SUPERBIGOTE, en esta oportunidad, voy a hacerte un llamado para que en instituciones del estado como PDVSA, Ministerio de Hidrocarburos, Ministerio del Ambiente o de Ecosocialismo, Alcaldías, Gobernaciones, etc, etc, se pongan las pilas para que, en conjunto, eviten o se minimicen los impactos que la Industria Petrolera ocasiona al Medio Ambiente y, sobre todo, en los 17 NUEVOS PROYECTOS. SUPERBIGOTE, como sabes, al igual que muchos venezolanos, los daños causados al Ambiente, como por ejemplo el daño irreparable que le hicieron al Lago de Maracaibo. Tres aspectos, sobresalen en el daño al Lago. Uno, la construcción del Canal de Navegación, con el cual las empresas operadoras convirtieron la mayor extensión del Lago de Agua Dulce, al menos, del Continente Americano, en un lago de agua salobre, cuyos efectos en la fauna marina fueron incalculables. ¿Quién pagó por ese daño? Nadie. Dos, la subsidencia (hundimiento) de gran parte de la Costa Oriental del Lago al punto que en el gobierno del Comandante Chávez se hizo el desalojo forzado del pueblo Lagunillas por el peligro que implica estar viviendo por debajo del nivel de las aguas del Lago. ¿Quién pagó por esto? Nadie. Tres, es público, notorio y comunicacional la gran cantidad de filtraciones de petróleo y gas que, todos los días, ocurren en el lecho del Lago y que se manifiestan en las superficie por manchas de petróleo y burbujas de gas. Estas filtraciones no solo dañan las aguas del Lago, sino que, también, afectan las actividades de pesca de las que viven muchos pescadores, lo cual constituye su mantenimiento de vida y de sus familias. ¿Quién paga por esto? Nadie. SUPERBIGOTE, sobre estos tres temas, y otros, he escrito, extensivamente, en otros de mis Artículos.

SUPERBIGOTE, el otro daño, de grandes dimensiones que sucedió, y no me extraña que, todavía suceda, no en el agua, sino en Tierra Firme como lo son las decenas de miles de fosas de desechos tóxicos, tanto de las actividades de perforación como las de producción y así han permanecido, la mayoría, por décadas. SUPERBIGOTE, reconozco que no soy el único que ha tocado este Tema, en la propia PDVSA se está consciente del problema. Pero cada vez que se hace un estudio de como resolver el problema de la limpieza de los miles de fosas se echan para atrás no porque no sepan como resolver el problema, sino que la cantidad de dinero que se necesita para resolver el problema no se ha podido considerar, en su totalidad, el dinero necesario en los presupuestos. ¿Quién pagó por ese daño? Nadie. Sin embargo, cada año con los recursos que se puedan asignar es la propia PDVSA la que ha estado cargando con el "Mono" de las fosas. ¿Las operadoras extranjeras? Bien, gracias. Ahora vienen para caerle a La Faja y allí se van a construir otras decenas de miles de fosas para los desperdicios petroleros. He aquí, mi llamado a todos los institutos que tienen que ver con las actividades petrolera que, como dije al principio, tienen que ponerse las pilas para que no nos pase otra vez, daños ambientales irreparables. SUPERBIGOTE, lo has oído, igual que Yo, y usando el idioma inglés, porque según da más caché, se tendrán no se cuántos "GREEN FIELDS". Lo que si deben tener en cuenta es que también son "CAMPOS VERDES" la fauna, flora, acuíferos quebradas, ríos, morichales, etc. a las cuales nos debemos y debemos incluir en todos los nuevos contratos con las petroleras todas AQUELLAS COSAS QUE NO HACEN EN EL EXTRANJERO Y QUE, SI NO HACEMOS NADA, VOLVERÁN A CONTAMINAR Y DAÑAR EL MEDIO AMBIENTE, AL IGUAL COMO HICIERON EN EL PASADO CON OTRAS ÁREAS DE VENEZUELA. ¿O no?

SUPERBIGOTE, así como las empresas operadoras han causado grandes daños al ambiente en la superficie hay otros daños de los que NADIE habla y son las que causan en el subsuelo, específicamente en las profundidades de los yacimientos petrolíferos y en los acuíferos de agua dulce en profundidades someras de los pozos perforados.

SUPERBIGOTE, En relación a los yacimientos y lo que hacen empresas como Chevron en otras partes del mundo, por solo mencionar una empresa, pero eso se repite con muchas otras empresas grandes alrededor del mundo. Para este Artículo solo me dedicaré a presentarte un informe de lo que Chevron hace en dos regiones del mundo, pero, en los más de 100 años que tiene en Venezuela, ni de vaina, que lo haya intentado hacer. Una inyección tímida de agua en el Campo Boscán, "PEEEEROOO". Me referiré, SOLO A ALGUNO ELEMENTOS y están bastante explicados en el informe que te presento mas adelante:

Factores de recobro cercano o más del 70 por ciento del petróleo Original en Sitio utilizando tecnologías y prácticas en campos como Kern River, en California y Duri, en Indonesia. En Venezuela, su método de producción mas utilizado ha sido en frío, sin utilizar alguna técnica que permita incrementar el factor de recobro en un valor mucho mayor al que hasta ahora tienen, que no pasa en el campo que comparte en la empresa mixta Petropiar. Más allá del 10 por ciento. En cambio, nuestro gobierno los premia otorgándole un bloque adicional como lo es el Bloque 8 del Área Ayacucho de la FPO, para que sigan produciendo más, pero en frío. ¿Qué tal?. ¿Podría nuestro gobierno, "torcerle, pero un poquito, no vaya a ser cosa que se molesten" para que incrementen el Factor de Recobro utilizando técnicas no aplicadas en Venezuela?

Factores de recobro cercano o más del 70 por ciento del petróleo Original en Sitio utilizando tecnologías y prácticas en campos como Kern River, en California y Duri, en Indonesia. En Venezuela, su método de producción mas utilizado ha sido en frío, sin utilizar alguna técnica que permita incrementar el factor de recobro en un valor mucho mayor al que hasta ahora tienen, que no pasa en el campo que comparte en la empresa mixta Petropiar. Más allá del 10 por ciento. En cambio, nuestro gobierno los premia otorgándole un bloque adicional como lo es el Bloque 8 del Área Ayacucho de la FPO, para que sigan produciendo más, pero en frío. ¿Qué tal?. ¿Podría nuestro gobierno, "torcerle, pero un poquito, no vaya a ser cosa que se molesten" para que incrementen el Factor de Recobro utilizando técnicas no aplicadas en Venezuela?

Mantenimiento, por décadas, proyectos de Inyección de Vapor que le ha permitido no solo producir mas, sino llevar el factor de recobro de cerca del 70 por ciento, ya mencionado.

Mantenimiento, por décadas, proyectos de Inyección de Vapor que le ha permitido no solo producir mas, sino llevar el factor de recobro de cerca del 70 por ciento, ya mencionado.

El agua producida, junto con el petróleo, es tratada a tal punto que Chevron, en California, vende el agua tratada para los agricultores para que estos irrieguen sus campos de hortalizas.

El agua producida, junto con el petróleo, es tratada a tal punto que Chevron, en California, vende el agua tratada para los agricultores para que estos irrieguen sus campos de hortalizas.

NOTA DE EDMUNDO SALAZAR: Este Artículo no solo está dirigido a SUPERBIGOTE, sino también a todo aquel público o privado que de buena intención lo lea y encuentre en el una serie de ideas que son aplicables en la FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO. Sin embargo, también entiendo, que habrán los "viento en contra" que pudieran cuestionarlo, en su totalidad, y decir cosas como las que oi cuando trabajaba en la Industria "MIENTRAS YO ESTÉ AQUÍ ESO NO SE APLICARÁ". En el mismo Artículo hay prácticas operacionales que Chevron no utiliza en Venezuela, pero que, también, si quisieran pueden ser complementos a lo que ya hacen aquí. Concluyo que mi intención es que, este Artículo, llegue a los dos bandos y sacar de el lo mejor que pudiera tener. ¿Se entiende?

SUPERBIGOTE, para que te des vida, te presento, a continuación, un informe sobre las "maravillas en producción" que hace Chevron fuera de Venezuela.

Proyectos de Inyección de Vapor de Chevron

https://share.gemini.google/JpxNr0heBZiw

Creado con Flash 3 de octubre de 2026 a las 10:51Publicada el 3 de octubre de 2026 a las 11:51

Por favor dame las características principales de los éxitos de Chevron en California y en indonesia. Aspectos tales como producción inicial de petróleo, número de pozos, producción máxima, producción mínima, inicio de inyección de vapor, tratamiento y uso del agua de yacimientos, calidad del crudo, espesores y profundidades de yacimientos, presión de yacimientos, composición química del petróleo y otros aspectos, sobre todo, las economías. Gracias

RESPUESTA DE LA INTELIGENCIA ARTIFICIAL

Los dos proyectos insignia de Chevron (a través de sus subsidiarias y alianzas) en recobro mejorado térmico (Thermal EOR) en California (EE. UU.) y Sumatra/Rokan (Indonesia) son considerados hitos históricos en la ingeniería de petróleos.

A continuación se detallan sus características técnicas, petrofísicas, operacionales y económicas.

1. Cuenca del Valle de San Joaquín, California (Campos Kern River, Midway-Sunset y South Belridge)

California alberga uno de los esquemas de inyección continua de vapor más grandes del mundo, dominado operativamente por Chevron.

Características Geológicas y Petrofísicas

Espesores de Yacimiento: Formaciones de arenas poco consolidadas (Kern River Formation, Tulare Formation) muy gruesas, con espesores netos de petropago (net pay) oscilando entre 100 y más de 400 pies (30 a 120 metros).

Espesores de Yacimiento: Formaciones de arenas poco consolidadas (Kern River Formation, Tulare Formation) muy gruesas, con espesores netos de petropago (net pay) oscilando entre 100 y más de 400 pies (30 a 120 metros).

Profundidades: Yacimientos someros, entre 300 y 2,500 pies (90 a 760 metros).

Profundidades: Yacimientos someros, entre 300 y 2,500 pies (90 a 760 metros).

Presión y Temperatura de Yacimiento: Presiones originales e históricamente depuestas muy bajas (subhidrostáticas), típicamente de 50 a 300 psi. Temperaturas someras de 80 °F a 110 °F (26 °C a 43 °C).

Presión y Temperatura de Yacimiento: Presiones originales e históricamente depuestas muy bajas (subhidrostáticas), típicamente de 50 a 300 psi. Temperaturas someras de 80 °F a 110 °F (26 °C a 43 °C).

Propiedades de Roca: Excelente calidad de reservorio. Porosidades entre 30% y 38%; permeabilidades absolutas excepcionalmente altas, de 1,000 a 5,000 milidarceys (mD).

Propiedades de Roca: Excelente calidad de reservorio. Porosidades entre 30% y 38%; permeabilidades absolutas excepcionalmente altas, de 1,000 a 5,000 milidarceys (mD).

Calidad y Composición del Crudo

Gravedad API: Crudo pesado de 11° a 14° API.

Gravedad API: Crudo pesado de 11° a 14° API.

Viscosidad In-Situ: De 1,000 a más de 10,000 cP a temperatura de yacimiento. Reducida a menos de 10–20 cP mediante calentamiento por vapor.

Viscosidad In-Situ: De 1,000 a más de 10,000 cP a temperatura de yacimiento. Reducida a menos de 10–20 cP mediante calentamiento por vapor.

Composición: Alto contenido de asfaltenos, resinas, azufre (1.5% - 2.5% S) y metales pesados (Vanadio y Níquel).

Composición: Alto contenido de asfaltenos, resinas, azufre (1.5% - 2.5% S) y metales pesados (Vanadio y Níquel).

Operación e Inyección de Vapor

Inicio de Inyección de Vapor: Inyección cíclica (Steam Soak / Cyclic Steam Injection): Años 1950 (pruebas iniciales). Inyección continua de vapor (Steamflood): Implementada masivamente desde mediados de la década de 1960.

Inicio de Inyección de Vapor:

Inyección cíclica (Steam Soak / Cyclic Steam Injection): Años 1950 (pruebas iniciales).

Inyección cíclica (Steam Soak / Cyclic Steam Injection): Años 1950 (pruebas iniciales).

Inyección continua de vapor (Steamflood): Implementada masivamente desde mediados de la década de 1960.

Inyección continua de vapor (Steamflood): Implementada masivamente desde mediados de la década de 1960.

Número de Pozos: Decenas de miles de pozos perforados a lo largo de décadas. En su pico, solo en Kern River operaban más de 10,000 a 12,000 pozos (patrones invertidos de 5 y 9 pozos en espaciamientos muy estrechos de 1 a 2.5 acres, evolucionando hacia pozos horizontales en años recientes).

Número de Pozos: Decenas de miles de pozos perforados a lo largo de décadas. En su pico, solo en Kern River operaban más de 10,000 a 12,000 pozos (patrones invertidos de 5 y 9 pozos en espaciamientos muy estrechos de 1 a 2.5 acres, evolucionando hacia pozos horizontales en años recientes).

Tratamiento y Manejo del Agua: Se producen volúmenes masivos de agua (relación agua-petróleo WOR alta, a menudo > 10:1). El agua producida se somete a desgasificación, separación de petróleo por flotación por aire disuelto (DAF), filtración en lechos de cáscara de nuez y suavización mediante intercambio iónico de sodio (SAC/WAC) para alimentar los generadores de vapor de una sola pasada (OTSG) al 80% de calidad. Se han desarrollado plantas de filtración e intercambio iónico con capacidad para procesar más de 500,000 a 800,000 barriles de agua por día (BWPD).

Tratamiento y Manejo del Agua:

Se producen volúmenes masivos de agua (relación agua-petróleo WOR alta, a menudo > 10:1).

Se producen volúmenes masivos de agua (relación agua-petróleo WOR alta, a menudo > 10:1).

El agua producida se somete a desgasificación, separación de petróleo por flotación por aire disuelto (DAF), filtración en lechos de cáscara de nuez y suavización mediante intercambio iónico de sodio (SAC/WAC) para alimentar los generadores de vapor de una sola pasada (OTSG) al 80% de calidad.

El agua producida se somete a desgasificación, separación de petróleo por flotación por aire disuelto (DAF), filtración en lechos de cáscara de nuez y suavización mediante intercambio iónico de sodio (SAC/WAC) para alimentar los generadores de vapor de una sola pasada (OTSG) al 80% de calidad.

Se han desarrollado plantas de filtración e intercambio iónico con capacidad para procesar más de 500,000 a 800,000 barriles de agua por día (BWPD).

Se han desarrollado plantas de filtración e intercambio iónico con capacidad para procesar más de 500,000 a 800,000 barriles de agua por día (BWPD).

energy.economictimes.indiatimes.com

Producción Inicial (Primaria): Muy baja agotamiento primario (< 10% del POES) impulsado por gravedad y solución de gas.

Producción Inicial (Primaria): Muy baja agotamiento primario (< 10% del POES) impulsado por gravedad y solución de gas.

Producción Máxima (Pico bajo EOR): Kern River alcanzó picos por encima de 140,000 - 180,000 BOPD entre los años 1980 y 1990 gracias a la inyección continua de vapor.

Producción Máxima (Pico bajo EOR): Kern River alcanzó picos por encima de 140,000 - 180,000 BOPD entre los años 1980 y 1990 gracias a la inyección continua de vapor.

Producción Mínima / Estado Actual: Declive maduro gestionado. Actualmente, la producción combinada de Chevron en estos campos térmicos de California se mantiene entre 60,000 y 90,000 BOEPD mediante optimización de calor y perforación horizontal.

Producción Mínima / Estado Actual: Declive maduro gestionado. Actualmente, la producción combinada de Chevron en estos campos térmicos de California se mantiene entre 60,000 y 90,000 BOEPD mediante optimización de calor y perforación horizontal.

Factor de Recobro (RF): Elevado históricamente, pasando de un 10-15% en primaria a más de 50% - 70% del POES mediante inyección de vapor masiva.

Factor de Recobro (RF): Elevado históricamente, pasando de un 10-15% en primaria a más de 50% - 70% del POES mediante inyección de vapor masiva.

Costos Operativos: Sensibles al precio del gas natural (combustible para los generadores de vapor). Para mitigar esto, Chevron instaló grandes plantas de cogeneración (CHP, generación de electricidad y vapor simultáneo).

Costos Operativos: Sensibles al precio del gas natural (combustible para los generadores de vapor). Para mitigar esto, Chevron instaló grandes plantas de cogeneración (CHP, generación de electricidad y vapor simultáneo).

California Energy Commission

Relación Combustible/Petróleo (SOR): Steam-Oil Ratio óptimo de 3 a 5 barriles de vapor por barril de crudo producido.

Relación Combustible/Petróleo........

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