martes, 11 de junio de 2013

Explotacion



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
Imágen de historia
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
Imágen de beneficios
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
Imágen de para qué sirve
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
Imágen de en qué consiste
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.
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.
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.

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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