INTRODUCCION
El siglo XX es el siglo del petróleo. La industria, la alimentación, los
cosméticos, así como múltiples conspiraciones y guerras, han tenido corno
centro el p petróleo y sus derivados. Esto es aún más verdad en Venezuela. La
renta petrolera ha dado al traste con una tradición de agricultura y pobreza y
ha creado en pocos años una sociedad radicalmente diferente.
El petróleo ha sido el principal vehículo para nuestra
inserción en las relaciones internacionales contemporáneas, tanto desde el
punto de vista de nuestra ventaja competitiva como por los efectos secundarios
de esa inserción; modernidad, progreso, industrialización, proteccionismo, e
igualitarismo. Este conjunto de factores han promovido a su vez una cierta
cultura política considerada como estatista, facilista y poca impulsadora de la
actividad privada, la dependencia de la sociedad civil del Estado y la
vulnerabilidad del país ante las oscilaciones de los precios del barril del
petróleo, tanto a nivel mundial como a nivel del barril de petróleo venezolano.
En términos generales y con variados matices, el impacto
del petróleo en el país se ha evaluado negativamente, y se ha aspirado a
"sembrar el petróleo", es decir aprovechar los ingresos petroleros a
fin de diversificar la economía, manteniendo criterios conservacionistas en
relación a la explotación equilibrada de las reservas petroleras. Desde la
perspectiva internacional, Venezuela ha respaldado la acción de los productores
de petróleo a través de la OPEP y ha mantenido al petróleo como una de las
columnas en que se desarrolla su política exterior.
Breve Historia
Bolívar se adelantaba a las consecuencias que podría
traer la explotación de los recursos haciendo énfasis en la conservación de los
mismos.
El petróleo no fue considerado como un producto comercial
durante el periodo de la Colonia y no fue sino hasta 1878, 19 años después del
descubrimiento comercial del petróleo en los Estados Unidos, que se dio inicio
a la primera explotación comercial del petróleo en Venezuela.
Pero en Venezuela se empieza a explotar el petróleo a
partir del 1875, después de un terremoto comienza a salir petróleo en grandes
cantidades por una de las grietas producidas por el movimiento telúrico. Eso
sucedió en la hacienda “La Alquitrana” del Estado Táchira perteneciente al
Señor Manuel Antonio Pulido.
Manuel Antonio pulido obtuvo una concesión de 101
hectáreas en el estado andino del Táchira, al suroeste del Lago de Maracaibo.
En esa zona existían varios rezumaderos y Pulido, junto con 5 socios, formaron
la COMPAÑÍA PETROLIA DEL TACHIRA para explotar la concesión. Uno de los socios
viajo hasta los campos petroleros de Pennsylvania a fin de aprender a perforar
un pozo. A su vuelta, trajo consigo un equipo de perforación, que fue
transportado a través de las montañas en lomo de mula hasta la concesión. El
equipo se averió en el primer intento de
utilizarlo y fue desechado.
Su explotación oficial se inicia a partir de 1875, con la
participación de la compañía Petrolera del Táchira en la hacienda La Alquitrana
localizada en el estado Táchira y el reventón del pozo “Zumaque I” en 1914;
luego es construida la primera refinería en la cual se procesaban productos
como la gasolina, el queroseno y el gasóleo.
El Zumaque I, con una profundidad total de 135 metros
(443 pies) inició exitosamente la producción miocena del campo “Mene Grande”
con 264 barriles diarios de producción de un crudo de 18° API, en flujo
natural. La perforación utilizó cabrias de madera construidas en el sitio y
taladros de percusión; por ello se presentaron graves problemas para dominar la
presión del yacimiento, lo que ocasionó el reventón del pozo. En aquella época,
los reventones eran frecuentes al llegar a los horizontes petrolíferos.
La Historia del Bababui 1 inicia el 7 de mayo de 1883
cuando Horacio R. Hamilton y Jorge A. Philips reciben la concesión para
explotar el Lago de asfalto de Guanoco dicha concesión es transferida a la New
York & Bermúdez Company el 16 de noviembre de de 1885, dicha empresa
explotara el Lago de asfalto de Guanoco y la actividad petrolera de la zona
hasta el año de 1934cuando cesan las actividad de explotación del lago de
Guanoco para el año de 1912 la New York & Bermúdez Company pretende
expandir sus actividades en la zona y cumplir con obligaciones contractuales de
la concesión e inicio actividades de exploración en las cercanías de la
comunidad de Guanoco, así que un año más tarde en el 15 de agosto de 1913 se
logra extraer un petróleo muy pesado del pozo Bababui 1, adicionalmente la New
York & Bermúdez Company perforara unos 16 pozos productores además de otros
20 pozos de poca profundidad (aproximadamente 30 m) dando origen al campo
petrolero de Guanoco. Lamentablemente debido a la alta viscosidad del petróleo
de la de la zona y las complicaciones que se presentaban para su producción se
abandonan los pozos El Barroso II fue parte de la campaña exploratoria de la
empresa Venezuelan Oil Concessions Ltd. (V.O.C) , para aprovechar la concesión
otorgada a Antonio Aranguren en 1906. La VOC había perforado varios pozos
anteriores, el pozo Santa Bárbara I fue el primero perforado en 1913 el cual
resultó seco; el pozo Santa Bárbara II que produjo petróleo con 260 barriles
diarios fue el descubridor del campo La Rosa en 1916, el resultado fue
considerado decepcionante; luego se perforó varios kilómetros mas al norte el
pozo Los Barrosos I, el cual resultó seco (actualmente esos pozos se denominan
R1, R2 y R3). Los Barrosos II fue perforado cerca del Barroso I, comenzando
actividades en mayo de 1922, con un taladro de madera construido en el sitio
que funcionaba a percusión. El taladro se quedó atascado dentro del pozo siendo
necesario contratar a un experto en Estados Unidos para solucionar el problema.
El 22 de diciembre de 1922 cuando se recuperó el pozo este reventó con un
chorro de 40 metros de altura y un caudal de 100.000 barriles diarios, el cual
era visible desde Maracaibo a 45 Km. Tomó 9 días controlar el pozo durante los
cuales llovió petróleo con el mismo caudal sobre Cabimas, llenando de petróleo
los techos y las calles del poblado. El reventón del pozo Barroso II(R4)fue
noticia de primera plana en los principales periódicos del mundo, tanto por la
cantidad como por el potencial que repentinamente demostraban los campos
petrolíferos de Venezuela. En los siguientes años se perforarían cientos de
pozos para explotar el campo La Rosa, y se descubrieron las áreas vecinas de
Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero que se proyectaban al Lago de Maracaibo
resultando un mismo campo gigante el Campo Costanero Bolívar uno de los mayores
a nivel mundial. El Barroso II en si declinó, se secó y fue abandonado, cayendo
en el olvido y siendo parte de los terrenos ocupados por las oleadas de
inmigrantes que llegaron a Cabimas. Su localización fue reencontrada por el
profesor Orlando Méndez de la Universidad Central de Venezuela en los años
1980’s dentro de una casa y recuperada
con la construcción de una plaza y un balancín conmemorativo en el sitio.
A partir de 1922 comienza la explotación petrolera a gran
escala, coaccionando una gran cantidad de eventos que cambiaron drásticamente
el rumbo del país.
La explotación petrolera ha propiciado cambios
significativos en la actividad nacional;
los cambios históricos y políticos, han estado asociados a eventos que
han permitido cada vez mejor manejo de la actividad petrolera nacional, a lo
largo del tiempo; estos han sucedido en distintos períodos gubernamentales,
siendo relevantes los relativos a las concesiones, la nacionalización
petrolera, la apertura petrolera, los convenios.
Posteriormente, con el descubrimiento de los pozos
Barbabui I (campo de Guanoco, Sucre) y Zumaque I (campo Mene Grande, Zulia),
llegaron empresas extranjeras como Creole, Shell, Mobil Oil, Texaco y Royal,
con el fin de explotar los yacimientos descubiertos y de esa manera la
actividad fue consolidada. Para 1928, el «oro negro» pasó a ser el principal
producto exportado y Venezuela se constituyó como uno de los primeros países
exportadores de petróleo.
La principal actividad económica de Venezuela es la
explotación y refinación de petróleo para la exportación y consumo interno. Es
la quinta economía más grande de América Latina, después de Brasil, México,
Argentina y Colombia. El petróleo en Venezuela es procesado, explotado y
comercializado por la industria estatal
Petróleos de Venezuela (PDVSA), La primera ley sobre hidrocarburos,
que aumentó las rentas superficiales, permitió a los propietarios particulares
obtener concesiones en sus tierras, disminuyó el tamaño de las concesiones,
incrementó el área de reservas nacionales ,redujo grandemente la lista de
artículos de libre importación y consagró el principio de reversión de las
instalaciones industriales al Estado, al final del término de la duración de la
concesión.
Para el 31 de diciembre de 1920, desde 1878, se contaron
en Venezuela, propiamente documentados, 1.312 contratos de concesión para
explotación y desarrollo de campos petroleros, 835 de los cuales referidos al
estado Zulia. Con todo ello, apenas 7 campos petroleros (8 contando La
Alquitrana) habían sido descubiertos, 6 en la cuenca de Maracaibo, y Guanoco en
la de Maturín.
Venezuela es un país que basa su economía en la
explotación petrolera, industria nacionalizada en 1976 y gestionada por la
empresa Petróleos de Venezuela S.A.
En mayo de 1977, se denunció la inconveniencia de los
acuerdos secretos de apoyo tecnológico; en junio, el mercado nacional pasó a
ser controlado por las subsidiarias de Petróleos; en octubre, se le confiaron
todos los programas de «la faja» y en noviembre, la Petroquímica pasó a ser
otra filial de Petróleos. La caída de los precios del petróleo y las
dificultades de mercadeo, más la imposibilidad de cumplir los compromisos de la
deuda externa, colocaron el país en situación económica crítica. El 12 de octubre
de 1978, LAGOVEN comenzó la perforación del primer pozo exploratorio en la plataforma
submarina atlántica; CORPOVEN reanudó la búsqueda en la ensenada de La Vela al
mes siguiente y MARAVEN completó, en diciembre, el levantamiento por la técnica
del radar lateral del territorio al norte del paralelo 6º N, e inició un
programa de 3 pozos «estériles» en el golfo Triste. En mayo de 1979, LAGOVEN
descubrió una acumulación gigantesca de gas natural con el pozo Patao núm. 1 en
la cuenca de Margarita del continente venezolano sumergido de la plataforma; en
septiembre, MARAVEN logró el primer hallazgo de petróleo crudo y gas natural en
la cuenca de Cariaco, 30 km al este de la isla Tortuga. Al vencimiento de los
convenios de asistencia tecnológica el 31 de diciembre de 1979, Petróleos y sus
filiales lograron, para los que se renovaron, términos más razonables y
adecuados. Los patrones de rendimiento de las refinerías de El Palito y Amuay
se cambiaron para permitir el procesamiento de mayor proporción de petróleos crudos
pesados, disminuir el volumen de los productos residuales y obtener más
gasolinas y destilados livianos. Al término del primer programa exploratorio de
la plataforma de la cuenca de Margarita, se determinó la existencia de una
provincia gasífera principal; otros descubrimientos de interés se lograron en
la subcuenca de Colón al sureste de la isla de Trinidad y en la cuenca de
Cariaco. La investigación de «la faja» se cerró con el año 1983, comprobándose
la existencia de un inmenso campo de petróleo crudo de peso específico pesado y
extra pesado, y bitumen natural, de magnitud insólita: el campo Faja del
Orinoco. No obstante las dificultades de los mercados internacionales y los
compromisos dentro de la OPEP, que impusieron complicados ajustes, se continuó
la normalidad operativa y la progresividad de la acción. El 21 de abril de1982,
con la firma de un contrato principal y 18 convenios suplementarios con la Veba
Oel de Alemania, Petróleos de Venezuela comenzó la política de
internacionalización de sus actividades. Al final de 1983, por primera vez en
30 años, las operaciones de la industria petroquímica mostraron un balance
financiero positivo. El 13 de julio de 1984, la filial CORPOVEN descubrió
depósitos comerciales de petróleo crudo de peso específico liviano en la
subcuenca de Apure, 3 km al N del río Arauca. El primer programa de sísmica
tridimensional se completó en la cuenca de Maracaibo en 1984. Petróleos de
Venezuela arrendó por 5 años la refinería de Curazao el 25 de noviembre de
1985. La primera adquisición de la casa matriz petrolera nacional en Estados
Unidos fue la compra de la mitad de la Citgo Petroleum, el 5 de febrero de
1986; días después, el 14, la filial operadora LAGOVEN descubrió en la cuenca
de Maturín con el pozo exploratorio El Furrial núm. 1 campos gigantescos
profundos de petróleo crudo de peso específico mediano. Por mandato del
Ejecutivo Nacional, El 28 de abril de 1986 Petróleos compró a la Corporación de
Desarrollo del Zulia y el Fondo de Inversiones de Venezuela la empresa CARBOZULIA,
para explotar los potentes mantos de carbón de la formación Paso Diablo en el
valle medio del río Guanare, 70 km al NO de Maracaibo.
El 15 de septiembre de 1986, el gobierno de Jaime
Lusinchi convino la transacción con las anteriores concesionarias, por reparos
formulados por el contralor general. El nuevo combustible orimulsión, emulsión
estable del bitumen natural del campo Faja del Orinoco en agua, utilizable en
la quema directa para la generación eléctrica, comenzó a ser comercializado mundialmente
en 1990. El Ministerio de Energía y Minas solicitó de Petróleos de Venezuela el
21 de septiembre de 1990 la reactivación de los campos marginales, mediante
convenios operativos con empresas privadas, y el 18 de julio de 1991 dictó las
normas legales de la política de industrialización de los hidrocarburos. El
levantamiento sísmico del área inexplorada Pantano Oriental de la cuenca de
Maturín terminó en 1992.Durante 1994 y 1995, LAGOVEN y CORPOVEN convinieron con
petroleras de Estados Unidos proyectos similares para desarrollar el petróleo
crudo extra pesado del campo Faja del Orinoco. La CVP fue reactivada el 14 de
julio de 1995 y enero de 1996 contrató 8 bloques que le fueron asignados por el
Ejecutivo, con una superficie total de 1.500 ha, con 14 Empresas de Europa, Estados Unidos y
Venezuela, Para la explotación a Venezuela, para la exploración a riesgo y
eventual producción bajo el esquema de ganancias compartidas.
El 17 de enero de
1996 la Organización Mundial del Comercio, con sede en Ginebra (Suiza),
dictaminó a favor de Venezuela la demanda incoada contra Estados Unidos por
discriminación a la importación de gasolinas. Petróleos de Venezuela está
considerada la segunda transnacional petrolera del mundo. Venezuela ha
producido, al 31 de diciembre de 1995, una de cada 8 t de petróleo crudo del
mundo, desde que la industria comenzó hace 135 años. A.R.M
Las Tres Rondas Petroleras
La primera ronda
Se llevó a cabo en 1992, la cual otorgaba contratos de explotación de
campos maduros con condiciones muy restringidas, que no permitían exploración a
niveles diferentes de los originales explotados, y pagaban un estipendio por la
producción obtenida para cubrir los gastos de operación y el beneficio del
contratista.
Hay que resaltar que durante la primera ronda, en la cual se licitaron
campos con yacimientos de crudo livianos y medianos, se establecieron
limitaciones de profundidad que llegaban hasta el nivel en el cual dichos
yacimientos, habían sido previamente explotados.
La segunda ronda
Se llevó a cabo en el año 1993, donde
trabajó con condiciones parecidas a la primera, pero permitió operar
otros horizontes a profundidades diferentes. Estas instalaciones pasan a
propiedad de la nación al final del contrato, y todas las operaciones son controladas
rigurosamente con la empresa filial, a la cual está asignado el campo otorgado
en contrato operativo. En la segunda ronda, ya se trataba de Campos Marginales
inactivos y activos; pero cuando se entregó por adjudicación directa el campo
Boscán en 1995, éste producía 80 MBD, con lo que difícilmente puede calificarse
como campo marginal.
La tercera ronda
Se llevó a cabo en el año 1997, se requirió de los contratistas el pago de
un factor de valoración del campo, para obtener el contrato. Los campos
otorgados tienen un mayor volumen de reservas probadas y la modalidad de
contratación establece, que el valor de la producción se destina inicialmente
al pago de las inversiones hechas por el contratista.
La Explotación
Es una operación que consiste en la extracción de
petróleo, utilizando los métodos necesarios para que dicha extracción sea
satisfactoria, tanto durante el proceso como los resultados que una vez
finalizada la extracción son obtenidos, se busca que el recurso, en este caso
el petróleo, sea obtenido con la densidad y las características adecuadas.
Es a través de la explotación que se desarrollan los descubrimientos hechos
durante las fases de exploración.
La explotación se inicia con los estudios de geología e ingeniería para
definir las acumulaciones petrolíferas, que luego se desarrollaran a través de
la perforación de pozos y la construcción de instalaciones conexas de
producción. Incluyen, así mismos, las
actividades de extracción, manejo y tratamiento de hidrocarburos.
Fases de la Explotación
Petrolera
El petróleo, tal como se encuentra en las profundidades de la Tierra, no
tiene prácticamente ninguna utilidad. El inestable valor que posee lo va
adquiriendo a través de las fases de su
explotación industrial, que se enumeran a continuación:
Prospección
Es una combinación de estudios
geológicos, en los cuales se estudia el terreno para posibles futuras
extracciones (mediante imágenes aéreas del terreno), y estudios geofísicos ya sean de tipo gravimétrico, magnético o
sísmico, los cuales son útiles para determinar la presencia de rocas porosas y poco
densas que pudieran contener petróleo. Esta tarea debe iniciarse por la
búsqueda de una roca cuya formación se haya realizado en medio propicio, dicha
roca debe ser lo suficientemente porosa para almacenar una cantidad rentable de
líquido, el tercer requisito es la localización de las trampas que hayan
permitido la concentración de petróleo en puntos determinados de ella. Los
procedimientos de investigación se inician con el estudio de bibliografía y
cartografía del sector, seguido luego por sondeos geológicos. Entonces, para
encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca
sedimentaria con esquistos ricos en materia orgánica que lleven enterrados el
suficiente tiempo para que se haya formado petróleo (desde unas decenas de
millones de años hasta 100 millones de años). Además, el petróleo tiene que
haber ascendido hasta depósitos porosos capaces de contener grandes cantidades
de líquido. La existencia de petróleo crudo en la corteza terrestre se ve
limitada por estas condiciones, que deben cumplirse. Sin embargo, los geólogos
y geofísicos especializados en petróleo disponen de numerosos medios para
identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, la confección de
mapas de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite
interpretar las características geológicas del subsuelo, y esta información
puede verse complementada por datos obtenidos perforando la corteza y
extrayendo testigos o muestras de las capas rocosas.
Por otra parte, las
técnicas de prospección sísmica —que estudian de forma cada vez más precisa la
reflexión y refracción de las ondas de sonido propagadas a través de la Tierra—
revelan detalles de la estructura e interrelación de las distintas capas
subterráneas. Pero, en último término, la única forma de demostrar la
existencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo. De hecho, casi
todas las zonas petroleras del mundo fueron identificadas en un principio por
la presencia de filtraciones superficiales, y la mayoría de los yacimientos fueron
descubiertos por prospectores particulares que se basaban más en la intuición
que en la ciencia.
Sondeo y extracción
Suponiendo que se haya conseguido encontrar petróleo, el siguiente paso
es hacer varias perforaciones para determinar la magnitud de yacimiento, capas
de agua, de gas o espesor y porosidad de la roca. Como es imposible drenar todo
el yacimiento con ése primer pozo, hay que perforar toda una serie de sondeos
para delimitar el yacimiento y posteriormente producirlo ya que no se encuentra
como un gran pozo sino como estratos de rocas porosas empapados en petróleo,
gas y agua salada (como una esponja mojada), colocando en lugar de las torres
de perforación, unas bombas de extracción. Además, debido a que los gases que
contiene la bolsa a veces son insuficientes para ayudar a sacar el petróleo, a
menudo se debe insuflar agua a presión al yacimiento para que el crudo salga
con suficiente fuerza hasta el exterior. Hay que decir como dato estadístico
que solo 1 de cada 50 perforaciones resulta satisfactoria. Imagen 1.1. Una vez
extraído, se somete a una estabilización, en la cual el crudo se separa del
agua y de los sólidos.
Métodos de Explotación
Tradicionales
Método Horizontal
Historia del método
horizontal
El concepto de
perforación horizontal es relativamente nuevo, se remonta al menos al 8 de
septiembre de 1891, cuando la primera patente de los EE.UU. para el uso de ejes
flexibles para rotar barrenas de perforación fue emitida a John Campbell
Smalley (número de patente 459152). Mientras que la aplicación principal se
describe en la patente era dental, la patente también comprende el uso de ejes
flexibles en escalas físicas mucho más grandes y más pesadas tales como, por
ejemplo, los utilizados para taladrar agujeros en placas de calderas u otros
tipos de trabajo pesado. Los ejes flexibles o cables que se emplean
habitualmente en perforaciones petrolíferas verticales no se pueden doblar para
hacer curvas de radio corto.
El primer
registro de un verdadero pozo de extracción realizado mediante perforación
horizontal, se perforó cerca de Texon, Texas, y se completó en 1929. Se perforó
otro yacimiento de petróleo utilizando este sistema en 1944, en Franklin,
Venango County, Pennsylvania, a una profundidad de 150 metros. China probó la
perforación horizontal en 1957 y más tarde la Unión Soviética también probó la
técnica. Generalmente, sin embargo, se produjeron pocas aplicaciones práctica
hasta la década de 1980, cuando el advenimiento de la mejora del pozo de perforación
y los motores de la invención del equipo de telemetría de fondo de pozo, hizo
que la tecnología comercialmente viable.
Las pruebas de que la perforación horizontal podía realizarse con éxito se
llevaron a cabo entre 1980 y 1983 por la empresa francesa Elf Aquitaine en
cuatro pozos horizontales perforados en el suroeste de Francia e Italia en alta
mar. La creación de perforación de pozos utilizando técnicas horizontales se
llevó a cabo posteriormente por British Petroleum en Prudhoe Bay de Alaska, en
un intento exitoso para reducir al mínimo el agua no deseado y la producción de
gas.
Siguiendo el ejemplo de estos éxitos iniciales, la primera generación de
perforación horizontal moderna se expandió rápidamente en formaciones
naturalmente fracturadas, tales como las de tiza de Texas en Austin y pizarra
en Bakken de Dakota del Norte.
La segunda generación de perforación horizontal es un resultado de la
mejora del desplazamiento horizontal, creciendo significativamente. Como los
operadores y los contratistas de perforación y servicio han diseñado, probado y
perfeccionado sus procedimientos y el equipo se ha mejorado, los desplazamientos
horizontales alcanzables rápidamente pasaron de 120 metros a más de 2400
metros. La segunda generación de aplicaciones de la tecnología de perforación
horizontal han incluido la perforación de trampas estratigráficas, depósitos
heterogéneos, yacimientos de carbón (para producir su contenido de metano) y
pozos de inyección de fluidos para aumentar las tasas de producción.
La tercera generación de las técnicas de perforación horizontal permiten
alcanzar longitudes horizontales mucho mayores, más profundas y la colocación
más precisa de múltiples orificios horizontales para explotar fuentes de roca
fracturada (donde se acopla con la nueva tecnología de fracturación hidráulica)
y pozos de inyección de calor (las arenas petrolíferas canadienses de drenaje por
gravedad asistida por vapor de agua) destinados a impulsar las tasas de
producción y los factores de recuperación.
Beneficio del método
horizontal
En primer lugar, los operadores son a menudo capaces de explotar un
yacimiento con un número significativamente menor de pozos, ya que cada pozo
horizontal puede drenar un volumen mayor que un pozo vertical. La superficie
total utilizada de una operación de petróleo o gas puede reducirse mediante el
uso de pozos horizontales.
En segundo lugar, el uso de un pozo horizontal puede revertir o retrasar
significativamente la aparición de problemas de producción que provocan tasas
de producción bajas, baja eficiencia de extracción y/o abandono prematuro. La
perforación horizontal puede mejorar significativamente la recuperación de
petróleo y gas, así como el retorno de inversión y la rentabilidad total.
En tercer lugar, teniendo el pozo entubado durante la perforación de la
sección horizontal permite a los operadores utilizar fluido de perforación de
menor densidad. Incluso se pueden permitir la extracción durante las
operaciones de perforación, impidiendo la mayor parte del daño que normalmente
se produce cuando la densidad del líquido de perforación debe ser
suficientemente alta para mantener la presión pozo mayor que la presión de
formación.
Para qué sirve el método horizontal
La mayoría de yacimientos de petróleo y gas son mucho más amplios que sus
dimensiones horizontales en su vertical. El perforar un pozo que intersecta
dicho depósito en paralelo a su plano, es decir, la perforación horizontal,
necesita perforar una mayor longitud que con una perforación vertical
convencional.
Las consecución de los objetivos técnicos a través de técnicas de
perforación horizontal, tiene un precio. Un pozo horizontal puede llegar a
costar hasta 300 por ciento más para perforarlo y comenzar la extracción que un
pozo vertical convencional.
Debido a su alto costo, la perforación horizontal se limita actualmente a
situaciones en las que los pozos verticales no serían tan rentables por otros
costes independientes de la perforación. En un depósito de petróleo que tiene
una buena permeabilidad de matriz en todas las direcciones, sin peligros por
bolsas de gas o agua, la perforación de pozos horizontales probablemente serían
poco rentables, ya que una buena extracción vertical podría lograr aprovechar
mejor el pozo por un menor precio. Pero cuando la permeabilidad de matriz es
baja en la roca del yacimiento (especialmente en el plano horizontal), o cuando
existan el peligro de gas o agua que puedan interferir con la extracción, la
perforación horizontal se convierte en una opción económicamente viable.
En qué consiste
este método
La parte vertical inicial de un pozo horizontal, a menos que muy sea corta,
típicamente se perfora utilizando la misma técnica de perforación rotatoria que
se utiliza para perforar pozos más verticales, en el que la sarta de
perforación se hace girar en la superficie. La sarta de perforación consta de
muchas articulaciones de tubería de perforación de aleación de acero, collares
de perforación y la broca en sí.
Desde el punto de inicio hasta el punto de entrada de la sección curvada de
un pozo de perforación horizontal, se perfora utilizando un motor hidráulico
montado directamente encima de la broca y accionado por el fluido de
perforación. La broca girarse por el motor hidráulico sin girar la tubería de
perforación desde el motor a la superficie. La dirección del agujero se logra
mediante el empleo de un motor de fondo direccionable. Al orientar la curva en
el motor y al perforar sin girar el tubo, el orificio se puede dirigir,
haciendo una curva que transforma la perforación vertical a horizontal e
incluso puede cambiar la dirección a la izquierda o la derecha. La sección
curvada tiene típicamente un radio de entre 100 y 150 metros.
Los instrumentos de perforación transmiten diversas lecturas del sensor a
los operadores que están en la superficie. Como mínimo, los sensores
proporcionan el azimut (dirección respecto al norte) y la inclinación (ángulo
relativo a la vertical) de la perforación. Los instrumentos modernos para la
perforación permiten a los operarios de perforación direccional calcular la
posición (las coordenadas x, y, z) de la broca en todo momento. A veces se
incluyen sensores adicionales en la sarta de perforación.
Estos sensores pueden proporcionar información sobre el medio ambiente de
fondo de pozo (por ejemplo, la temperatura, la presión, el peso de la broca, la
velocidad de rotación de la broca y el ángulo de perforación). También pueden
mostrar varias medidas de las características físicas de la roca que lo rodea
como la radiactividad natural y la resistencia eléctrica, similares a los
obtenidos por la extracción vertical, pero en este caso obtienen sus datos en tiempo
real durante la perforación. La información se transmite a la superficie a
través de pequeñas fluctuaciones en la presión del fluido de perforación en el
interior del tubo de perforación.
El sistema a percusión
La
industria petrolera comenzó en 1859 utilizando el método de perforación a
percusión, llamado también “a cable”. Se identificó con estos dos nombres
porque para desmenuzar las formaciones se utilizó una barra de configuración,
diámetro y peso adecuado, sobre la cual se enrosca una sección adicional
metálica fuerte para darle más peso, rigidez y estabilidad. Por encima de esta
pieza se enrosca un percutor eslabonado para hacer efectivo el momento de
impacto (altura x peso) de la barra contra la roca. Al tope del percutor va
conectado el cable de perforación. Las herramientas se hacen subir una cierta
distancia para luego dejarlas caer libremente y violentamente sobre el fondo
del hoyo. Esta acción repetitiva desmenuza la roca y ahonda el hoyo.
Ventajas y desventajas de la perforación a percusión
El uso
de la perforación a percusión fue dominante hasta la primera década del siglo
XX, cuando se estrenó el sistema de perforación rotatoria. Muchos de los
iniciados en la perforación a percusión consideraron que para perforar a
profundidad somera en formaciones duras, este sistema era el mejor. Además,
recalcaban que se podía tomar muestras grandes y fidedignas de la roca
desmenuzada del fondo del hoyo. Consideraron que esta perforación en seco no
perjudicaba las características de la roca expuesta en la pared del hoyo.
Argumentaron también que era más económico. Sin embargo, la perforación a
percusión es lenta cuando se trata de rocas muy duras y en formaciones blandas
la efectividad de la barra disminuye considerablemente. La circularidad del hoyo
no es lisa por la falta de control sobre el giro de la barra al caer al fondo.
Aunque la fuerza con que la barra golpea el fondo es poderosa, hay que tomar en
cuenta que la gran cantidad de material desmenuzado en el fondo del hoyo
disminuye la efectividad del golpeteo y reduce el avance de la perforación. Si
el hoyo no es achicado oportunamente y se continúa golpeando el material ya
desmenuzado lo que se está haciendo es volver polvillo ese material. Como se
perfora en seco, el método no ofrece sostén para la pared del hoyo y, por ende,
protección contra formaciones que por presión interna expelen sus fluidos hacia
el hoyo y luego, posiblemente, hasta la superficie. De allí la facilidad con
que se producían reventones, o sea, el flujo incontrolable de los pozos al
penetrar la barra un estrato petrolífero o uno cargado de agua y/o gas con
excesiva presión. No obstante todo lo que positiva o negativamente se diga
sobre el método de perforación a percusión, la realidad es que por más de
setenta años fue utilizado provechosamente por la industria.
Método de rotación
Consiste en un sistema de tubos acoplados unos a continuación de otros que,
impulsados por un motor, van girando y perforando hacia abajo. En el extremo se
halla una broca o trépano con dientes que rompen la roca, cuchillas que la
separan y diamantes que la perforan, dependiendo del tipo de terreno. Además,
existe un sistema de polea móvil del que se suspende el conjunto de los tubos
que impide que todo el peso de los pozos tenga profundidades de miles de
metros.
Bombeo del petróleo
Éste método se usa en caso de que no exista presión subterránea en el
yacimiento el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una bomba de
balancín (cabeza de caballo) cuyo lento movimiento alternativo es transmitido
por un juego de tubos al pistón situado en el fondo del pozo. Llegado a la
superficie, el petróleo bruto pasa a una estación de “limpiado”. El petróleo
extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por
lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación
y almacenamiento.
Inyección de agua
Para aumentar la rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema
de inyección de agua mediante pozos paralelos. Mientras que
de un pozo se extrae petróleo, en otro realizado cerca del anterior se
inyecta agua en la bolsa, lo que provoca que la presión no baje y el petróleo siga siendo empujado a la superficie, y de una manera más rentable que las bombas.
de un pozo se extrae petróleo, en otro realizado cerca del anterior se
inyecta agua en la bolsa, lo que provoca que la presión no baje y el petróleo siga siendo empujado a la superficie, y de una manera más rentable que las bombas.
Este sistema permite aumentar la posibilidad de explotación de un pozo
hasta, aproximadamente, un 33% de su capacidad. Dependiendo de las
características del terreno, esta eficiencia llega al 60%.
Inyección de vapor
En yacimientos con petróleo muy viscoso (con textura de cera) se utiliza la
inyección de vapor, en lugar de agua, lo que permite conseguir dos efectos:
1.) Por un lado, se
aumenta, igual que con el agua, la presión de la bolsa de crudo para que siga
ascendiendo libremente.
2.) Por otro, el vapor
reduce la viscosidad del crudo, con lo se hace más sencilla su extracción, ya
que fluye más deprisa.
Extracción en el mar
El avance en las técnicas de perforación ha permitido que se puedan
desarrollar pozos desde plataformas situadas en el mar (off-shore), en aguas de
una profundidad de varios cientos de metros.
En ellos, para facilitar la extracción de la roca perforada se hace
circular constantemente lodo a través del tubo de perforación y un sistema de
toberas en la propia broca.
Con ello, se han conseguido perforar pozos de 6.400 metros de profundidad
desde el nivel del mar, lo que ha permitido acceder a una parte importante de
las reservas mundiales de petróleo.
Avanzados
Sistema Rotativo Direccional
Petróleos de Venezuela S.A. a través del Distrito Maracaibo, en el estado Zulia,
al Occidente del País, implemento el Sistema Rotativo Direccional o Rotary
Steerable System (RSS), una avanzada tecnología que permite la rotación
continua de la columna de perforación, mientras se controla la dirección de la
mecha, lo que ayuda a garantizar la construcción de un pozo perfecto.
Los sistemas rotativos direccionales abren nuevos horizontes en la
planificación de los pozos, en el manejo de los yacimientos e incluso en el
desarrollo de los campos petroleros.En Venezuela, el pozo UD 756, del Campo
Urdaneta Oeste, al noroeste en la cuenca del Lago de Maracaibo, fue el primero
en el país donde se perforaron 2.000 pies de sección lateral, utilizando el
RSS.
Actualmente, este pozo se encuentra en la fase de competición gracias a la
herramienta de perforación que garantizo un hoyo en calibre, perfectamente
liso.
El Sistema Rotativo Direccional permite optimar la perforación de pozos y
acortar el proceso pues, lo que anteriormente se demoraba 40 días, con la
tecnología RSS tomó unos 15 días, lo que representa un ahorro significativo
para la empresa.
Es importante destacar que la perforación del pozo UD 756, con este
novedoso mecanismo, fue producto de un arduo trabajo en conjunto, producto de
la coordinación de los equipos de especialistas en geología, yacimiento y
perforación de la Unidad de Explotación Urdaneta Lago.
Con esta tecnología se estima aumentar la producción de 800 barriles netos
por día (BNPD) a 1.200 BNPD, lo que permite cumplir con las metas del Plan
Siembra Petrolera, el cual estima alcanzar una producción de 5 millones 847 mil
barriles diarios para el año 2012.
Método de Gas lisp
Consiste en inyectarle gas al crudo directamente
Lisp: es gas comprimido son como 1000 libras pero este sirve solo para crudo liviano, el proceso se realiza introduciendo el tubo en el hoyo con el gas y este gas hace que cuando toque el crudo suba inmediatamente.
Lisp: es gas comprimido son como 1000 libras pero este sirve solo para crudo liviano, el proceso se realiza introduciendo el tubo en el hoyo con el gas y este gas hace que cuando toque el crudo suba inmediatamente.
Método BPC
Para los extra pesados se utiliza (BCP) bomba caída progresiva este funciona de
la siguiente manera se introduce un tornillo y mientras gira sube el petróleo.
También se utiliza el vapor de agua
, el agua caliente entra en e l tubo y hace y hace presión y sale el crudo ,lo
que está alrededor del tubo y el hoyo se llaman keisen y el tubo se llama
cabezal
Bomba electro sumergible este se utiliza para crudo liviano también se llama electrónica
También hay posos de gas natural y automáticamente al perforarlos sale el crudo.
Bomba electro sumergible este se utiliza para crudo liviano también se llama electrónica
También hay posos de gas natural y automáticamente al perforarlos sale el crudo.
Imagen 1.2. Pozo de Explotación y Pozo de reinyección.
TRAMPAS
Una trampa petrolífera o trampa de petróleo es una
estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del
petróleo, manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de
una roca permeable subterránea. El petróleo así acumulado constituye un
yacimiento petrolífero secundario y la roca cuyos poros lo contienen se
denomina roca almacén.
El petróleo se compone de un conjunto de numerosas
sustancias líquidas distintas, los hidrocarburos, que son menos densos que el
agua, por lo que tienden a flotar en ella. Esto produce un movimiento de
migración del petróleo desde el momento que se forma, a partir de restos de
plancton, hacia la superficie del suelo, viajando a través de los poros de
rocas permeables. Una vez que aflora a la superficie, formando la llamada
fuente o manantial de petróleo, va desapareciendo con los años, pues los
volátiles escapan a la atmósfera y el resto de hidrocarburos van siendo
degradados por microorganismos que se alimentan de ellos, pasando de ahí al
resto de la cadena trófica de los ecosistemas.
Los detalles estructurales y génesis de los yacimientos
petrolíferos ha sido una de las ramas de la geología más estudiada y de la que
se tienen más datos, debido a la enorme importancia que ha tenido para la
humanidad la búsqueda y extracción de este recurso natural.
Trampas estratigráficas
Se forman cuando, en una sucesión estratigráfica, las
capas suprayacentes a una capa porosa son impermeables, sellándola e impidiendo
el flujo del petróleo. En todos los casos los hidrocarburos fluyen hacia la
parte superior de la roca almacén.
Por cambios laterales de facies: por acuñamiento y
desaparición lateral de capas porosas o por cambios en la porosidad de una
misma capa; de este tipo son el 7% de las trampas. En esta categoría pueden
entrar las facies arrecifales, debidas a corales, arqueociatos, rudistas, etc.,
que suelen mostrar una alta porosidad y bruscos cambios de facies; representan
el 3% de las trampas conocidas. Las discordancias pueden asimismo formar
trampas al petróleo, cuando disectan una capa porosa y son cubiertas por
materiales impermeables. Suponen el 3% de las trampas.
Trampas estructurales.
Cuando la causa es tectónica. Puede ser una falla (1% de las
trampas) que ponga en contacto una roca impermeable con otra porosa,
produciendo un escalón en donde se acumula el petróleo, o más frecuentemente
por un pliegue anticlinal, que forma un recipiente invertido en el que queda
atrapado el petróleo en su lenta huida hacia la superficie. Los anticlinales suponen
el 80% de las trampas. También son trampas de tipo estructural las
acumulaciones de petróleo que se pueden producir asociadas a las estructuras
periféricas de un domo salino.
Trampas Mixtas
Están formadas por la combinación de trampas
estratigráficas y trampas estructurales. Suponen el 6% de las trampas
petrolíferas.
Trampa de rocas bituminosas
A veces la concentración es tan alta que los gases
comprimen con fuerza, y sumado esto a la compresión por las fuerzas tectónicas
provoca que las capas superior e inferior de arcillas o margas terminen por
empaparse de petróleo a pesar de su resistencia a la permeabilidad,
transformándose en lo que se denomina rocas bituminosas o esquistos
bituminosos.
La misma resistencia que ofrecen a coger petróleo la
presentan a dejar escapar el petróleo que contienen, por lo que este recurso
natural no ha sido tradicionalmente considerado como reserva natural de
petróleo por la industria extractora de crudo. El avance futuro de la
tecnología y el previsible aumento del precio del petróleo conforme se vaya
agotando en el futuro podría convertir en económicamente rentable la extracción
a partir de rocas bituminosas, aumentando así en gran medida las reservas
mundiales de este importante y cada vez más escaso recurso natural.
Producción
simultanea de varios yacimientos.
La modalidad de producción simultanea.
Se define la producción simultánea como la práctica
de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente
por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de producción
secuencial en que los pozos-zonas son producidos separadamente, uno después de
la otra.
Siempre y cuando la presión de producción de fondo
del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimientos de cada uno
de los pozos-zonas, esto aportara fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos
de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar fluidos cruzados entre los
pozos-zonas en función de los diferenciales
de presión entre ellas. Pero así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante
el lapso del cierre, igualmente restituirá al pozo el volumen tomando, una vez
reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que
exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual
constituye una condición indispensable para proceder con la producción
simultánea.
Los pozo-zona sujetos a ser producidas
simultáneamente pueden ser acumulaciones independientes o acumulaciones conectadas
a un acuífero común (unidad hidráulica).
Las recomendaciones más relevantes generadas de
dicha producción simultánea fueron entre otras:
A.
La motivación
fundamental de la modalidad de producción conjunta es económica.
B.
Masificar los
proyectos de producción conjunta para incrementar las reservas y el potencial
de producción.
C.
Para la aprobación
de proyectos es fundamental demostrar la compatibilidad de los fluidos a ser
extraídos y la compatibilidad de las presiones de los yacimientos referidas a
un plano común.
D.
Se debe evitar
daños a los yacimientos
E.
Implementar un
procedimiento flexible para el sometimiento de proyectos de este tipo al MEM.
F.
La producción
conjunta puede aplicarse todo tipo de método de producción bien sea flujo
natural o levantamiento artificial.
Cuencas y pozos explotados
actualmente en Venezuela.
Cuenca Zulia-Falcón: Esta ubicada en la parte noroccidental
del país. Limita al norte con la zona limítrofe de la guajira, al
sureste con la cordillera de los andes y el tramo central de la cordillera de
la costa; al noroeste con el mar Caribe; y al oeste con la sierra de Perijá. Es
el más importante, pues es aquí donde se concentra el mayor volumen de
producción y reservas de hidrocarburos. En Falcón su capacidad de producción es
de 1,7 millones de barriles diarios de crudo. Los pozos que están siendo
explotados actualmente son:
En Zulia: Lagunillas, Tía Juana, Barraquero, La Paz, Lama, Cabimas, Mene Grande, Las
Manuelas, Boscan, Concepción.
En Falcón: Mene media, Hombre pintado, Mene Mauroa, Tiguaje.
Cuenca Barinas-Apure: tiene una extensión de 87.000 km2, integrada por los estados Apure,
Barinas y Portuguesa. Limita al noreste con los andes venezolanos; al sureste
con escudo guayanés; al sureste con el arco de baúl; y al suroeste con los
llanos orientales de Colombia. cuenta con 350 pozos activos y una capacidad de
producción de 166 millones de barriles diarios. Los pozos que están siendo
explotados actualmente son: Hato Viejo, Maporal, Silvan, Páez, Sinco, Silvestre.
Cuenca oriental: ocupa los estados Anzoátegui, Monagas, Guarico, Sucre y Delta Amacuro, se
extiende 153000 km2 desde el Arco de El Baúl, al oeste, hasta el golfo de paria
y el océano atlántico, al este. Es la más extensa y la importante porque en
ella se encuentra La Faja Petrolífera Del Orinoco. Los pozos que están siendo
explotados actualmente son:
En Anzoátegui: Oficina, Guara, Santa rosa, Nipa, Merey, Dación, Leona, Yoaples.
En Monagas: Lobo, Acema, Pilón, Quiriquire, Oritupano, Morichal.
En Guárico: Budare, Las mercedes, Gabán, Ruiz, Barzo.
En Delta Amacuro: Tucupita, Perdenales.
Faja petrolífera del Orinoco
Se encuentra localizada al norte del río Orinoco ocupando la zona sur da la
cuenca oriental de Venezuela con aproximadamente 50.000km2. Esta faja posee
grandes reservas de crudo pesado y extra pesado, una de las áreas petroleras
mas potencial del mundo con una reserva aproximada de 700.000 millones de
barriles de crudo, de los cuales actualmente solo se podrán extraer 100.000 con
la tecnología actual, pues en el mundo debe ir evolucionando la tecnología para
obtener nuevos y mejores métodos que faciliten y mejoren la extracción del
mineral.
Cuenca Tuy-Cariaco: se extiende desde Barlovento, en el estado Miranda,
hasta el Golfo de Cariaco en Sucre, está cubierta en su mayor parte por el Mar
Caribe y tiene una extensión de 14.000 Km
Plan de Siembra
El plan estratégico se proyecta para los próximos 25 años, periodo
2005-2030, para que coincida con el Bicentenario Bolivariano 1830-2030. Los
componentes fundamentales de este Plan Estratégico son: Cuantificación y
Certificación de las Reservas, Proyecto Orinoco, Proyecto Delta-Caribe,
Infraestructura y Refinación e Integración Regional.
Proyecto Orinoco
La Faja Petrolífera del Orinoco,
fuente de reservas de hidrocarburos líquidos más grande del mundo, comprende
una extensión de 55.314 km2 y un área de explotación actual de 11.593 km2,
ubicada al sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas.
El Proyecto Orinoco comprende el eje del rio Orinoco y abarca parte del rio
Apure. Consiste en la explotación y desarrollo de la faja en sus distintos
campos: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo (anteriormente denominados Machete,
Zuata, Hamaca y Cerro Negro, respectivamente). El Plan Siembra Petrolera lleva
implícito utilizar el petróleo como palanca para el desarrollo integral de ese
eje y de toda esta patria. Ahora se utiliza el petróleo en esa dirección, para
impulsar un desarrollo integral, social, económico, productivo. Pudiéramos
tomar un bloque de la Faja Petrolífera del Orinoco para hacer una alianza entre
las empresas petroleras de Suramérica, por ejemplo, Ecopetrol, Petroecuador,
Petroperú. Enarsa de Argentina; porque queremos poner a la orden de todos los
pueblos del planeta esta gran riqueza energética para el futuro y el
desarrollo.
Imagen 1.3. Área actual en la Explotación.
CONCLUSION
La Venezuela de hoy es un país muy diferente a la Venezuela pre-petrolera,
pero dista mucho de ser una nación avanzada que tenga en sus manos todos los
resortes de su destino. Se dispone a tomar el principal de ellos, el petróleo,
pero ese es sólo el comienzo para superar los complejos problemas de atraso y
dependencia que aún confrontamos.
Faltan muchas etapas que adelantar: la creación de una industria pesada, el
desarrollo de la investigación científica y tecnológica, la modernización de la
educación, la diversificación de las exportaciones y aún muchas otras tareas
más.
En todas ellas Venezuela requiere y admite la cooperación de naciones
avanzadas que hayan modificado viejas actitudes y prejuicios y tengan
mentalidad abierta para los cambios y para adaptarse al giro de las relaciones
mundiales. Hay muchos caminos para la colaboración en mutuo beneficio siempre
que las premisas desde las cuales partan las naciones avanzadas no sean ya más
las de una mentalidad imperial atrasada y estrecha, inadecuada para las nuevas
realidades del mundo de hoy.
BIBLIOGRAFIA
Balestrini, C (1994). Economía y Política Petrolera, Tomo I, 4ta. Edición
Aumentada. Academia Nacional de Ciencias Económicas.
Balestrini, C. (1.994). Economía y Política Petrolera, Tomo II, 4ta.
Edición Aumentada. Academia Nacional de Ciencias Económicas.
Balestrini, C. (1.994). Economía y Política Petrolera, Tomo III, 4ta.
Edición Aumentada. Academia Nacional de Ciencias Económicas.
Vallenilla, L. (1998). La Nacionalización del Petróleo Venezolano
(1.975-1.998), 1era Edición Porvenir,
Tomo II
Vallenilla, L. (1.973). Auge, Declinación y Porvenir del Petróleo
Venezolano, 1era Edición, Tiempo Nuevo, Tomo I.
Sánchez, G. (1.990). La Nacionalización del Petróleo y sus Consecuencias Económicas.
1 era Edición. Monte Ávila Editores.
Gomez, A. (1.993). Historia Moderna y Contemporánea de Venezuela. 1 er.
Ciclo Diversificado. Editorial Salesiana
Referencias Electrónica
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