ANEXOS

Analysis the Alternating Injection of Microorganisms in the LGJNF-05 Reservoir as an Enhanced Oil Recovery Nethod

Gustavo José Núfiez López, PDVSA Exploración y Producción , Apdo 172.. Tía Juana 4012, Venezuela, Telefono: 58-065-404693, Fax. 58-065-404687, e-mail: nunei:~~gl:@pdvsa.com

Abstrac

This paper presents the results of microbial (bacteria) injection in 163 oil producing well:; in the LGW-05 reservoir in Lake Maracaibo. The reservoir is Miocene age vith a mediuni gravity mude averaging 25.7 O API, average depth of 3600 feet, permeability of 2 Darcies, antl average porosity of 30 %. The injection treatrnents are conducted using a self propelled barge ir1 various volumes and concentrations. After the treatment, the well is shut-in for 7 days to allow the incubation and migration of the bacteria within the reservoir, then opened to production. Once inside the reservoir, the microorganisms generate by-products as a result of 1:heir metabolic: processes, such as solvents, weal acids, gases (COL), surfanctants and polymers, vich contributc: to improving the mobility of the oil and thereby the production rate and recovery factor of th~: reservoir.

The treatments have yielded a 60% succes rate, with production lncreases ranging from 25 to 300 BOPD well The analyses show that the best results are obhined in zones with higli pressure, moderate water cuts (10-60%), and with levels of associated recoverable reserves.

Key Words: Microorganism, LGINF-05, Recover.

Análisis de la Inyección Alternada de Microorganismos en el Y:icimiento LGINF-05, como Método de Recuperación Mejorada de Pelróleo

Resumen

Este trabajo presenta los resultados de la inyección de microorga.nismos (bacterias) en 163 pozos productores de petróleo ubicados en el Lago de Maracaibo, pertenecientes. al yacimiento LGINF-05, de edad Mioceno y crudo mediano de gravedad promedio 25,7" M I , profundidad 3.600 pies, permeabilidad absoluta de 2.0 Darcies y porosidad promedio de 30%. La inyeccióii se realiza con una barcaza autopropulsada, en volúmenes y concentraciones variables, después de lo cual el pozo es cerrado por espacio de 7 días, para permitir la incubación y migración de las bacterias dentro de la formación, y luego es abierto nuevamente a producción. Los microorganismos, una vez dentro del yacimiento, generan bioproductos como resultado de sus procesos metabólicos, tales como solventes, ácidos débiles, gases (Coz), siirfactantes polimeros, que contribuyen a mejorar la movilidad del crudo y por tanto, a incrementar las tasas de producción y el factor de recuperación de crudo.

Los resultados han mostrado un éxito de 65% con incrementos en las tasas de producció-i variables entre 25 y 300 BPD por pozo. Los análisis muestran que los mejores resultados S=

presentan zonas del yacimiento con alta presión, con cortes de agua moderados (10-60%) y col altos niveles de reservas asociadas por recuperar.

Palabras clave: Microorganismos, LGINF-05, Recobro.

Introducción

Existen varios mecanismos a través de los cuales los microorganismos y sus metabolitos

(bioproductos) mejoran la recuperación de crudo. La generación de los bioproductos, tales como

solventes, ácidos débiles, gases, siufactantes y polímeros, ayudan en la recuperación de aquel

crudo que es demasiado viscoso para fluir, utilizándose como una buena alternativa en la

obtención del crudo residual en yacimientos maduros y agotados. De igual manera, los

~~ioproductos ayudan en la disminución/eliminación de depósitos orgáriicos (fracciones pesadas

(le crudo) e inhibiendo la depositación de productos inorgánicos (carbonatos). En el caso de la

c:xtracción de crudo por medio de la inyección de agua, los bioproductos que ejercen acción son

los solventes y los surfactantes, que contribuyen a mejorar la eficiencia de barrido'.

Los microorganismos son organismos unicelulares, sin estructura esquelética, que viven en

todos los ambientes del planeta y que contribuyen, con su acción, a biodegradar la materia.

1)iversos géneros han sido seleccionados, cultivados e inyectaclos a los yacimientos,

1)iodegradando algunos componentes hidrocarburos y mejorando la movilidad del petróleo en la

l'ormación. Los efectos que producen se manifiestan principalmente mediante la .producción de

t;olventes y surfactantes naturales que disminuyen la tensión interfacial agua-petróleo y la

rensión superficial roca-petróleo, reduciendo las presiones capilares en el espacio poral, lo cual

permite el mejoramiento de la movilidad del crudo con respecto al agua, al cambiar de

favorablemente mojada por crudo, a preferencialmente mojada por agua. La gene-ración de CO:

que se disuelve en el crudo reduce su viscosidad e incremento 1evemeni:e la presión

Adicionalmente, se produce desplazamiento físico debido a la elevada tasa de reproducción dc:

los microorganismos dentro de la formación. La respuesta a este proceso es el incremento en el

factor de recobro (efecto dentro del yacimiento) y la eliminación o reduccióri del daño dt:

formación (efecto en la cercanía del hoyo), mejorando la productividad del pozo y extendiendo

de esta manera, su vida productiva.

Este artículo describe los resultados obtenidos hasta 1998, en 1.63 pozos ~xoductores di:

petróleo ubicados en el Lago de Maracaibo, operados en el Disttito Tía Jima, PDVSA,

Exploración y Producción, Región Occidente, pertenecientes al yacimiento LGIPF-05, de edad

Mioceno y con un crudo mediano de gravedad promedio 25,7" API.

Descripción del Yacimiento LGINF-05

Los pozos tratados con microorganismos pertenecen al yacimierito Lagunillas Inferior 05

[LGINF-05), localizado al noreste del Campo Tía Juana en el Lago de Maracaibo (figura 1).

El yacimiento LGINF-O5 ha acumulado un volumen de 2.370 MMBls para (:1 año 1998, lo

cual representa el 89,0% de las reservas totales acreditadas y 50 % del P.O.E.S. total dt:

yacimiento. La presión volumétrica de este yacimiento para 1998 fue estimada en 1.309 lppc a 111

profundidad de 3.600 pies, con un gradiente de presión de 0,35 lppclpie. Este yacimiento es dt:

edad Mioceno, de arenas no consolidadas, conformados por cuatro (4) arenas principales: A, B 11

C de la formación Lagunillas y una (1) de La Rosa. La permeabilidad promedio efectiva al

petróleo es 300 mD, a las condiciones actuales, con 3 1,5% de porosidad. La graví:dad API es dt:

25,7"'. El crudo de este yacimiento está caracterizado por una distribución no uniforme d,:

hidrocarburos, los cuales corresponden a una serie de alcanos livianos con altos niveles de

hidrocarburos cíclicos y aromáticos, indicativos de un crudo biodegraciado. Estos tipos de crudo

son clasificados según Bockmeulen et al y corresponden al Tipo 4.

Figura 1, Ubicación del yacimiento LL-05 1

Criterios de Selección de pozos4

A continuación se presentan los criterios en los que se basó 1:i selección de pozos para

inyección de microorganismos, separados en tres categorías:

rispectos de Yacimientos:

Yacimientos con porosidad mayores a 25% y permeabilidad mayor a 200 rnD.

O Yacimientos de edad Mioceno, aunque no se descartan aquellos yacimientos dí:l Eoceno con

buenas propiedades petrofísicas.

0 Datos de sedimentologia y geoquímica.

o Pozo con potencialidad para producir. Se incluyen pozos con condiciones favclrables para la

producción: niveles de presión, acuíferos cercanos, reservas de petróleo por recuperar, pozos con

baja tasa de producción ubicados en áreas o yacimientos con buen potencial de producción, etc.

o Temperatura < 200 "F (aunque se considera ideal una temperatura de 150 "F).

o Presión < 2000 Ipca. Aunque no hay limitaciones por la presión, ésta debe ser tal, que pueda

levantar los fluidos bombeados.

1, Salinidad del agua de formación < 25%.

1, Preferiblemente con gravedad API entre 20" y 26".

Es recomendable que la historia de producción del pozo sea consistente, con la finalidad de

!acilitar el proceso de evaluación del tratamiento.

Pozos con daño aparente de formación.

B Petróleo con alto contenido de hidrocarburos saturados.

,4spectos de Producción:

Tasa bruta o total menor a 300 BBPD, altamente recomendable para evitar el arrastre

prematuro de los microorganismos y para evitar diferirnientos importantes de prodilcción.

Cortes de agua mayores a 10% y menores de 60%

Equipo de levantamiento en funcionamiento óptimo, si se trata de un pozo activo. Esto

permitirá atribuir el ganancial al tratamiento con bacterias y no una la optimizacióri del equipo dt:

levantamiento.

Estado mecánico de pozos:

Puede inyectarse en pozos con cualquier método de levantamiento: L.A.G continuo o

intermitente, Bombeo mecánico (B.E.S., B.C.P, Bombeo mecánico convencional) flujo natural,

etc. Debe tenerse especial atención en el contenido de sólidos del fluido inyectado y en el

proceso de activación de pozos con B.E.S., para evitar problemas con el equipo.

Puede inyectarse a pozos con cualquier terminación mecánica (sencilla, selectiva, doble, etc.:,

siempre y cuando se conozcan las zonas expuestos a los efectos de la inyección dc,

inicroorganismos.

No deben existir huecos en el revestidor o en la tubería de produccibn, que puedan permitir e

],aso del fluido bacteriano a estratos o zonas sobre las que no se tiene control.

1, El pozo no debe presentar obstrucciones que impidan el paso del fluido hacia las zonas de

interés. Es conveniente disponer de una verificación de fondo reciente para estimar el grado de

laponamiento.

Proceso de Inyección de la Mezcla Microbiana

El producto microbiano, dependiendo de la empresa que lo supla, se presenta en forma

líquida con nutrientes (Microbac de Venezuela) y liofilizada (ATech). Este producto ha sido

adaptado para degradar las fracciones de hidrocarburos de alto peso molecular, ayudando a

remover depósitos pesados en las cercanías del pozo y a reducir la viscosidad del ciudo.

El producto microbiano se diluye en agua fresca filtrada del Lago de ~arac;iibo*, a la que

:ie agrega KC1 en una concentración que varía entre 1 ,O y 1,6% (vlv). La mezcla microbiana es

inyectada desde una barcaza autopropulsada hasta el pozo, utilizando una bomba triplex, en un

i.ango de presión de inyección que varía de pozo a pozo y que no puede exceder la presión de

lkactura del yacimiento (figura 2). La cantidad de agua y de producto a ser inyectado es calculada

teniendo en cuenta el radio de penetración deseado en el yacimiento, la porosidad y el espesor de

las arenas a ser tratadas. Una vez inyectado, el pozo se deja en remojo por un período mínimo de

5 días.

F i g u r a 2

P R O C E S O D E I N Y E C ~ Z I Ó N D E M I C R O O R G A ' / I S M O S

( L A G O )

I U I C R O O R G A N I S M O S Y

I N Y E C C I ~ N N U T R l E N T E S

I H O R A S I

I N C U S A C ~ ~ N ( S E M A N A S )

Período de Cierre/Remojo

El período en el cual el pozo es mantenido cerrado, permite a los mic:roorganismos

movilizarse en el yacimiento buscando aquellas zonas en donde las s;ituraciones de crudo son

rnás elevadas, para alimentarse y reproducirse. Los microorganismos, como resultado de su

proceso metabólico, generan bioproductos que ayudan a la recuperación del petró1c:o atrapado en

las gargantas porales de la roca. Este proceso es denominado, colonización.

El período en el cual el pozo debe permanecer cerrado está determinado pcx la curva de

crecimiento de las bacterias5. Esta curva presenta tres (3) etapas. Una etapa inicial, denominada

]!tapa de Adaptación, durante la cual las bacterias inyectadas, se adaptan al nuevo ecosistema.

Este período puede durar de uno (1) a dos (2) días, dependiendo de las condiciones; del crudo. Es

importante comprender que la bacteria necesita del agua para multiplicarse, ejecutar sus procesos

inetabólicos y movilizarse. Cuando la cantidad de agua, la permeabilidad o la porosidad son

bajas, a las bacterias les tomará más tiempo moverse a través del crudo, para conseguir el sitic

inás apropiado de crecimiento y colonización.

La segunda etapa, se denomina Etapa de Crecimiento y se caracteriza por itn crecimientc

1:xponencial de las bacterias. Los microorganismos se multiplican por divisiones mitóticas

'legando a una concentración aproximada de 10' celulas/ml. Esta etapa tiene una duraciór

iiproximada de 5 días, que depende de la concentración inicial de bacterias. Al inyectarse uns.

mayor concentración de bacterias, este periodo puede ser más breve.

La tercera es la llamada Etapa Estacionaria y ocurre una vez que la bacteria alcanza en ei

yacimiento una concentración tal, que el número de bacterias que crecen es igual al número dt:

bacterias que mueren, lo que implica que no hay crecimiento neto en el tiempo. Es en estc:

momento cuando el pozo puede entrar a producción, ya que las bacterias está3 adheridas al

medio poroso. Esta etapa es la más importante ya que ocurre la generación de los, bioproductos,

incluyendo el craqueo enzimático de las fracciones de crudo. Este período puede llevar vario:;

meses, hasta que las bacterias son removidas ó hasta que la concentración de los iiutrientes tale,;

como el fósforo y el nitrógeno, disminuyen.

Existe una cuarta etapa llamada Etapa de Muerte, la cual ocurre cuando los nutrientes

presentes en el medio poroso, se van agotando. En consecuencia, el número de bacterias

disminuye drásticamente, cesando de esta manera, la producción de metabolitos y bioproductos.

Con la finalidad de restablecer una gran población de microorganismos, se hace necesaria la re-.

inyección de nutrientes y nuevos microorganismos para llegar a la etapa estacionaris.

rápidamente.

Análisis del Comportamiento de Producción de los Pozos despues de la Eslimulación

Una vez tratado el pozo con microorganismos y puesto en producción, se inicia el procescl

de análisis del comportamiento de producción, para lo cual se han considerado tres aspectos

básicos: punto de inicio, evolución de la respuesta y permanencia del efecto con respecto a .

tiempo.

Punto de inicio: se refiere a la respuesta inicial después de la activación del pozo, una ve;:

culminado el período de cierre o remojo.

Evolución: Esta etapa está determinada por el comportamiento de producción del pozo

durante las dos (2) primeras semanas.

Permanencia del efecto: Este aspecto está referido a la duración del efecto del tratamiento

bacteriano con el tiempo, en el cual se obtiene la producción adicional. Esta fase puedc

extenderse a seis meses o más.

La evaluación final está soportada por los tres aspectos antes mencionados, prestando

especial atención al incremento en la tasa de producción diaria y al com~ortamiento dl:

producción de los pozos seis meses después de haber sido tratados. Con base en los resultados

obtenidos y, de acuerdo al punto de inicio, las respuestas han sido clasificadas en seis tipos: Muy

buena (Incremento de petróleo > 100 BPPD), Buena (incremento de petróleo entre 50 y 101)

BPPD), Regular (incremento de petróleo entre 25 y 50 BPPD), Pobre (incremento de petróleo .: 25 BPPD), sin efecto (no hubo recobro adicional) y Negativa (pérdida de producción, esto es, 1 a

tasa de producción después del tratamiento es menor que la tasa de produccibn antes). Pars

efectos de la evaluación económica, un incremento en la tasa de producción de 25 BPPD, para

las condiciones actuales, resulta en un proceso rentable.

Considerando la tipificación de respuestas, la distribución de los resultado,, se muestra e 1

la tabla siguiente:

Tabla 1. Distribución de respuestas al tratamiento, de acuerdo al punto cle enicio

Iripo de Respuesta Evaluación Final Ii4uy Buena 7.0% 13uena 21.8% Xegular 22.5% -?obre 20.9% :Sin efecto 14.9% :Vegativa 8.5%

Como se observa, la mayoría de los pozos tratados exhibieron un incremento en la tasa de: :?reducción que excede los 25 BPPD, en sise meses de evaluación, lo que representa un éxito .:otal de 65%.

Teniendo en consideración, adicionalmente, los aspectos evoliición y permanencia de

,:fecto, se han identificado seis tipos de respuestas:

ripo 1: Muy buena respuesta inicial, muy buena evolución y muy buena permanencia del efecto

en el tiempo. Estos pozos no solamente mostraron un elevado incremento en la tasa dc:

producción de petróleo, sino además se atenuó su declinación en el tiempo. Este tipo dt:

respuesta se obtuvo en los pozos LL-646 y LL- 15 17 (figura 3 y 4).

Tipo 2: Buena respuesta inicial, buena evolución, pero la permanencia del efecto no es

prolongada, aproximadamente cuatro meses. Estos pozos se caracterizan por experimentar u.1

elevado incremento en la tasa de producción, pero la declinación es Pa misma o más acelerada

que antes del tratamiento. Esta respuesta se evidencia en los pozos TJ-429 y TJ-1110 (figura 5 y

6).

Tipo 3: Respuesta inicial pobre, muy buena evolución y muy buena permanencia d!el efecto. Los

pozos no exhiben incrementos importantes en la tasa de producción en los primeros días después

(le abiertos, pero su tasa de declinación disminuye en el tiempo, llegando inclusive a ser

riegativa, en cuyo caso la tasa de producción se incrementa. Un ejeniplo es el pozo LL-481

(figura 7).

Tipo 4: Pozos que no responden al primer tratamiento, pero exhiben respuestas satisfactorias a

las inyecciones posteriores. Un ejemplo de este tipo de respuesta está representado en el pozo

'TJ-847 (figura 8).

Tipo 5: Los pozos no muestran ningún cambio ante la inyección de bacterias. (figura 9)

Tipo 6: Pozos que no mostraron efecto por el tratamiento y, por el contrario, redujeron su tasa dc,

~~roducción con relación a la exhibida entes de la inyección.

FIGURA 9. HISTORIA DE PRODUCCIÓN, POZO TJ-817

m

m

im

81

O

Análisis de los resultados de acuerdo a las características clel yacimiento

Uno de los objetivos principales de este trabajo fue afinar los criterios de selección de

pozos para ser sometidos al tratamiento. Para esto se evaluaron cinco parámetros, a saber: corte

c.e agua y sedimentos, presión del yacimiento, espesor de la arena, gravedad API y número de

1 x tes abiertos.

La figura 10 muestra el mapa de presiones del yacimiento LL-05, donde se observa que en

las zonas de mayor presión la respuesta al tratamiento microbiano ha sido más efectiva. En esta

í:ona, se encuentran ubicados los pozos LL-646, LL- 15 17 y LL-48 1 (figura 3 , 4 y 7).

Ida figura 11 muestra la distribución de gravedades API en el yacimitmto LL-05, en la que se

observa que la zona de mejor respuesta se encuentra localizada en el centro del yacimiento, cuya

gravedad API promedio es 24".

En la figura 12, se observa que la respuesta al tratamiento ha sido mejor en arenas con

r:spesores menores a 30 pies. En arenas con espesores mayores a 1@O pies, la respuesta a la

inyección no ha sido satisfactoria, ya que existe un elevado grado de heterogeneidad vertica'

entre ellas.

En general, los pozos productores del yacimiento LGINF-05 proclucen de manera conjuntz:

de los cuatro lentes petrolíferos y los tratamientos bacterianos no han sido aplicado:;

selectivamente, ya que el esquema de terminación mecánica de los pozos no lo permite. La

:endencia es a que los pozos que producen de un único lente han respondido mejor que aquello:;

que conjugan producción de varios lentes (figura 13).

El yacimiento L G N - 0 5 es de origen fluvio deltáico, con importantes diferencias

petrofísicas entre los lentes. Sin embargo, la sedimentología indica que hacia el centro del

jacimiento se encuentran los canales distributarios, los cuales exhiben 1:s mejores características

petrofísicas y de buen espesor, influyendo favorablemente en las respiiestas de los pozos a los

tratamientos con bacterias.

F i g u r a 10 . M a p a I sobár lco d e l y a c i m i e n t o LL-O6 1 Isobarico

Yacimiento: U ~ M F O 5

- . s . - na d e b u e n a r e s p u e s t a

d e p o b r e r e s p u e s t a A l t o c o r t e d e a g u a

\

0 M*

\ 0 \ / \ A

4

Adicionalmente, la zona central del yacimiento está adicion;ilmente afkctacia por la

inyección de aguas de desecho, lo cual ha contribuido en cierto grado a que los micxoorganismos

se desplacen más rápidamente y afecten pozos cercanos que no han sido tratados directamente

con bacterias.

Figura 1 1

Yacirn iento LL-O5 -

' A P I > 25

1 24 - 25 " A P '

1 2 2 - 2 3 " A P '

1 2 1 - 2 2 " A P '

20 - 1 9 " A P '

'AP1<18

Esl=- De

Arena (@a)

m i l I I I

Basado en el comportamiento de producción de los pozos inyectados con micaoorganismos

desde septiembre de 1996 (fecha de inicio del proyecto) hasta diciembre de 1998, y al

c,omportamiento de declinación de estos antes de la inyección, se determinó q=ie el recobro

s.diciona1 de petróleo en el yacimiento LGINF-05 producto del tratamiento es de 2.03 MMBLS.

Estudios de Laboratorio

Se realizaron varios análisis de laboratorio con crudos provenientes de los pozos, antes y

después de ser inyectados con la finalidad de determinar los cambios químicos y físicos

c:ausados por el metabolismo microbiano.

La tecnología está basada en el hecho de que los microorganismos comerciales inyectados

z. los pozos, son biodegradadores de los hidrocarburos provenientes de los alcanoi; de alto peso

rnolecular, induciendo el craqueo biológico de la molécula, parte de la cual es consumida por los

rnicroorganismos como una fuente de carbono y energía7 y la o k i parte de la molécula,

permanece como una fiacción menos pesada de crudo.

El incremento de las fracciones livianas (compuestos volátiles) tenderá al incremento de la

gravedad API del crudo tal reducción en la viscosidad facilita la movilidad dentro del

yacimiento.

Para efectos de la evaluación, los análisis de laboratorio fueron realizados utilizando un

c:romatógrafo de gas, con la finalidad de determinar los cambios en la distri1)ución de los

silcanos; el porcentaje de volátiles para la determinación del cambio de las fiacciories livianas, y

la viscosidad para determinar cambios antes y después de la inyección.

De igual forma, es posible relacionar otros análisis de laboratorio, asociados con la

producción de agua. Los primeros pozos inyectados en el Lago de Maracaibo entre 1993 y

1995*, fueron evaluados a través del conteo de bacterias presentes en el agua producida por los

pozos inyectados y por la tensión interfacial entre el agua producida y el crudo, con lo cual se

tlemostró en esa oportunidad, que hay una relación directa entre el número de bacterias y la baja

tensión interfacial, indicativo de que otras actividades bacterianas se van producierido dentro del

yacimiento.

Conclusiones

1. La tecnología ha sido efectiva en mejorar la producción de petróleo, en 65% de los pozos

tratados, dando un promedio de producción adicional mayor de 35 RPPD durante 1 año.

2 . La mayoría de los pozos exitosos están localizados en la zona de mayor presión del

yacimiento, donde las características petrofisicas son mejores, al relacionzrse las altas

saturaciones de crudo y los contactos de agua - petróleo cercano.

3. La respuesta de la estimulación es mejor en crudo con alto contenido de saturados y con

bajo porcentaje de biodegradación.

4. Los microorganismos producen inicialmente una disminución de las fracciones livianas y

luego un aumento de éstas, debido a la remoción de las fracciones nesadas depositadas en el

espacio poroso de las rocas.

5 . La aplicación de esta tecnología probó ser factible y económica, por lo que ha sido adoptada

como una técnica convencional de estimulación de pozos en el Distrito Tía Juana.

pertenecientes a la operadora PDVSA Exploración y Producción, Región Occidente.

Recomendaciones

l. Realizar cromatografia de gases en pozos que representen una área especifica del yacimiento

con la finalidad de saber si el petróleo de dicha área tiene alto contenido de saturados y

seleccionar mejor los pozos a estimular.

2. Escoger adecuadamente los pozos a estimular siguiendo los criterios mínimos de seleccióti

de pozos mostrados en el texto.

3. Evaluar las respuestas de los pozos estimulados en períodos de tiempo no menores a 15

meses. No realizar ningún otro tipo de estimulación durante este período de liempo para aí

garantizar que las respuestas obtenidas se deban únicamente a la acción de los

microorganismos.

4. Evaluar la inyección de nutrientes para reactivar las bacterias inyectadas con anterioridad y

así evaluar la reactivación de las mismas al haber más nutrientes y no competencia entre lc S

microorganismos autóctonos y comerciales para alimentarse.

Nomenclatura N I : BBPD: BOPD: B.C.P: B.E.S: BPPD: BPPDAdic: L.A.G: LGINF-05: PDVSA : POES : %AyS : IB :

American Petroleum Institute Barriles Totales de fluido por Día Barrils Oil per day Bombeo de Cavidad Progresiva Bombeo ElectroSumergible Barriles de petróleo por Día. Barril Adicional de Crudo Por Día. Levantamiento Artificial por Gas Yacimiento Lagunillas Inferior 05. Petróleos de Venezuela, S.A. Petróleo Original en Sitio. Corte porcentual de Agua y Sedimento. Inyección de Bacteria

IReconocimiento Quiero agradecer a la Unidad de Explotación Tía Juana Lago, PDVSA Exploración. y Producción Qccidente, por permitir la publicación de este articulo.

'Referencias

l . Portwood J. T., a Comrnercial Microbial Enhanced Oil Recovery Technology: Evaluation dc: 322 Projects, SPE 295 18, Oklahoma City, April 1995.

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