Venezuela. La acumulación de petróleo pesado más grande del mundo
El primer campo venezolano importante de petróleo pesado, Mene Grande, se descubrió en 1914.
Las areniscas someras que se encuentran a 168 m [550 pies] de profundidad, produjeron petróleo de
10.5°API, con regímenes de hasta 42 m3/d/pozo [264 B/D] por pozo. La inyección de vapor se probó en Mene Grande en 1956, pero el vapor de la formación somera irrumpió en la superficie. La prueba se detuvo, y cuando los pozos inyectores se abrieron para liberar la presión, produjeron petróleo. Esto condujo al descubrimiento fortuito de los beneficios de la inyección cíclica de vapor; técnica a veces denominada huff and puff o de empapado con vapor (steam-soak).
Venezuela posee muchos yacimientos de petróleo pesado, siendo el más importante el depósito de petróleo pesado y ultrapesado más grande del mundo; la Faja del Orinoco de 55,000 km2 [21,240 millas cuadradas]. Un pozo descubridor del año 1935 produjo crudo de 7°API a razón de 6 m3/d [40 B/D], pero la Faja no se estudió en detalle hasta 1968. Estos estudios condujeron a Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA) a realizar una importante campaña de cinco años, durante la cual se evaluaron varias técnicas de producción en frío y caliente. Se comprobó que las propiedades del yacimiento eran típicas de areniscas someras, no consolidadas de petróleo pesado. Las estimaciones originales indicaron que no más del 5% del petróleo de 7 a 10°API originalmente en sitio podría recuperarse sin calentamiento. A fines de la década de 1980, el costo de calentamiento no favoreció la viabilidad comercial de desarrollar la Faja.
Ubicación de la faja de petróleo extra pesado del Orinoco, la Faja Petrolífera del Orinoco comúnmente denominada la Faja. El área se divide en cuatro zonas, explotadas por cuatro compañías que operan bajo un esquema de riesgos compartidos.
Más tarde, varios factores se combinaron para mejorar la situación. El crudo de la Faja posee una viscosidad menor a cualquier densidad API que la mayoría de los petróleos pesados.
Entonces, a pesar de poseer una densidad API extremadamente baja, fue posible bombear petróleo sin el costo de calentamiento y obtener producciones de unos pocos cientos de barriles por día. Se necesitaban producciones más altas para un desarrollo económicamente viable, pero los regímenes de producción más altos provocaban una importante producción de arena y requerían bombas de fondo de pozo más poderosas. Los pozos horizontales resolvieron el primer problema, permitiendo tasas de flujo más altas con menos caída de presión, y por lo tanto, minimizando los problemas de producción de arena.
La producción en frío de los pozos horizontales también podía ofrecer un factor de recuperación similar al de la inyección cíclica de vapor en pozos verticales, a un costo mucho más bajo. A mediados de la década de 1990, los pozos horizontales habían comenzado a resultar efectivos en materia de costos, mientras que las bombas de cavidad progresiva y las eléctricas sumergibles habían evolucionado para manejar crudos pesados y grandes volúmenes. La tecnología resultaba entonces apropiada para el desarrollo comercial del petróleo pesado de la Faja.
Pozo horizontal terminado con un solo tramo lateral. La vista en planta muestra el esquema inicial de desarrollo: dos pozos perforados en dirección este-oeste de 1200 m [3940 pies] de longitud desde la localización de pozos múltiples (pad) drenan dos rectángulos, cada uno de 1600 por 600 m [5249 por 1968 pies]. Estos pozos drenan una arenisca, otros pozos de la misma localización de pozos múltiples están emplazados verticalmente por encima o por debajo para drenar otras areniscas. Dentro del pozo se agrega una línea a la terminación (color negro) para inyectar un diluyente; esto sólo si se instala una bomba eléctrica sumergible.
Referencia:
http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish02/win02/p32_55.pdf
