Aplicación de nuevas tecnologías en la Recuperación Mejorada de Petróleo
El Fracking (fRACTURAMIEnto HIDRÁULICO).
El fracturamiento hidráulico es una
técnica de terminación de pozos por la cual la roca reservorio es fracturada
mediante la inyección de fluidos a altas presiones (Figura). El objetivo es aumentar el flujo de petróleo o gas
natural al pozo a través de las fracturas generadas en el entorno de formación
que lo rodea. Las fracturas permanecen abiertas gracias a la colocación de
arena u otro material granular en las mismas.
El "Fracking" es, en general
aunque no en exclusiva, la técnica adecuada para aumentar la producción de
estos pozos mediante un incrementado de la permeabilidad.
Equipos
usados en el Fracturamiento Hidráulico.
Con
el fin de llevar a cabo las operaciones de fracturación hidráulica se deben
introducir en el pozo una serie de fluidos que son bombeados a la tubería o
"casing" de producción del pozo a alta presión. Cabe señalar que, en
general, es necesario que el "casing" de producción esté instalado y
cementado y que sea capaz de soportar la presión que va a ser sometido a
durante las operaciones de fractura hidráulica. Una vez cumplido este requisito
comienza la operación de fractura hidráulica que requiere de una gran cantidad
de fluidos, soportantes, aditivos y equipos mecánicos para su realización de forma
segura y precisa (Figura).
Los materiales y equipos imprescindibles
para su realización se detallan a continuación.
Equipos de
Superficie:
Bombas para fracturamiento.
La potencia necesaria para que cualquier sistema de
bombeo introduzca los fluidos y productos al pozo la suministra la denominada
bomba de fractura o “Frac Pump”. El conjunto más usado en el “Fracking” es la
bomba SPF-343 (3 unidades de bombeo una de 20000 HP y dos de 15000 HP).
"Blender" (mezclador).
El "blender" o mezclador es literalmente el
"corazón" de la operación de fractura. Los productos de fractura son
mezclados en este equipo antes de ser bombeados al pozo.
"Manifolds" (Colectores) de succión.
Los "manifolds" de succión incluyen: el
"manifold" incorporado al tanque de fracturamiento, el
"manifold" de succión común, el "manifold" del tanque de
lodos y el "manifold" de descarga.
·
Manifold incorporado al tanque de
Fractura.La mayoría de lostanques de fractura están equipados con
un mínimo de cuatro conexiones de 4” y una válvula mariposa de 12” entre el
tanque y las conexiones. Para un trabajo en el que intervengan múltiples
tanques, algunos tanques de fractura se pueden conectar entre ellos con
mangueras cortas flexibles para formar un "manifold" de succión
común.
·
Manifold de descarga. Esta
unidad se interconecta con acoplamientos y consta de 4 componentes principales:
el "manifold" del "blender", la tubería de conexión, el
"manifold" de succión de la bomba y el de descarga de la bomba. Este
último "manifold" posee un cabezal de descarga al "blender"
principal, al cual se pueden conectar hasta ocho mangueras para descargar.
Dentro de un circuito cerrado de fluidos.
Tanques de almacenaje de fluidos
En las operaciones de "Fracking" emplean
distintos tipos y tamaños de tanques para almacenaje de fluidos.
Mangueras.
Se suelen emplear mangueras flexibles de goma tanto para
succión como para descarga que se utilizan para enviar los fluidos desde su
lugar de almacenaje al equipo de mezcla de aditivos o equipos de bombeo.
Es la conexión al
pozo y permite la unión del equipo de fractura al pozo.
En
la Figura, puede verse una
imagen de los equipos de superficie empleados en la fractura hidráulica y el
cabezal de fractura en una operación de “Fracking”.
Equipos de
Subsuelo:
"Packer" (obturador o empacador).
Para aislar la
formación a fracturar se utilizan herramientas especiales de fondo de pozo:
"packers" y tapones. Aparte de detalles mecánicos, la diferencia
fundamental entre ellos está en que a través del "packer" (Figura) debe haber paso (empaque
superior) mientras que el tapón debe ser ciego (empaque inferior). La acción de
los "packers" evita
elmovimientoverticaldelosfluidosporelespacioanularyaíslalapartesuperiordelpozodelapresión
de trabajo (presión de inyección de los fluidos)durante la operación de
fractura.
Fluidos; tipo, composición y etapas de inyección.
El proceso de fractura del reservorio se
realiza bombeando distintos tipos de fluidos previamente preparados.
Los principales tipos son:
"Pad"o colchón: Constituye
el mayor volumen de fluido bombeado. Su misión es iniciar o producir la
fractura y abrirla lo suficiente durante la operación para que pueda ingresar
el agente de sostén.
Tratamiento: Es un fluido cargado del
denominado “propante” o soportante que actuará como agente de sostén evitando
el cierre de la fractura, pero permitiendo el paso de fluidos.
"Flush"o enjuague:
Son fluidos de limpieza que se utilizan en distintas etapas de la operación
con objeto de limpiar o lavar el pozo.
Existe un último tipo de fluidos que son
los denominados fluidos de retorno o "Flowback",
término que designa a los efluentes del pozo constituidos por agua y sustancias
lavadas de las formaciones objetivos y que retornan a superficie.
Composición de los Fluidos usados en el
"Fracking".
El
fluido suele componerse de agua (84-90%) y arena (material soportante, entre 15
y 9%) que juntos constituyen el mayor volumen del fluido de fracturación. El
total se alcanza con la incorporación de algunos aditivos químicos que
corresponden a porcentajes entre el 0,5 y el 0,8%. En la Figura N° 5, se resume una composición “típica” de un fluido de
fracturación.
Etapas de Inyección de Fluidos.
La ejecución de fractura consta de
diferentes etapas de inyección de fluido, que a continuación se detallan:
" AcidStage”, pre colchón o lavado inicial
Se bombea agua dulce a las tuberías de
fracturamiento, para limpiar cualquier impureza presente, el proceso se
completa con un tratamiento con ácido clorhídrico para limpiar el cemento del
pozo.
"Pad" o colchón
En esta fase se bombea el mayor volumen
de fluidos de los involucrados en todas las operaciones de “Fracking”. El
objetivo es producir la fractura y abrirla lo suficiente para que en una fase
posterior de la operación pueda ingresar el agente soportante. En este fluido
se añade reductores de fricción y estabilizadores de arcillas.
“PropSequence” o “Slurrystage” / Fluido con sustentate o
Lechada.
Se inyecta el fluido de fractura cargado
de agente soportante que actuará como agente de sostén evitando el cierre de la
fractura, pero permitiendo el paso de fluidos. El procedimiento se basa en un
incremento de la concentración fluido de relleno al que se añade el material
soportante hasta el final del tratamiento.
"Flush" o lavado final
Una vez que el agente soportante está
introducido en las fracturas se procede a un lavado o "flush" Su
objetivo es desplazar la suspensión desde el pozo hasta la punta de la
fractura. Por ello, es importante verificar que no exista un desplazamiento
exagerado del fluido, ya que podría causar un estrangulamiento de la fractura y
esto ocasionará una disipación de la presión de fracturamiento y el cierre de
la misma. Es decir en este paso se elimina cualquier residuo de soportante que
no esté en la formación y lo desplaza hacia la misma pero sin desplazar el
soportante previamente introducido en las fracturas.
En la Figura. Se resumen gráficamente los pasos de una operación de
fracturamiento hidráulico.
proceso THAI (Toe
to Hell Air Injection).
Descripción
del proceso THAI.
El
proceso THAI (Toe to Hell Air Injection o inyección de punta a punta) es un
nuevo método de recuperación para yacimientos de crudos pesados y extrapesados.
Básicamente es una variante de un proceso convencional de Combustión en Sitio
en la que se integran conceptos del mismo con la tecnología de pozos
horizontales.
Fundamentos
del proceso.
La tecnología
THAI hace uso de un pozo vertical de inyección de aire, con uno de producción
horizontal. Integrando tecnologías ya existentes, proporciona la oportunidad de
crear un cambio de ritmo en el desarrollo de los recursos de crudos pesados y
extrapesados a nivel mundial.
Durante
el proceso, se forma un frente de combustión, generando calor, lo que reduce la
viscosidad del crudo mejorando su movilidad y al mismo tiempo, se craquean los
componentes de alto peso molecular e inmóviles para generar productos móviles,
menos densos y de menor viscosidad.
A
medida que avanza el frente de combustión, el petróleo calentado es producido
de forma gravitacional hacia el pozo productor, de esta manera el frente de
combustión barre el yacimiento de forma muy eficiente, obteniendo un estimado
del factor de recobro del 80% de petróleo original es sitio (POES).
Con la finalidad de lograr un óptimo
desarrollo del proceso THAI, el pozos vertical debe estar ubicado buzamiento
arriba en el yacimiento y los horizontales en las zonas relativamente bajas.
Equipos de Superficie.
Entre
algunos de los equipos de superficie que se deben utilizar en un proceso de
THAI se pueden mencionar:
1. Planta compresora.
2. Centro de control.
3. Planta de tratamiento.
4. Separadores.
Etapas
del Proceso THAI.
1.- Puesta
en Marcha.
En la puesta en
marcha, tanto el pozo horizontal como el pozo vertical son precalentados con
vapor durante un periodo de tiempo (3 meses) a fin de mejorar la movilidad
alrededor del pozo vertical (inyector) y facilitar la inyección de aire.
Después de estos tres primeros meses se detiene la inyección de vapor y se
empieza a inyectar aire por el pozo vertical para iniciar la combustión y
mantenerla.
2.- Zona de Coque.
El area roja muestra donde están siendo depositadas las
fracciones pesadas (coque) en el yacimiento. El coque es el combustible para el
proceso, el cual se obtiene a traves de la quema de aproximadamente un 10% del
crudo en sitio. Este coque es depositado entre la base del yacimiento y el
frente de combustión.
3.- Petróleo Movilizado.
El área verde es
donde la saturación de petróleo ha sido reducida en 80% hasta un 50%, mostrando
que el mismo se ha movido desde la zona dentro del pozo horizontal.
Los gases calientes (principalemnte
nitrógeno, dióxido de carbono y vapor de
agua) atraviesan la zona fría del crudo delante de la zona de combustión a
temperaturas entre 400 y 700 °C, creando una zona de movilidad en donde el
crudo y los gases fluiran hacia el pozo.
Finalmente, la produccion se
estabilizará a una tasa determinada, cuando el frente de combustión avance a
una velocidad constante, lograndose con esto un mejoramiento del crudo de la
formación.
4.-Combustión.
Se inyecta aire
dentro del yacimiento, auto encendiendo el petróleo y se crea una zona de
combustión de alta temperatura (400-700 °C).
El fluido inyectado
caliente entra en contacto con el crudo frío en frente de la zona de combustión
causando el adelgazamiento de las fracciones de crudo para movilizarlas y las
fracciones pesadas son en parte utilizadas para generar el coque.
El crudo liviano y el
agua del yacimiento vaporizada son barridos dentro del pozo horizontal hasta la
superficie. El frente de combustión se mueve a razón de veintitrés centímetros
por día (23 cm/día) o cien metros por año (100 m/año).
5.- Estado
de Equilibrio.
Mientras continua la
inyección de aire, el frente de drenaje de crudo aumenta hasta llegar al borde
de la zona modelada. En este momento, se establece un banco de aire continuo y
se espera que la producción se estabilice.
En el estado de
equilibrio, la forma del frente de drenaje de petróleo es constante, lo que
permite controlar el flujo de oxígeno y garantizar que predomine el proceso de
oxidación a altas temperaturas.
6.- Estado
Final.
La parte delantera
del volumen de drenaje ha alcanzado ahora el talón (Heel) del pozo horizontal.
El yacimiento ya está precalentado y el proceso puede continuar en esta fase
del estado de equilibrio a las tasas de producción máximas. La región detrás
del frente encendido es ahora barrido de crudo, demostrando porque se esperan
altos factores de recobro con el proceso THAI
Criterios para la aplicación de THAI.
1.
El yacimiento debe ser lo más uniforme
posible.
2.
Crudo con alto contenido de componentes
pesados.
3.
Crudos con cierto porcentaje de asfáltenos.
4.
El espesor de la arena debe estar entre 8 y 100
pies.
5.
La gravedad del crudo debe ser de 8 a 25
°API.
6.
Se recomienda que la profundidad se encuentre
entre 3000 y 5000 pies.
7.
Presencia de gas libre es perjudicial.
Ventajas
del Proceso THAI.
1.
Proceso
de combustion a corta distancia.
2.
El
estimado de recuperacion de recursos es de un 70-80%.
3.
Mejor
control sobre la dirección hacia la cual se mueve el frente.
4.
No
hay segregacion gravitacional de aire o adedamiento.
5.
Obtención
de agua de mejor calidad durante el proceso de producción.
6.
Mejoramiento
del crudo hasta un incremento de 10 °API, por ende se requiere de menor
refinación.
7.
Reducción
de diluente requerido para transportar el crudo, debido a la disminucion de la
viscosidad del mismo.
8.
El
combustible para mantener la combustion es el coque resultante del craqueo.
9.
Los
pozos así como las instalaciones de superficies son convencionales.
10.
El
agua y el gas natural se utilizan solo durante los primeros 3 meses para
generar el vapor que se inyecta, para el resto de la vida del pozo, no se
utilizan los fluidos, con lo cual se puede reducir en un 22% las emisiones de
dioxido de carbono (CO2), y reducir significativamente el impacto
ambiental.
Desventajas
del Proceso THAI.
1. Temperaturas extremadamente altas, lo que
conduce a que equipos tales como revestidores y cabezales de pozo tengan que
resistir el calor.
2. Cambios en la composición de crudo producido,
pudiendo perder características importantes, lo que haría difícil el proceso de
refinación.
3. Los remanentes de coque quemado pueden sellar
el pozo horizontal mientras avanza el frente de combustión.
4. Severa corrosión en los equipos de subsuelo
en caso de realizarse el proceso en modalidad de combustión húmeda, debido a la
presencia de agua, CO2, como gas proveniente del proceso de
combustión las altas temperaturas
manejadas en el proceso.
Proceso THAI/CAPRI.
El
método THAI/CAPRI es una variación del proceso THAI desarrollada en conjunto
entre el Petroleum Recovery Insitute y la Universidad de Bath, en Inglaterra.
Actualmente es propiedad intelectual de Petrobank, compañía canadiense que
sigue trabajando para adelantar dicha tecnología.
La
diferencia principal del proceso THAI/CAPRI con respecto al THAI está en un
catalizador comercial (se trata de un reactor catalítico de fondo o mejorador
in-situ) que se agregar al relleno de grava alrededor del pozo de producción
horizontal.
El
proceso CAPRI es una versión mejorada, al incluir también, (atendiendo a la
necesidad de incrementar la calidad del crudo desde su origen y reducir los
costos de refinación en superficie) con un catalizador de fondo
La
idea que sustenta a THAI/CAPRI consiste en iniciar un fuego subterráneo y hacer
fluir el bitumen o el crudo pesado y, al mismo tiempo, mejorar el crudo antes
de que salga del suelo.
La
sección horizontal del pozo productor contiene catalizador granulado, que
incrementa y acelera el craqueo térmico, permitiéndole a un crudo pesado
alcanzar una gravedad de 28 °API y viscosidades finales de 40cp. El catalizador
utilizado puede ser de desecho de refinería, por lo que es de muy bajo costo.
En
primer lugar, los operadores encienden un fuego que se elimina junto con el
aire que se bombea hacia abajo en un pozo vertical. En el fondo del pozo
vertical se encuentra el extremo, o punta (toe) de un pozo horizontal. Al
bombear aire, crece la cámara de combustión y se desarrolla un calor inmenso
dentro del yacimiento. Este calor reduce la viscosidad del crudo, cuya gravedad
entonces hace que fluya hacia el pozo de producción horizontal. Cuando el crudo
caliente drena a través del catalizador hasta el pozo, ocurre el mejoramiento
adicional del mismo, debido a que productos no deseados como azufre, asfáltenos
y metales pesados son separados. Finalmente, el gas producido a partir de la
combustión facilita el ascenso del crudo hasta la superficie.
El proceso THAI/CAPRI podría eliminar
la necesidad de mejoradores como los del Complejo José en el Estado Anzoategui.
Resultados de laboratorio demuestran que sólo usando THAI se transforma un
crudo de 11 °API a uno de 19°. Al aplicar CAPRI se puede aumentar este valor
hasta 26 °API, produciendose un crudo mejorado en sitio de muy alta calidad,
que ofrece potenciales mejoras en uanto al transporte y la refinacion, y por
ende económicas, lo cual no pidría realizarse a través de otros métodos de
recuperación mejorada.
La Figura muestra una sección
abierta de la parte horizontal del pozo donde se aprecia el catalizador
(sólido) que es el encargado de entre otras cosas de incrementar la calidad del
crudo como anteriormente se ha mencionado.Es simplemente THAI más un
catalizador, el cual se agrega al relleno de grava alrededor del pozo de
producción.
Ventajas:
1.
Se estima una recuperación de
hasta el 80% según cálculos.
2.
Se disminuye la viscosidad del
crudo que se encuentra en el yacimiento.
3.
Se puede mejorar la gravedad API
de 11º hasta 26º.
4.
Permite un ahorro considerable en
los precios de refinación.
5.
No deteriora el medio ambiente.
6. En comparación con la inyección
tradicional de vapor, se requiere menos energía para generar vapor.
7.
La disposición de THAI/CAPRI
evita los principales problemas asociados con la inyección de aire de larga
distancia de desplazamiento.
1. Un problema con Thai/Capri podría ser sus
temperaturas extremadamente altas.
2. Con este proceso se cambia la composición del
crudo producido, pudiendo perder características importantes, lo que haría más
difícil o imposible la refinación.
Comparación de THAI y la Combustión en Sitio.
De
acuerdo a sus desarrolladores, una de las ventajas del proceso THAI con
respecto a la Combustión en Sitio tradicional es preservar el mejoramiento
térmico logrado por craqueo y destilación, ya que los fluidos movilizados se
desplazan directamente hacia el pozo horizontal, evitando pasar por las
regiones más frías del yacimiento.
Existen
otras diferencias entre ambos procesos, las cuales se enuncian en la siguiente
tabla:
Comparación de THAI y el SAGD (Steam Assisted Gravity
Drainage).
Existen
diversas diferencias tanto ambientales
como económicas entre los procesos térmicos THAI y SAGD, las cuales se
puntualizan en la siguiente tabla:
Recuperación Asistida por Bacterias.
El
Mejoramiento de la Producción de Petróleo Mediante el Uso de Aplicaciones
Biotecnológicas, es una técnica conocida como recuperación
asistida por bacterias, la cual consiste en la inyección de microorganismos
seleccionados dentro del reservorio y la posterior estimulación y transporte de
sus productos metabólicos generados in situ a fin de obtener una reducción del
petróleo residual dejado en el reservorio. Estos microorganismos pueden actuar
como agentes movilizantes de petróleo residual o agentes tapón para aislar
selectivamente zonas no deseadas del reservorio.
En
el proceso de "fermentación bacterial in situ" una combinación de
mecanismos es la responsable de la estimulación de la producción o el
mejoramiento en la recuperación de petróleo.
Todos
los posibles mecanismos se muestran a continuación:
Mejoramiento
de la movilidad relativa del petróleo con respecto al agua
mediante biosurfactantes y biopolímeros.
Re-presurización
parcial del reservorio por la liberación de gases como el
metano y el CO2.
Reducción
de la viscosidad del petróleo a través de la disolución
de solventes orgánicos en la fase petróleo.
Incremento
de la permeabilidad de la rocas carbonáticas en reservorios
calcáreos debido a ácidos orgánicos producidos por bacterias anaeróbicas.
Limpieza
de la vecindad del pozo mediante los ácidos y gases originados
in situ. El gas sirve para empujar petróleo de poros muertos y remover finos
que taponan las gargantas porales.
Modificación
de las condiciones de mojabilidad. Una vez que la biomasa se
adhiere a la superficie de la roca, ésta genera membranas biológicas que
liberan el petróleo adsorbido sobre la superficie de la roca.
Taponamiento
selectivo de zonas altamente permeables mediante la inyección de
bacterias "gelificantes" seguidas por una solución azucarada que
"enciende" la gelificación por producción extra de células gomosas.
La eficiencia areal de barrido es así mejorada.
Ventajas
Económicas y Operativas.
1. Los
microorganismos y nutrientes inyectados son baratos, fáciles de obtener y
manejar en el campo.
2. El
MEOR es económicamente atractivo en campos productores marginales.
3. El
costo del fluido inyectado no depende del precio del petróleo.
4. Generalmente,
la implementación de este proceso necesita sólo pequeñas modificaciones en las
facilidades existentes de producción, lo cual reduce el costo de inversión.
5. El
método es fácil de aplicar con equipamiento de producción convencional.
6. El
MEOR es menos costoso de implementar y más sencillo de monitorear que cualquier
otra técnica de recuperación asistida (EOR).
7. Los
productos del proceso de MEOR son todos biodegradables y no se acumulan en el
ambiente.
Limitaciones
Económicas.
Los
limitados análisis económicos existentes de los ensayos de campo muestran que
el mayor costo de un proyecto de MEOR se encuentra en el costo del nutriente
para alimentar los microorganismos.
En
estos momentos, el costo del nutriente reportado en la literatura es de
aproximadamente $100/ton
Criterios
de selección de reservorios candidatos para MEOR.
Proceso Toe to Heel Steam Flood (THSF, por la sigla
en inglés).
Proceso
Punta hasta el talón de inundación de vapor.
Es una novedosa técnica de recuperación mejorada
de crudo pesado. Esta hace parte de las tecnologías Toe to Heel, las cuales
aprovechan las grandes áreas de drenaje de los pozos horizontales. El THSF
utiliza un par de pozos para la explotación del petróleo, uno vertical para
inyectar vapor de manera continua y uno horizontal, que permite la producción
de crudo junto con agua caliente resultante de la condensación del vapor
inyectado. Debido a las características de la configuración de pozos, el factor
de recobro obtenido tras la aplicación del proceso es significativamente alto.
Además, se obtiene una respuesta casi inmediata en el incremento de la
producción de petróleo usando una baja relación entre el vapor requerido y el
crudo producido.
La
técnica THSF, mostrada en la Figura, consiste en inyectar vapor a través del pozo vertical. Al ingresar en
la formación, éste forma un frente de vapor, dando como resultado una zona de
aceite móvil. Entonces, en este proceso es necesario propagar vapor en frente
del banco de aceite pesado, para producir luego por el pozo horizontal.
La
aplicación de las técnicas toe toheel disminuye el tiempo de respuesta del
proceso de recobro por la cercanía del pozo productor con el inyector. Además,
es menor la distancia entre el frente de inyección del fluido de interés y el
pozo productor. También se acorta la distancia que deben recorrer los fluidos
que serán producidos, logrando un barrido uniforme y el incremento en el factor
de recobro.
Factores que afectan el proceso
THSF.
1.-Espesor de la zona productora. El
proceso THSF depende básicamente de los efectos gravitacionales generados en la
zona productora. Por esto, la existencia de un espesor productor que favorezca
este efecto, permitirá que el factor de recobro aumente.
2.
Intercalaciones de arcillas. La
presencia de estos elementos en procesos térmicos es siempre importante, ya que
se ha comprobado que tienden a capturar el vapor que es inyectado. Por lo
tanto, es necesario identificarlas y evitar su contacto.
3.
Tasas, presiones y calidad de inyección
del vapor. Las condiciones operacionales de un proceso de
inyección de vapor son cruciales al momento de evidenciar los resultados de
este. Dependiendo de la presión se pueden presentar daños a la formación y
según la tasa y calidad del fluido, el avance de la inyección se verá afectada.
4.
Propiedades de los fluidos de la
formación. Dependiendo de los fluidos presentes en la formación y
de las posibles pérdidas de fluido inyectado, el proceso puede aumentar su
eficiencia.
Desventajas del proceso
THSF.
1. La principal limitación del uso del vapor es
que una fracción muy grande del petróleoqueda inmóvil. Este petróleo residual
solo puede ser móvil por craqueo térmico a altas temperaturas (>500ºC) tal
como ocurre en un proceso THAI.
2.
Este proceso y sus diferentes configuraciones
solo pueden ser considerados para yacimientos donde el petróleo tiene alguna
movilidad inicial bajo condiciones de yacimientos.
3.
Es necesario controlar la canalización a
través del pozo horizontal productor.
4.
Es mucho más difícil obtener una propagación
estable del frente térmico en el proceso THSF comparado con el proceso THAI.
Esto es por la necesidad de obtener un ángulo de inclinación hacia adelante del
frente térmico. Este ángulo de inclinación se obtiene muy fácilmente en el
proceso THAI debido a la gran diferencia de densidades entre el aire y el
petróleo.
Halo, soy Helena Julio de Ecuador, quiero hablar bien sobre el Servicio de Financiación de Le_Meridian sobre este tema. El Servicio de Financiación de Le_Meridian me brinda apoyo financiero cuando todos los bancos de mi ciudad rechazaron mi solicitud de otorgarme un préstamo de 500,000.00 USD, I Intenté todo lo que pude para obtener un préstamo de mis bancos aquí en Ecuador, pero todos me rechazaron porque mi crédito era bajo, pero gracias a Dios llegué a conocer a Le_Meridian, así que decidí intentar solicitar el préstamo. con Dios dispuesto a que me otorguen un préstamo de 500,000.00 USD, la solicitud de préstamo que mis bancos aquí en Ecuador me rechazaron, fue realmente increíble hacer negocios con ellos y mi negocio va bien ahora. Aquí está Le_Meridian Funding Investment Email / WhatsApp Contact si desea solicitar un préstamo de ellos. Correo electrónico :lfdsloans@lemeridianfds.com / lfdsloans@outlook.com
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