Polémica tecnología aplicará Pdvsa en el Orinoco

La estatal petrolera ha conseguido duplicar la producción de petróleo por medio de iniciar lo que algunos describen como un “incendio controlado” bajo tierra.

A fin de duplicar la cantidad de petróleo que se puede producir en la Faja Petrolífera del Orinoco, Pdvsa ha anunciado que implementará una tecnología de producción que conlleva un riesgo ambiental mayor a las tecnologías ya existentes.

El jueves, públicamente, el ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez, dijo que Pdvsa buscará incrementar el “factor de recobro” (la cantidad de petróleo que se puede extraer de un número determinado de barriles) de 20% a 40%.

Los métodos de combustión emplean términos tan polémicos como “fireflooding” o “inundación de fuego”, e inclusive en sus notas de prensa ya Pdvsa habla de “unidades de combustión” y “calor en el fondo del pozo”.

Según especialistas de Pdvsa, que han trabajado con estas tecnologías, uno de los riesgos más serios sería la producción de gases tóxicos. Otro riesgo, bastante menos grave, sería la “coquificación” de una parte del petróleo dentro del yacimiento. Esencialmente, una parte del petróleo se carbonizaría al calentarse excesivamente y luego sería imposible recuperarlo.

Factor de recobro: término clave
Hasta el jueves, Pdvsa le insistía a sus nuevos socios en la Faja Petrolífera del Orinoco que le garantizará un factor de recobro mayor al 20%. Pero, después del discurso de Ramírez y de las primeras pruebas con las nuevas tecnologías en caliente, 40% es lo que se quiere.

¿Qué es el factor de recobro? Es el porcentaje de petróleo en sitio que se puede recuperar: un factor de recobro de 20% significa que de cada 100 barriles en el yacimiento sólo 20 son recuperables, pero un factor de recobro del 40% dice que se puede recuperar el doble de petróleo.

“Un buen pozo de Petrocedeño, produce aproximadamente 900 barriles diarios”, pero con un método térmico “podríamos llegar a producir 2.000 barriles de crudo por día”, dice Pdvsa sobre una reciente experiencia con un proyecto piloto de exploración.

La tecnología adecuada aplicada en el yacimiento adecuado incrementó la producción en 222%, y para una compañía petrolera un aumento de producción de este calibre justifica un riesgo ambiental más alto.

Un factor de recobro de 40% significa que la Faja puede producir 550 mil millones de barriles, mientras que un factor de recobro del 20% significa que se pueden producir “solamente” 267mil millones de barriles.

La economía de un proyecto cambia dramáticamente, como se puede ver.

Según una nota de prensa de Pdvsa, el factor de recobro de los campos de Petrocedeño (un proyecto de la Faja Petrolífera del Orinoco) puede elevarse de 8%, que tiene actualmente, a niveles entre 20% y 40% mediante la inyección de vapor, como ya se demostró en el proyecto piloto del campo Bare, donde esta aplicación incrementó el factor de recobro a 38%.

Ya Pdvsa presentó en el V Congreso Mundial de Crudos Pesados, en Aberdeen, Escocia, una tecnología “que puede hacer sustentables los futuros desarrollos de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), en tanto que garantiza el transporte del crudo desde los pozos y las macollas hasta los centros de procesamiento y mejoramiento”.

Un proyecto típico del Orinoco, según estimaciones de Pdvsa, puede tardar de 3 a 5 años con inversiones durante ese período de $6 mil millones para llegar a producir 200.000 barriles diarios.

Pdvsa, ya en 2009, durante el primer Congreso Mundial de Crudo Pesado, en Margarita, dijo que estaba estudiando una tecnología de producción bastante nueva y agresiva: In Situ Combustion, o Combustión en el sitio.

En ese mismo congreso, Hercilio Rivas, entonces presidente de Intevep, del instituto de investigación y desarrollo de Pdvsa, dijo que con In Situ Combustion se podía llegar a tasas de recobro de 60%.

Otros ejecutivos de Pdvsa durante el mismo congreso describieron a In Situ Combustion como “un método muy agresivo, es lo que llamamos un método de última recuperación, ya que carboniza una fracción del petróleo que está dentro del yacimiento y podría el yacimiento quedar dañado”.

Pdvsa no hace mención de riesgo ambiental, pero insiste en que la producción térmica “permite la reducción dramática de la viscosidad del crudo, haciéndolo más liviano y más fácil de levantar, ya sea por procedimientos de levantar”, ya sea por métodos artificiales o naturales.

El factor de recobro de los campos de Petrocedeño puede elevarse de 8%, que tiene actualmente, a niveles entre 20% y 40% mediante la inyección de vapor, como ya se demostró en el proyecto piloto del campo Bare, donde esta aplicación incrementó el factor de recobro a 38%.

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