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SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIOS SEMESTRE I/2015
1) ¿Cómo evoluciono la producción con recuperación mejorada en el campo Duri?

2) ¿Cuál es el comportamiento del campo Durin en Indonesia?
La producción del yacimiento Duri Field, en Sumatra, comenzó en 1958, operado por PT
Caltex Pacific Indonesia (CPI), una subsidiaria 50/50 Chevron/Texaco, con un acuerdo a
largo plazo de producción compartida con Pertamina, que es la empresa petrolera estatal
de Indonesia. Los ingenieros de CPI comprobaron que las grandes reservas de Duri, con
escasa profundidad, petróleo viscoso y rocas del yacimiento poco permeables,
constituían una buena aplicación para la tecnología de inyección de gas (steamflood). En
1997 se instaló una bomba multifásica en uno de los yacimientos de testeo de Caltex,
para bombear gas y vapor con fines de reinyección. Le siguieron otros dos sistemas de
bombas.
Medio: Petróleo, gas, agua
Porcentaje de gas: 90.000 sm³/d
Porcentaje de líquido: 5.000 m³/d
Viscosidad del petróleo: 4.5 mm²/s
Presión de entrada: 5 barg
Presión de descarga: 21 bar
Rango de rpm: 600 - 1.900 rpm
Potencia motor: 260 kW
Medición presión bomba
y sistema:
ANSI 300 lbs
3) ¿De donde se obtiene el CO2 para procesos admisibles?
La captación y el almacenamiento de dióxido de carbono (CO2) (CAC) constituyen un
proceso consistente en la separación del CO2 emitido por la industria y fuentes
relacionadas con la energía, su transporte a un lugar de almacenamiento y su aislamiento
de la atmósfera a largo plazo. El presente informe considera la CAC como una de las
opciones de la cartera de medidas de mitigación para la estabilización de las
concentraciones atmosféricas de gases de efecto invernadero.
La captación de CO2 puede aplicarse a grandes fuentes puntuales. Entonces, el CO2
sería comprimido y transportado para ser almacenado en formaciones geológicas, en el
océano, en carbonatos minerales, o para ser utilizado en procesos industriales.
Las grandes fuentes puntuales de CO2 comprenden a las instalaciones de combustibles
fósiles o de energía de la biomasa de grandes dimensiones, principales industrias
emisoras de CO2, la producción de gas natural, las plantas de combustible sintético y las
plantas de producción de hidrógeno alimentadas por combustibles fósiles (véase el
cuadro RRP-1). Los posibles métodos técnicos de almacenamiento son los siguientes:
almacenamiento geológico (en formaciones geológicas, como los yacimientos de petróleo
y gas, las capas de carbón inexplotables y las formaciones salinas profundas),
almacenamiento oceánico (liberación directa en la columna de agua oceánica o en el
fondo oceánico) y la fijación industrial de CO2 en carbonatos inorgánicos. En el presente
informe también se examinan los usos industriales del CO2, pero no se espera que ello
contribuya demasiado a la reducción de las emisiones de CO2

4) ¿Cómo son las operaciones mineras en superficie? De ejemplos
Se denomina minería de supercie, conocida también como “a cielo abierto”, a las
explotaciones mineras que se desarrollan en la supercie del terreno y/o donde la
mineralización se encuentra generalmente diseminada en pequeñas cantidades (baja ley).
La casi totalidad de las rocas de aplicación y minerales industriales (cal, cuarzo, baritina,
yeso, sulfatos, talco, áridos, azufre volcánico, -uorita, bentonita, entre otros), se extraen
con el método de supercie. Comúnmente este tipo de yacimientos se denominan
canteras, mientras las explotaciones de hierro, carbón, cobre y oro, se denominan tajos
abiertos (en inglés, open pits), siendo en esencia el mismo tipo de explotación.
Para la extracción de minerales de un yacimiento de superficie es necesario emplear
distintos procedimientos tales como: perforación, voladura, carga y transporte de las rocas
mineralizadas, trituración, molienda y un proceso de separación de los minerales
(-otación, lixiviación o separación gravitacional). La roca estéril (no mineralizada) se apila
fuera del área de extracción (en las escombreras) y suele utilizarse para relleno de obras
de
Hay explotaciones de minerales cuya morfología es similar a la de los metalíferos y su
área de producción suele ser menos profunda, pero mucho más extendida en su supercie.
Es el caso de las calizas, por ejemplo, que es el mineral utilizado para la producción de
cal, cemento y piedra para la construcción, o como fundente para las acerías. También se
extraen mediante canteras las rocas de ornamentación, es decir mármoles travertinos,
piedras lajas y granitos, al igual que muchos minerales industriales como el cuarzo,
feldespatos, yeso, carbonato de sodio, caolín y el resto de los minerales que tienen como
destino la construcción.
5) Petrozuata esperaba alcanzar una producción de 140 mil barriles en el año 2001.
¿Lo logró?
Petróleos de Venezuela informó oficialmente la semana pasada al tren gerencial de la
antigua asociación estratégica Petrozuata, renombrada luego como Petroanzoátegui, que
la junta directiva aprobó el 19 de octubre la absorción de esta empresa, que produce en la
Faja del Orinoco alrededor de 108 mil barriles diarios de crudo.
Esta decisión se produce luego de que, durante la migración de los negocios de la
apertura petrolera a empresas mixtas con mayoría estatal, un grupo de cuatro petroleras
privadas -Conoco Phillips, Exxon Mobil, OPIC y Petrocanadá- no llegara a acuerdos con
la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP), dejándole el camino libre para la
estatización plena de algunas empresas.
Esto fue particularmente crítico en los negocios que operaba la norteamericana Conoco
Phillips: Petrozuata, Ameriven, Golfo de Paria Este y Oeste. Como en Petrozuata el único
privado, que era Conoco, no completó el proceso de migración, Pdvsa decidió absorber
esta operación al quedarse como único accionista. Algo similar ocurrió en 2005 con los
convenios operativos Jusepín y Dación.
Petroanzoátegui responde ahora a la división de Exploración y Producción de la estatal.
Se pudo conocer de forma extraoficial que el actual presidente de esa operación. Manuel

Medina, podría ser reemplazado, así como otros puestos gerenciales clave.
Por esta razón, muchos de los gerentes medios y altos que aceptaron reducir los salarios
que ganaban para migrar a Pdvsa ahora están reconsiderando su decisión. Sin embargo,
la gerencia de la empresa sugirió congelar hasta nuevo aviso cualquier proceso de
contratación o enmienda esperando nuevas instrucciones.
En paralelo, el personal de Petroanzoátegui que trabajaba en la creación de un logotipo
para la naciente compañía debió detener el proceso.
6) Esquematice el proceso utilizando polímeros y surfactantes. ¿En qué etapas se
utilizan?
Inyección de Polímeros.
 El principio básico que sigue este método es el agua puede hacerse más viscosa a partir
de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a una mejoría en la relación
de movilidad agua/petróleo y de esta manera se puede mejorar la eficiencia de barrido y
por tanto un mayor porcentaje de recuperación.
 En la siguiente figura se presenta de manera esquemática el funcionamiento de este
método de recuperación mejorada:
Figura 3. Esquema del proceso de inyección de polímeros.
Fuente: PDVSA-CIED, 1998.
 Entre los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos (o
biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados.
 A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad por medio del
incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la permeabilidad al agua de
la formación. Los biopolímeros son menos sensibles a los efectos de salinidad, sin
embargo son más costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren
 En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a condiciones
de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean susceptibles de degradación y
sean estables térmicamente. Se debe tomar en cuenta que la movilidad disminuye con el
aumento de la salinidad del agua, producto de la alta concentración de iones divalentes
como Ca+2 y Mg+2. En lo que se refiere a la degradación, su principal efecto es una
reducción de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteración de la
movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED, 1998).

Inyección de Surfactantes.
 El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el
agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después
de procesos de recuperación por inyección de agua.
 Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch, incluyendo la
inyección de agentes químicos con actividad superficial (tensoactivos o surfactantes) en el
agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los
poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo del
volumen contactado del yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petróleo que se
propaga delante del batch o tapón de surfactante (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente
figura se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho :
Figura 4. Esquema del proceso de inyección de surfactantes.
Fuente: PDVSA-CIED, 1998.
 Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de petróleo o sintéticos,
los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas
salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinación
con sulfanatos de petróleo.
 Aún cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han resultado exitosas, la
mayoría no son rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados. Por
esta razón, se han sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la disminución
de los costos. Entre las alternativas encontradas figura la inyección de distintos aditivos
químicos de manera combinada para disminuir los costos y así aumentar la rentabilidad
de la recuperación (PDVSA-CIED, 1998).

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