PDVSA desarrolla nueva metodología para el modelado de subsidencia

El modelo aplicado en el campo de Bachaquero Tierra, ubicado al occidente del país, predijo el aumento del factor de recobro de 21% a 32%  con la inyección continua de vapor

Nueva Orleans, 9 de marzo de 2014.- Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) cuenta con una nueva metodología para los casos en que no se disponga de data referencial para planificar la explotación de nuevos yacimientos, que se podrá utilizar en la Faja Petrolífera del Orinoco, de acuerdo a la presentación de Isabel Prieto, de la gerencia de Estudios Integrados del Distrito Lago de PDVSA, en el marco del VI Congreso Mundial de Crudos Pesados (WHOC, por sus siglas en inglés), que se desarrolló del 5 al 7 de marzo en Nueva Orleans, Estados Unidos, con la exposición de 15 trabajos de investigación de la industria petrolera venezolana.

El método presentado, que se aplicó en el campo Bachaquero Tierra, en la Costa Bolívar, del occidente del país, resulta útil para hacer predicciones sobre el comportamiento de los yacimientos frente a los diferentes métodos de recuperación mejorada, como la inyección continua de vapor, SAGD y la inyección alterna de vapor, aún cuando no se disponga de data geomecánica para trabajar con un modelo acoplado.

El modelo propuesto por Prieto se basa en la estimación de las presiones de umbral y compresibilidades de roca a partir de data medida de subsidencia en superficie, con la cual se definen zonas de subsidencia que varían en propiedades de compactación. Esta información se integra a un modelo de flujo de fluido térmico con el que se obtiene el cotejo de la data de producción y de subsidencia.

En el caso de Bachaquero Tierra, la aplicación de esta metodología recomendó la inyección continua de vapor, lo que va a permitir incrementar el factor de recobro de 21% a 32% y maximizar la recuperación de reservas en esa zona, resultados que serán corroborados en una prueba piloto –a iniciarse a finales de 2014- para luego extender la inyección al resto del yacimiento.

Explicó Prieto que cuando no existían pruebas de este tipo para hacer predicciones, los métodos de recuperación se aplicaban de forma empírica, sin conocer los efectos causados por el vapor en el yacimiento, lo cual provocaba consecuencias que podían, incluso, obligar a suspender la explotación en algunos lugares, por la emisión de gases tóxicos, como el ácido sulfídrico y la subsidencia del terreno.

“En el caso de la FPO, un modelo de simulación calibrado y cotejado hará más eficiente la recuperación mejorada”, aseveró Prieto, quien considera que en la Faja deberían iniciarse métodos de recuperación mejorada en el corto plazo, una vez que se hagan las perforaciones y calibraciones pertinentes. “Así  aprovecharíamos las altas presiones que hay en la zona, debido a que es un área relativamente virgen, alargando la vida del yacimiento y maximizando la recuperación de las reservas”.

“La Faja puede considerar mucho de la experiencia de Occidente, que lleva 60 años produciendo petróleo, y 30 años inyectando vapor”, subrayó Prieto. Ambas zonas petroleras poseen además condiciones similares, yacimientos con porosidades y permeabilidades altas y crudos entre 8 y 12°API. “Con los resultados que obtuvimos en Occidente podemos predecir los resultados que tendremos en Faja”.