proyecto

Orinoco; nos obstante es necesario introducir ciertas generalidades en cuanto a

historia, tecnologías aplicadas y características que permitan describir a la Faja

Petrolífera del Orinoco desde su comienzo hasta la actualidad.

La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) es el mayor reservorio de crudos

conocido en el mundo. Tiene un área geográfica de más de 55 mil kilómetros

cuadrados y abarca los estados Monagas, Anzoátegui y Guárico.

Martínez A, (2004 ) cita lo siguiente: “En los años de 1935, el geólogo

jefe de la STANDARD OIL DE VENEZUELA, había recomendado al presidente

de la empresa… perforar un pozo exploratorio de campo nuevo, específicamente

el 16 de octubre de 1935 comenzó la perforación del pozo Canoa-1, luego siguió

Suata-1 situado a 17 Km al oeste del pozo Canoa-1, este mostro tres intervalos

gruesos de arena petrolífera, primero a los 180 mts de 12 mts de espesor, el

segundo a los 260mts un solo manto de 15 mts y el tercero por los 260mts con

más de 35mts de espesor. Los resultado obtenidos en los pozos Canoa y Suata,

fueron la causa aparente del inusitado ímpetu de la explotación del campo Faja

del Orinoco durante los años 1939 y 1940” (p. 14).

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Posteriormente, para el año de 1961 inicio la explotación en la Faja,

específicamente en los campos Morichal Jobo. Años más tarde se creó la

Dirección Faja Petrolífera del Orinoco (MEM) y dos años después la Dirección

de Estudio para Hidrocarburos no convencionales (MEM). En 1977 PDVSA,

entrego a sus cuatro filiales operadoras un área de 56.000 Km2 delineado

aleatoriamente, cuatro veces el área del campo, para la evaluación integral de la

acumulación, la investigación de procesos técnicos aplicables a la explotación y

la planificación.” Machete” se le dio a Corpoven, “Zuata” a Maraven, “Hamaca”

a Meneven y “Cerro Negro” a Lagoven. En la actualidad, las mencionadas

áreas de explotación se encuentran dividida en cuatro grandes bloques, siendo

estas de oeste a este: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. En los años de 1987

se realizo la primera prueba técnica de orimulsiónTM.

Los inicios de Orimulsión® se remontan a las investigaciones iniciadas en

1986, conjuntamente por Intevep y la empresa British Petroleum, destinadas a

desarrollar una tecnología que facilitara el transporte de los crudos pesados

presentes en la Faja del Orinoco.

Cabe recordar que el problema por excelencia del crudo extrapesado de la

Faja Petrolífera del Orinoco es su transporte. En efecto, si bien dentro del

yacimiento es un líquido, de allí su clasificación como crudo extrapesado; en la

superficie, a la temperatura ambiental y presión atmosférica, se vuelve pastoso.

Una de las soluciones encontradas para solventar el problema del

transporte de estos crudos, consistió en mezclar mecánicamente el crudo

extrapesado con agua añadiéndose un químico para estabilizar la mezcla; sin este

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aditivo, desde luego, el agua y el petróleo volverían a disociarse. Si bien la idea

básica era así de simple, ponerla en práctica no lo era; tomó años de investigación

científica y técnica de todo un equipo de investigadores y tecnólogos. Estos se

percataron que, aparte de servir el agua como una posible solución al problema de

transporte del crudo extrapesado, la nueva mezcla emulsificada podría servir de

combustible, por ejemplo en una central eléctrica. Se determinó que para este fin

la solución óptima era mezclar 70% de crudo extrapesado con 30% de agua; y es a

esta mezcla que se dio el nombre de Orimulsión.

¿Pero resultaba Rentable el aplicar esta tecnología en la Faja Petrolífera

del Orinoco…? La Faja es el tema por excelencia de la investigación científica y

tecnológica venezolana en el campo de los hidrocarburos. Su fin es, y tiene que

ser, incrementar el valor de la misma, no en disminuirlo. La Orimulsión lo

disminuía sistemáticamente; de allí la acertada decisión del gobierno de desactivar

su producción, aunque sin duda alguna esta tecnología se presentó como un

negocio incomparable…!!

En cuanto a las características geológicas, morfológicas y de yacimientos,

se puntualiza:

la génesis de los hidrocarburos de la faja es el resultado de procesos de

degradación, biodegradación y oxidación.

“Originalmente, cuando la roca generadora producen petróleo crudo, este

no es pesado. Los expertos en geoquímica generalmente coinciden en que

casi todos los petróleos crudos comienzan con densidades de entre 30 a 40

º API”.

Las cuatro quintas parte de los hidrocarburos de la Faja saturan las arenas

desarrolladas, arenas gruesas, que fueron depositadas en los deltas de los

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caudalosos ríos de curso al Norte, que drenaban al escudo guayanes hace

30 millones de años.

El contenido de Vanadio es muy alto, el valor promedio es de 400 partes

por millón de peso, pero en alguno sitio del área de producción del antiguo

Machete, hoy en día Boyacá llega a 1500 ppm.

Otro metal común es el níquel Y el contenido de azufre generalmente está

entre 2,5 y 3,5 %.

Respecto a las características generales de yacimiento que presenta la Faja

Petrolífera del Orinoco (FPO) se pueden citar: (Tabla Nº 1)

Tabla Nº 1: Características de yacimientos de la FPO:

Parámetros Rangos Promedio

Porosidad 15- 35% 32%

Permeabilidad 1-15D 6D

Saturación Inicial de crudo 80-88% 85%

Profundidad 1500-4000 pies 3000 pies

Viscosidad 100-5000 cP 1500cP

Gravedad API 5º-20º 10º

Presión del Yacimiento 650-1700 Lpc 1200Lpc

Temperatura del Yacimiento 105-150 ºF 130 ºF

En mi opinión, las característica petrofísicas que presenta la Faja, son

muy buenas en cuanto al porcentaje de porosidad y permeabilidad, referido a la

saturación de agua podemos considerarla entre un rango de 20 – 12%, y tal como

se puede apreciar en la tabla, las propiedades que presenta el fluido como tal

(petróleo) son propiedades características de un crudo pesado y extrapesado.

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Concerniente al “Plan Siembra Petrolera”, como inicialmente se hizo

mención, involucra seis ejes estratégicos. Este incluye al “proyecto Magna

Reserva” que no es más que el plan de cuantificación certificación de las

reservas presentes el Faja Petrolífera del Orinoco. Con la Cuantificación y

certificación de las mismas se logra:

Fortalecer la base de recurso a nivel nacional.

Sensibilizar hacia el uso de tecnologías para la maximización del factor de

recobro.

Caracterización Geológica y tecnológica de la Faja Petrolífera del

Orinoco.

Concretar visión geopolítica.

Cierre de brechas del recurso humano

Transferencia del conocimiento entre equipos.

Posicionamiento petrolero mundial.

Este proyecto con visión geopolítica, en el que participan 22 países,

permitirá elevar las reservas venezolanas a 316 mil millones de barriles de crudo,

ratificando a Venezuela como el país con la mayor acumulación de hidrocarburo

en el mundo.

Sin embargo, la certificación del volumen de reservas de petróleo en

Venezuela fue por 297 mil millones de barriles entre petróleo convencional y no

convencional, y aun así Venezuela se afianza como el primer país con mayores

reservas de crudo, escoltado por Arabia Saudita, que cuenta con 266 mil millones

de barriles, y detrás de Arabia Saudita se encuentran Irán y Kuwait, de acuerdo a

los datos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

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Es preciso acotar, que solo, 220 mil millones del total de reservas

certificada pertenecen a la Faja del Orinoco, por tal motivo el presidente de la

República Bolivariana de Venezuela, declaro ante los medios:

Chávez, H (2010): “Con estas reservas, hasta hoy y al ritmo de explotaciones que

llevamos, Venezuela tiene petróleo para más de 200 años y no hay país en este

planeta que tenga petróleo para 200 años.

Al posicionarse Venezuela como el país con las mayores reservas de

hidrocarburos a nivel mundial, asume un gran reto en cuanto a tecnología se

refiere, en estas reservas se calcula que posee 1.360 Billones de barriles de

Petróleo Original en Sitio (POES); sus reservas recuperables estimadas, basadas

en un factor de Recobro total de 20% .

Antes de desarrollar el segundo eje estratégico que abarca todo lo

concerniente al “Desarrollo de nuevos negocios”, es conveniente preguntar: ¿Por

qué se certifican las reservas?

Sin duda alguna, existe varios motivos que obligan a las empresas

petroleras cuantificar sus reservas entre ellas podría mencionar:

Para conseguir préstamos en la Banca Privada Internacional.

Para asegurar a los inversionistas foráneos la existencia comprobada de

recursos en un país.

Para poder negociar posiciones políticas y/o económicas con otros países.

Entre otras.

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Evidentemente la certificación de las reservas, representa el primer paso

para poder llevar a cabo el desarrollo de nuevas negociaciones que permita

promover la diversificación del mercado y clientes, fortalecer las relaciones

internacionales, y contribuir al crecimiento de la producción del plan negocio de

la Corporación donde en la actualidad cuenta con cinco empresas mixtas, todas

con mayoría accionaria de 60% por parte de PDVSA. Cuatro de ellas son

producto de la nacionalización en 2007: Petrocedeño (Total y Statoil), Petropiar

(Chevron), Petromonagas (BP), Petrolera Sinovensa (CNPC) y Petromacareo

(Petrovietnam); ésta última producto del Proyecto Orinoco Magna Reserva.

Por otra parte el 40% corresponden a las empresas socias; una regalía de

33,33%; un impuesto sobre la renta de 50%; contribución especial sobre precios

extraordinarios; consolidación de proyectos integrados (producción, mejoramiento

de alta severidad, entre 30 y 42°API y segregación entre 19 y 26°API); desarrollos

de máxima sinergia entre manejo de líquidos y sólidos, almacenamiento y

servicios comunes; posibilidad de desarrollos de otros negocios con 34% de ISLR

en gasificación e hidrógeno, entre otros.

Sobre, la “Estrategia Tecnológica” se garantiza la apropiada explotación

de los recursos energéticos mediante la aplicación de tecnologías que aseguren el

máximo desarrollo en la Faja Petrolífera del Orinoco, cuyos objetivos a alcanzar,

son:

Maximización del Factor de Recobro en los yacimientos de FPO.

Liderazgo mundial en explotación y procesamiento de crudos

pesados y extrapesados.

Independencia tecnológica que permita el desarrollo nacional en

cuanto a tecnología se refiere.

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La visión estratégica engloba, negocios que garanticen desarrollo y

aplicación de tecnología, y esta a su vez permita un posicionamiento tecnológico,

un factor de recobro minino de 20% y profesionales Venezolanos con experiencia

a nivel mundial. Con la elaboración de proyectos pilotos se podrá llagar a estos

fines, teniendo en cuenta que estas pruebas permiten estudiar el comportamiento

de la recuperación y respuesta general de un yacimiento frente a un proceso dado,

pero para ello es necesario definir los objetivos de dicha prueba, ya que

representan el elemento clave para el diseño de un proyecto exitoso.

Se debe pues, implementar tecnologías que permitan el mejor desarrollo

de explotación en las áreas de:

Definición de reservas

Maximizar las áreas de drenaje del yacimiento

Minimizar la caída de presión

Control de arena

Producción optima del yacimiento

Pozos inteligentes

De igual manera, los procesos de producción para la optimización de estos

yacimientos de crudos pesados y extrapesados, comprende tecnología de

producción. He aquí otro reto que debe afrontarse en la Faja Petrolífera del

Orinoco, para poder extraer estos crudos, ya que es necesario implementar

métodos satisfactorios que garanticen una buena producción, bajo costos

considerables. Pero antes surgen unas interrogantes, ¿Por qué tan bajo Factor de

Recobro? Y ¿Que hacer para Incrementarlo?

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El bajo factor de Recobro se debe en primera por la alta viscosidad, este

solo hecho implica baja producción, así como también a la producción de arena,

entre otros elementos. Y el uso de tecnología de avanzada permitirá el incremento

del FR, que este no es más que la cantidad de hidrocarburos que al final de la vida

productiva del reservorio podrá ser extraído en relación al volumen originalmente

presente en el mismo al momento del inicio de la producción. 

Los procesos de producción para los crudos no convencionales, relacionan

métodos de producción en frio y térmicos.

Debe señalarse, que los procesos en frio permiten extraer al hidrocarburo

mediante:

- Inyección de un Diluyente

- Bombeo electro sumergible

- Cavidad progresiva

- Bombeo mecánico

El aplicar algunos de los métodos antes mencionados, resulta ventajoso,

debido al mejoramiento del petróleo en sitio, así como también por las altas tasa

de flujo con menos caída de presión y disminuye los problemas de producción de

arenas por reducción de fricción. De otro modo estos métodos también tienen sus

desventajas, ya que existe riesgo de precipitación de los asfáltenos.

También la producción en frio abarca, tecnologías como CHOPS, que

permite una producción agresiva de arena, esta tecnología es bastante probada con

una alta experiencia a nivel mundial y desarrolla altas tasas de flujo, no obstante

esta genera conflicto en cuanto al tratamiento y disposición de las arenas

producidas asociado además a problemas ambientales.

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Sobre los proceso de producción térmica, se consideran estos los más

factible para la extracción de los crudo no convencionales, debido a que permite

elevar la temperatura o calentar el yacimiento para genera un cambio en la

viscosidad del fluido (petróleo) y ocasionar que este fluya fácilmente a la

superficie.

Entre estos procesos térmicos encontramos:

- Inyección Alterna de Vapor: es un método que permite inyectar y

producir por un solo pozo y se aplica en etapas. Esta tecnología es

reconocida son resultado satisfactorios a nivel mundial y posee

régimen de producción iníciales altos, pero solo acelera la producción

no incrementa el factor de recobro y corre ciertos riesgo como

presencia de H2S y hasta perdida del pozo.

- Inyección Continua de Vapor: se inyecta vapor en forma continua,

en una diversidad de esquemas de espaciamientos y localización, esta

tecnología posee una alta experiencia a nivel mundial y nacional,

flexible para ajustar la tasa de inyección vs el factor de recobro. Entre

sus limitantes se tiene que esta tecnología es sensible a la

heterogeneidad lateral, de igual manera inicialmente presenta una baj

productividad pero una alta producción de H2S que cualquier otro

método de inyección de vapor y requiere de mayor numero de arreglos.

- SAGD: Consiste en perforar un par de pozos horizontales paralelos

entre sí, es decir un pozo por encima del otro. Este es un proceso de

recuperación mejorada que se utiliza para incrementar el recobro de los

yacimientos de crudo pesado y extrapesado.

- VAPEX: se basa en el mismo principio de SAGD, con la diferencia

que se inyecta un solvente miscible. La economía de esta tecnología

depende de la cantidad de solvente recuperado.

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- Combustion en Situ: esta tecnología consiste en inyectar oxigeno al

yacimiento y generar una combustión en el mismo. Resulta ventajosa

esta tecnología debido a que el aire inyectado es libre y se tiene en

abundancia en el ambiente. Es recomendable aplicarlo en yacimientos

agotados.

En lo tocante al siguiente eje que hace mención a “Infraestructuras

Petroleras y No Petroleras”, el estado planea el desarrollo de vías férreas,

vialidades y transporte, suministros eléctricos, hábitat y viviendas, esto en relación

a las infraestructuras no petroleras

De igual manera se prevé, impulsar el quinto eje “Desarrollo Social” que

conduce al mejoramiento de las condiciones de vida de toda la población en

diferentes ámbitos: salud, educación, vivienda, proyectos agroproductivos y

agroindustriales así como también automatización, informática y

telecomunicaciones. Por último un “Modelo de Producción Socialista” que busca

incorporar a las comunidades en un proceso de formación y en la creación de

empresa de propiedad social.

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Referencias Bibliográficas

Martínez, A (2004): Faja del Orinoco. Caracas: Galac

Márquez, H (2010): Faja del Orinoco (Venezuela) entra en el nuevo juego

global. Disponible en: chamosaurio.com/.../petroleo- faja -del-orinoco- venezuela -

entra-en-el-nuevo- juego -global/   -

Hidrocarburos del Orinoco. Disponible en:

www.soberania.org/orimulsion_portada.htm

Venezuela mayor reserva petrolera mundial  gracias a soberanía. Disponible en: www.granma.cubaweb.cu/2011/02/16/interna/artic11.html  

Proyecto Magna Reserva (Certificación de la FPO). Disponible en: www.pdvsa.com/index.php?tpl...sp/...

16

Venezuela cuenta con la mayor reserva de petróleo del mundo. Disponible en:

www.librered.net › Latinoamérica