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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE GAS
FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA PARA LA EXPLOTACIÓN DE GAS LIBRE
EN EL YACIMIENTO 12 CU008 DEL CAMPO CUMAREBO.
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE GAS Autor: Héctor Eduardo Álvarez García
Tutor: Jorge Barrientos
Maracaibo, octubre de 2011
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DEDICATORIA
A Dios Todopoderoso y a la virgen María por ayudarme a cumplir esta meta
A mi mamá, sin ella este esfuerzo no se hubiera concretado
A mi familia por apoyarme y su comprensión
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AGRADECIMIENTO
A Dios Todopoderoso y a la Virgen María, quien siempre están presente en mí día a día.
A mi mamá, por su apoyo incondicional y estimulo constante
A mi familia por ser apoyo.
A mi novia Arelis, sin ella dudo que pudiera haber culminado este trabajo.
A los profesores Jorge Barrientos e Ignacio Romero quienes me apoyaron en todo momento
Al Ingeniero Norberto González quien fue pilar fundamental en el desarrollo de esta
investigación
A todas aquellas personas que de una u otra forma me apoyaron y ayudaron a finalizar esta
nueva meta.
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Alvarez García, Héctor Eduardo. Factibilidad técnico-económica para la explotación de gas libre en el yacimiento 12 CU008 del Campo Cumarebo (2011). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 82p. Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
RESUMEN
Se plantea analizar la factibilidad técnico-económica para la explotación de gas libre en el yacimiento 12 CU008 del campo Cumarebo. El mismo posee una data de perforación desde septiembre de 1931 completándose la mayoría en octubre de 1931, su producción fue promedio por pozo de 858 BBPD estrangulador de 1 ½” presión del revestidor 600 lbs, presión eductor 280, Gravedad 44,5 ° API. Produjo unos 200 BPPD promedio por pozo con GOR normal hasta febrero de 1939. Para el caso especifico del analizar el comportamiento histórico de Producción y Presión de los pozos y del yacimiento, se tiene a conocimiento que fue sometido al método de recuperación secundaria, por inyección de agua sin mucha ganancia por lo que se aplicó la inyección de gas hasta que la producción declinó, es evidente que el objetivo era la producción de crudo para ese entonces. En cuanto a determinar las Características Petrofísicas del yacimiento fue necesario conocer las características químicas y físicas de los fluidos presentes en el mismo, por ello se establecieron estudios Gravedad Específica del Gas, factor de Compresibilidad del Gas, factor Volumétrico del Gas, Compresibilidad del Gas, Viscosidad del Gas, Porosidad, Permeabilidad, Saturación de Agua. Así mismo para el caso de determinar el modelo más adecuado para el agotamiento de la Capa de Gas del Yacimiento 12 CU008, las actuales tasas de producción están en el rango de producción actual de otros yacimientos en el mismo campo. Para el caso especifico de determinar la Factibilidad Económica para el agotamiento de la Capa de Gas del Yacimiento 12 CU008, este campo presenta una cartera de proyectos amplia en cuanto a gas se refiere, uno de los proyectos más importantes es el de abastecer el Complejo Refinador Paraguana. Este yacimiento ofrece una tasa de producción confiable para este proyecto. Palabras clave: factibilidad, técnico-económica, explotación, gas, yacimiento. Email del autor: [email protected]
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Alvarez García, Héctor Eduardo. Technical and economic feasibility for the operation of free gas in the reservoir 12 Field CU008 Cumarebo (2011). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 82p. Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
The research is aimed at analyzing the technical and economic feasibility for the use of free gas in the reservoir 12 Cumarebo CU008 field. From the results of the objective relating to describe the characteristics of CU008 Field Field Cumarebo 12, has a Datran drilling since September of 1931 completed the majority in October 1931, average per well production was 858 1 ½ BBPD Strangler "casing pressure 600 lbs, pressure eductor 280, 44.5 ° API gravity. He produced over 200 BOPD per well with GOR average normal until February 1939. For the specific case of analyzing the historical behavior of production and pressure wells and reservoir, one has to know that he was subjected to the method of secondary recovery by water injection, without much gain that the injection of gas to declined and that production was not profitable, it is clear that the goal was the production of oil by then, gas was not as important because of what he chose to leave the pits. In determining the petrophysical characteristics of Field 12 CU008 was necessary to know the chemical and physical characteristics of the fluids present in the same, because the hydrocarbons are very complex mixtures where the pressure and temperature vary in the composition of the mixture during its extraction from the reservoir to the surface, this study established specific gravity of gas, the gas compressibility factor, factor Volumetric Gas Compressibility of Gas, Gas viscosity, porosity, permeability, water saturation. Also for the case to determine the most appropriate model to achieve depletion of the Gas Reservoir 12 CU008, current rates of production are in the range of current production of other sites in the same field, but not to be missed optics that the production rate densifle gas layer could be so violent that cause damage to the site without having cleared all the desired gas. For the specific case of determining the economic feasibility for the depletion of the Ozone Gas Reservoir 12 CU008, this field Cumarebo has a wide portfolio in terms of gas is concerned, one of the most important projects is to supply the complex Paraguana Refining, who is currently being fed by the East and West of the country, however most do not complete their goal of processing natural gas. The site offers 12 CU-008 without a doubt a reliable production rate for this project, taking into account the surface variables that were not evaluated in this graduate work being outside the scope of the investigation. Keywords: feasibility, technical and economic exploitation, gas, oilfield
Email del autor: [email protected]
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TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN…………………………………………………………………………………….. 4
ABSTRACT…………………………………………………………………………………… 5
DEDICATORIA………………………………………………………………………………. 6
AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………………….. 7
TABLA DE CONTENIDO……………………………………………………………………. 8
LISTA DE TABLAS………………………………………………………………………….. 10
LISTA DE FIGURAS…………………………………………………………………………. 11
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………….. 12
CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Ubicación geográfica…………………………………………………………………….
1.2. Objetivo general………………………………………………........................................
15
15
1.3. Objetivos específicos……………………………………………………………………. 15
1.4. Planteamiento del problema…………………………………………………………….. 16
1.5. Justificación y delimitación de la investigación………………………………………… 16
1.6. Antecedentes de la investigación……………………………........................................... 17
1.7. Metodología a utilizar ………………………………………………………………….. 18
CAPITULO II: FUNDAMENTOS TEÓRICOS
2.1. Gas natural………………………………………………………………………………... 19
2.1.1. Formación del gas natural………………………………………………………….. 20
2.1.2. Propiedades del gas natural………………………………………………………... 22
2.1.3. Clasificación del gas natural………………………………………………………... 22
2.1.4. Energía del gas……………………………………………………………………. 23
2.1.5. Solubilidad de los gases…………………………………………………………... 23
2.2. Trampas de hidrocarburos………………………………………………………………... 24
2.2.1. Tipos de trampas………………………………………………………………….. 25
2.3. Yacimientos………………………………………………………………………………. 28
2.3.1. Clasificación de los yacimientos…………………………………………………… 28
2.3.1.1. Desde el punto de vista geológico…………………………………………... 28
2.3.1.2. Según el estado de los fluidos……………………………………………….. 29
2.2.1.3. En base a los hidrocarburos que contienen………………………………….. 30
9
2.3.1.4. Según el mecanismo de producción…………………………………………. 32
2.3.1.5. De acuerdo a los volúmenes originales……………………………………… 34
2.4. Reservas de hidrocarburos………………………………………………………………... 34
2.4.1. Cálculo de reservas de hidrocarburos……………………………………………… 36
2.4.2. Cálculo del factor de recobro………………………………………………………. 42
2.5. Indicadores económicos…………………………………………………………………... 47
CAPITULO III. GENERALIDADES DEL CAMPO CUMAREBO
3.1. Ubicación…………………………………………………………………………............. 49
3.2. Geología…………………………………………………………………………………... 50
3.3. Estratigrafía……………………………………………………………………………….. 53
3.4. Estructura…………………………………………………………………………............. 55
3.5. Comportamiento de producción…………………………………………………………... 56
3.6. Características sedimentarias de los intervalos productores……………………………… 57
3.7. Descripción de las arenas productoras……………………………………………............. 59
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS………………………………………. 62
CONCLUSIONES…………………………………………………………………………….. 77
RECOMENDACIONES………………………………………………………………………. 79
REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA…………………………………………………………… 81
10
LISTA DE TABLAS
Tablas Página
1 Clasificación de los gases según su volatilidad……………………………... 19
2 Clasificación de las Reservas ………………………………………………. 35
3 Recobro Primario de acuerdo al Mecanismo de Producción………………... 44
4 Pozos que atraviesan el Yacimiento 012 CU 008………………………........ 67
5 Cálculos de área y volumen para el Yacimiento 012-C008…………………. 67
6 Topes, arena neta petrolífera y estado mecánico de los pozos que atraviesan
el Yacimiento 012-C008……………………………………………………..
68
7 Calculo del petróleo y gas producido en los pozos del Yacimiento 012
CU008………………………………………………………………………..
69
8 Pozos que atraviesan el yacimiento 012 CU008 y el tipo de hidrocarburo
que produce…………………………………………………………………..
71
9 Total Petroleo y gas producido por el yacimiento 012 CU 008……………... 71
10 Variables económicas consideradas…………………………………………. 75
11 Estimacion de Produccion del Yacimiento 012 CU 008…………………….. 75
12 Variables macroeconómicas calculadas……………………………………... 76
11
LISTA DE FIGURAS
Figuras Página
1 Formaciones del Gas Natural……………………………………………….. 21
2 Trampas de Hidrocarburos…………………………………………………. 24
3 Vista de Trampas de Hidrocarburos ……………………………………….. 25
4 Trampas por Falla ………………………………………………………….. 26
5 Trampas por Pliegue Anticlinal ……………………………………………. 26
6 Trampas Estratigráficas…………………………………………………….. 27
7 Trampas Mixtas………………………………….......................................... 27
8 Diagrama de Fases ………………………………….................................... 31
9 Ubicación del Yacimiento 12 del Campo Cumarebo…………..................... 62
10 Mapa Estructural al tope de la Arena 12 de la Formación Caujarao, donde
se puede apreciar el Yacimiento 012-C008…………………………………
65
11 Sección estratigráfica con los pozos CU-166, CU-165 y CU-159, en
sentido Noroeste-Sureste y con datum estratigráfico en el tope de la Arena
11 de la Formación Caujarao………………………………………………..
66
12 Gas de Formación de Petrocumarebo del año 2010 ……………………… 70
13 Gas utilizado por el Complejo Refinador Paraguaná………………………. 71
14 Diagrama Mecanico del pozo CU 147……………………………………… 73
15 Autorización Para desembolsos correspondiente a la rehabilitación del
pozo CU-147
74
12
INTRODUCCIÓN
Los procesos relacionados con el acontecer de la industria petrolera, están orientados y
comprometidos con el manejo mas optimo y racional de los recursos, de manera que la
generación de su producción y productividad pueda representar para el país una fuente de
ingresos la cual permita revertir en respuestas a las necesidades y planes sociales que el Estado
emprende con la sociedad.
En este sentido, el desarrollo social en PDVSA es un proceso que formula y ejecuta proyectos,
en alineación y articulación con los planes sociales del Estado para beneficio de las comunidades.
Se persigue lograr un nivel de desarrollo sustentable y sostenible en el tiempo, considerando la
utilización plena del potencial humano; el manejo eficiente, social y técnico del gasto público
social, y el respeto por el equilibrio ecológico.
Por ello, la producción petrolera esta siempre encaminada con el logro de las mejoras
practicas, razón por la cual ha innovado en una gran cantidad de procesos dentro de los cuales la
exploración, la explotación y la comercialización han sido caracterizados con intenciones y
compromisos de cambios, por cada una de las unidades operativas, logrando de esta forma un
giro estratégico.
Sobre estas actuaciones de cambio, el proceso de análisis de factibilidad técnico-económica
para la explotación de gas libre en el yacimiento 12 CU008 del campo Cumarebo se ha planteado
como el propósito fundamental de esta investigación, por ello se ha considerado que el mismo se
encamina con la intención optimizadora y de cambio que en la actualidad se plantea en la
industria petrolera.
Basado en esta intención, el estudio focalizado para el yacimiento 12 CU008 del campo
Cumarebo, está situado en el área norte del Estado Falcón, 42 Km. al este de Coro y 5 Km. al sur
de la costa del Mar Caribe y pertenece a la Cuenca de Falcón, la cual es un área tectónicamente
interesante donde existe una interacción entre la Placa Sur Americana y La Caribe.
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Además, el Campo Cumarebo pertenece al Anticlinorio de Falcón y se define como lo
siguiente: Es una acumulación de hidrocarburos controlada por una estructura anticlinal,
alargada, con rumbo NE-SO, asimétrico, declive hacia el NE, con flancos de altos buzamientos
hacia el norte y con moderados buzamientos hacia el sur.( CVP,1977), de aproximadamente 4
Km. de longitud y 1,5 Km. de ancho, cortado transversalmente por una serie de fallas normales,
que lo divide en tres zonas; dos de las cuales (central y sur occidental) contienen principalmente
petróleo y una zona al noreste que contiene básicamente gas.
La estrategia de trabajo estuvo fundamentado en una serie de objetivos de los cuales se
formularon: Analizar el comportamiento histórico de Producción y Presión de los pozos y del
yacimiento, revisar las cifras de reservas de hidrocarburos asignadas oficialmente a este
yacimiento, determinar reservas remanentes de gas, realizar pronósticos de producción, mostrar
opciones para maximizar el recobro de gas, crear cesta de pozos candidatos a reacondicionar,
realizar evaluación económica del plan propuesto y definir plan de explotación.
Es importante destacar que los afloramientos en el alto de Cumarebo corresponden al
Miembro El Muaco (Portachuelo), sección inferior de la Formación Caujarao (Mioceno medio y
superior). Hacia la parte sur, tanto en el sinclinal del Cerro de los Indios como en los flancos de
la estructura, aflora el Miembro medio de Caujarao, la caliza de Cumarebo, que se adelgaza y
desaparece al norte en condiciones sedimentarias menos favorables al desarrollo de arrecifes.
Así mismo, como un aspecto característico de la unidad de estudio, la presencia de múltiples
arenas y el complejo fallamiento de Cumarebo encierran un gran número de yacimientos (52 de
petróleo y 35 de gas). La acumulación está limitada por la estructura y se cree que el petróleo es
originario de la Formación Socorro.
La columna productora contiene 17 Arenas de grano fino y buen escogimiento, de las cuales
trece son yacimientos petroleros con espesor de Arena Neta entre 20' y 175'. Comprende el
Miembro "Arenas de San Francisco" en la parte más alta de la Formación Socorro (Mosquito) del
Mioceno medio (con las Arenas 15 a 17), y el Miembro El Muaco (Portachuelo) en la sección
basal de la Formación Caujarao del Mioceno medio y superior (con las Arenas 1 al 14). La mayor
producción ha sido obtenida de las Arenas 10, 12 y 15 (numeradas del tope a la base).
14
Es por ello que finalmente se conformaron las conclusiones y recomendaciones del estudio, de
manera que los mismos representan un aporte de interés a los fines de la industria petrolera, y al
conocimiento y difusión de prácticas y acciones ubicadas en esta importante zona de producción.
CAPITULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Ubicación geográfica
El yacimiento 12 CU008, corresponde al yacimiento más hacia el este del Campo Cumarebo
en este intervalo, estructuralmente corresponde a la nariz del anticlinal, limitado hacia el sector
oeste por un ramal de la falla Santa Rita. El espesor máximo de ANP está ubicado en los
alrededores de los pozos CU-155 y CU-151 con valores mayores a 40 pies. Es un yacimiento de
gas condensado con un contacto condensado agua CCAO a -3912 pies, de acuerdo a lo
interpretado en el registro del pozo CU-141.
Este yacimiento hasta Diciembre del año 2009, alcanzó una tasa de producción de 16 MBN de
condensado, 2738 MMPCN de gas, con porcentajes de petróleo y gas neto producido de 1.3 % y
24.7%, respectivamente.
1.2. Objetivo general
Evaluar la Factibilidad Técnico-Económica para la explotación del gas libre en el Yacimiento
12 CU008 del Campo Cumarebo en el Estado Falcón.
1.3. Objetivos específicos
• Describir las características físicas del Yacimiento 012 CU008.
• Describir las características operacionales del sistema de producción del yacimiento 012
CU008.
• Determinar la factibilidad técnica de la explotación del gas libre en el Yacimiento.
• Determinar la rentabilidad sobre la explotación de gas libre en el Yacimiento.
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1.4. Planteamiento del problema
La industria venezolana del gas natural es de grandes dimensiones y se espera que en los
próximos años su importancia aumente según se vaya desarrollando el gran potencial con el que
cuenta. Atendiendo a los datos ofrecidos en el anuario “Petróleo y otros datos estadísticos” que
publica el Ministerio de Energía y Minas, la duración de las reservas probadas de gas natural para
el año 2002 es de 111 años. Tanto el nivel de reservas como la producción neta anual de
Venezuela han aumentado desde 1990, aunque el nivel de producción lo ha hecho en mayor
grado desde 1993, por lo que la ratio reservas/producción desde 1993 ha descendido
sustancialmente. Si la evolución de las reservas probadas sigue el comportamiento de las reservas
de petróleo tal y como ha sucedido hasta ahora, cabe esperar que la explotación del gas natural
continúe condicionada a la explotación del crudo. Sin embargo, sería factible que de igual forma
se cubrieran estos déficits con la explotación de las capa de gas, aprovechando el desinfle de la
misma en aquellos yacimientos donde el recobro de petróleo sea el mínimo o nulo.
El Yacimiento 12 CU008 presenta unas Reservas Recuperables Remanentes de Crudo y Gas
de 245 MBN y 5.227 MMPC respectivamente y 2.542 MMPC de Gas Acumulado, el objetivo de
esta investigación es Validar dichas reservas y analizar las mejores opciones para su
aprovechamiento.
1.5. Justificación y delimitación de la investigación
El principal objetivo que se plantea en esta investigación es maximizar el recobro del gas de
los yacimientos del campo Cumarebo, con el fin de generar la máxima ganancia para la Industria.
El trabajo de investigación abarca específicamente el estudio del Yacimiento 12 CU008 del
Campo Cumarebo. La presente investigación se realizara en la Gerencia Técnica perteneciente a
la empresa Petrocumarebo. Se utilizarán aplicaciones e información presentes de una forma clara,
precisa y organizada permitiendo la utilización óptima de los recursos de manera de obtener los
mejores para este tipo de investigación. Igualmente se cuentan con todos los recursos
informáticos (Software y Hardware) y de infraestructura necesarias para obtener el máximo valor
agregado.
17
1.6. Antecedentes de la investigación
GUZMAN, Roselyn (2004). “Estabilización de Condensado natural en Centro Lago para la
producción del aprovechamiento de volumen de gas”. Este trabajo especial de grado tuvo como
objetivo general incorporar 100 MMPCD de gas al sistema de Occidente, mediante la
reactivación de pozos a través del desinfle de la capa de gas. Para lo cual aplicó la metodología
necesaria iniciando con el análisis histórico de la producción del yacimiento y los pozos, luego
realizó el balance de materiales para calcular las reservas de gas, así mismo determinó las
reservas remanentes de gas y realizó pronósticos de producción. Finalmente propuso una lista de
pozos a reacondicionar mediante la implementación del plan de explotación definido, con la
evaluación económica correspondiente.
Este trabajo especial de grado aportó la metodología de trabajo utilizada el desinfle de la capa
de gas, objetivo general de esta investigación. Además de presentar varios planes de explotación
que se evaluaran en este estudio.
GUERRERO, Dayerling (2004). “Aprovechamiento de la capa de gas, Región II Yacimiento
Lagunillas inferior VLC52/VLD-192, Bloque IV del Lago de Maracaibo”. Este trabajo especial
de grado tuvo su fundamento en el cálculo de la capa de gas que se formaba al disminuir la tasa
de petróleo, debido a la alta relación de gas-petróleo que presenta después de 47 años de
explotación e inyección de gas.
Esta investigación aporta un marco teórico extenso sobre el cálculo de las reservas de gas, a
igual que su metodología utilizada, base de esta investigación.
CHEN, Meyliza E., (2005). “Estudio de Factibilidad Técnico-Económica para el reemplazo
del Sistema de Calentamiento de La Estación de descarga OED-16”. Este trabajo especial de
grado utilizó la metodología siguiente: primeramente describir los procesos de tratamiento de
crudo en la estación, seguido del diagnóstico de las condiciones actuales de operación del sistema
de calentamiento. Luego realizó el estudio de obsolescencia, además de evaluar las condiciones
de seguridad y las técnicas de las opciones de mejoras. Posteriormente, se procedió a la
18
evaluación económica que determinó la rentabilidad del proyecto, considerando los pronósticos
de producción de la estación de descarga y las normas de seguridad.
1.7. Metodología a utilizar
Las fases de este trabajo de grado son las siguientes:
1. Recopilación de la información:
Para el desarrollo de esta investigación se realizará una revisión exhaustiva de:
• Trabajos de investigación similares.
• Información existente en los archivos del pozo.
2. Registro de datos:
• Diseño de formatos de recolección de información.
• Recopilación de la información requerida mediante el uso de los formatos de trabajo.
3. Validación de la Información:
• Calculo mediante algoritmos de valores correspondientes a las reservas del yacimiento y
validarlos con los datos existentes en el libro de reservas.
4. Técnicas de Análisis:
• Análisis de la Evaluación Económica del Proyecto.
CAPITULO II
FUNDAMENTOS TEORICOS
2.1. Gas natural
El gas natural es la mezcla formada por los miembros mas volátiles de la serie parafinas de
hidrocarburos, principalmente Metano (CH1); Etano (CH3-CH3); Propano (CH3-CH2-CH3) y
Butano (CH3-CH2- CH2 –CH3) y finalmente puede contener porcentajes muy pequeños de
compuestos más pesados. Además, es posible conseguir en el gas cantidades variables de otros
gases no hidrocarburos como el dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno (acido sulfúrico),
nitrógeno, helio, vapor de agua.
Los compuestos orgánicos o hidrocarburos forman largas cadenas de combinación, por lo
general desde C-1 hasta C-60, pero solo los primeros cuatro componentes son gaseosos y son los
que componen el Gas Natural.
Los componentes enumerados anteriormente pueden ser agrupados bajo tres categorías de
acuerdo a su grado de volatilidad y peso molecular:
Tabla 1. Clasificación de los gases según su volatilidad
Componentes Livianos Metano
Etano
Componentes Intermedios
Propano
Iso-Butano
Butano-normal
Componentes Pesados
Iso-Pentano
Pentano-normal
Hexano
Heptano
20
El grupo de los componentes livianos una vez licuado y separado selectivamente del resto de
la mezcla constituye el gas natural licuado (GNL), producto empleado naturalmente como
elemento combustible. Los componentes intermedios en forma de líquidos y separados
selectivamente de los restantes grupos, forman el gas licuado en petróleo (GLP), el cual además
de ser un excelente combustible es también utilizado en la industria química como fuente de
materia prima en la elaboración de numerosos productos petroquímicos. El grupo de los
componentes pesados forman la gasolina natural, el cual es un líquido a temperatura y presión
ambiente con fuerte tendencia a evaporarse a dichas condiciones.
La composición del gas natural varía según la zona geográfica, la formación o la reserva de la
que es extraído los diferentes hidrocarburos que forman el gas natural, pueden ser separados
utilizando sus propiedades físicas respectivas (peso, temperatura de ebullición, presión de
vaporización). En función de su contenido en componentes pesados, el gas es considerado como
rico (5 o 6 galones o más hidrocarburos extraíble por pie cúbico). El gas natural puede ocurrir
como tal, en yacimientos de gas libre o asociado con yacimientos de petróleo y de condensado.
El gas natural es una energía eficaz, rentable y limpia por sus precios competitivos y su
eficacia como combustible, permite alcanzar considerable economía a sus utilizadores. Por ser el
combustible más limpio de origen fósil contribuye decisivamente en la lucha contra la
contaminación atmosférica y es una alternativa energética que se destaca en el siglo XXI por su
creciente participación en los mercados mundiales.
2.1.1. Formación del Gas Natural
Hoy en día todavía se presume que el petróleo y el gas natural son el resultado de una serie de
procesos químicos y variaciones sufridas por materia orgánica provenientes de animales y
vegetales, la cual ha sufrido la acción de bacterias, elevadas temperaturas y presiones durante
millones de años, al sentarse las capas de sedimentos que contienen dicha materia orgánica.
• Teoría Inorgánica
Explica el origen de estos hidrocarburos gracias a la combinación de elementos químicos
21
como el carbono y el hidrógeno sometidos a altas temperaturas y presiones, ubicados en
capas muy profundas de la tierra.
• Teoría Orgánica
Según esta teoría, el petróleo y el gas natural se han formado por la transformación de la
materia orgánica vegetal y animal, cuya estructura molecular ha sufrido alteraciones por efecto
de altas temperaturas, acción de bacterias y microorganismos, altas presiones en el subsuelo y
otros agentes a lo largo de millones de años. Esta teoría es la más aceptada actualmente.
El proceso completo de transformación, mediante el cual la materia orgánica se convierte en
hidrocarburos, no se conoce, ya que no es posible reproducir en un laboratorio los millones de
años que se requieren para transformar la materia orgánica en petróleo y gas natural.
Figura 1. Formaciones del Gas Natural
22
2.1.2. Propiedades del Gas Natural
• Es un combustible fósil.
• Es incoloro e inodoro.
• Es menos contaminante a comparación del gas licuado.
• Es limpio.
• Es beneficioso, tanto para la industria como para el uso doméstico, ya que desempeña papeles
importantes como un combustible energético.
• Su componente fundamental es el metano (CH4).
• Es un gas liviano, más ligero que el aire.
• Su poder calorífico es el doble del gas manufacturado.
• Es un gas seco.
• Finalmente el grupo de los componentes pesados forman la Gasolina Natural, líquido que a
temperatura y presión ambiente tiene a evaporarse.
2.1.3. Clasificación del Gas Natural
El Gas Natural sometido a variaciones controladas de presión, volumen y temperatura se
puede licuar, ya que sus moléculas se aproximan aumentando la fuerza de adhesión,
convirtiéndose en líquidos. Dependiendo de este porcentaje de licuefacción y de las partículas
líquidas en suspensión (GLP) se dice que el gas puede ser:
• Gas Rico o Húmedo
Son aquellos que tienen disueltos en su formación, altos porcentajes de compuestos líquidos
como el propano, butano, gasolina, agua.
• Gas Seco o Pobre
Es aquel que se les extrae o tienen bajos porcentajes de líquido condensado.
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• Gas Dulce
Es un gas que contiene cantidades muy pequeñas de compuestos azufrados que pueden ser
utilizados sin purificación y no ocasiona daños en equipos y tuberías, su contenido de H2S es
±10ppm.
• Gas Agrio o Ácido
Se consigue en estado natural, el cual tiene alto contenido de compuestos de azufre, es muy
corrosivo y tóxico.
2.1.4. Energía del Gas
Cuando una cantidad de gas es comprimida dentro de un volumen más pequeño, la presión del
gas aumenta. El gas comprimido en su estado estático, ejerce su energía en la forma de presión en
todas las direcciones.
Cuando el gas fluye, una parte de su energía se convierte en energía de movimiento en una
sola dirección. Un gas comprimido tiene energía potencial a causa de la presión que ejerce. Si se
deja fluir el gas, parte de la presión se convierte en velocidad. La energía total de un gas en
movimiento, está en función de su velocidad y su presión.
2.1.5. Solubilidad de los Gases
En general, la cantidad de un gas que se disuelve en un líquido depende de la presión externa
y de la temperatura del líquido. Según la ley de Henry, la solubilidad de un líquido es
proporcional a la presión del gas sobre el líquido.
24
• Gas Condensable (Soluble)
Es un componente gaseoso que es soluble en la fase líquida. Para caracterizar este tipo de gas
es necesario proporcionar los valores de constantes de equilibrios (K).
• Gas No Condensable (No Soluble)
Es un gas en que la solubilidad en el líquido es lo suficientemente pequeña para ser ignorada.
Un componente de este tipo, sólo permanece en la fase gas. Este tipo de gases no requieren
valores de constantes de equilibrio (K). Ejemplos típicos son el oxígeno, el nitrógeno. El metano
o anhídrido carbónico, pueden ser o no condensables, según las condiciones presentes.
2.2. Trampas de Hidrocarburos
El gas natural al igual que el petróleo se encuentra acumulado en el subsuelo en estructuras
geológicas denominadas trampas.
Figura 2. Trampas de Hidrocarburos
Dentro de éstas, los hidrocarburos (o el gas) están contenidos en una roca porosa (o con
espacios porosos) que se llama roca yacimiento.
25
La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo que permite
la acumulación del petróleo o del gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural
(pliegues y fallas) o estratigráfico (lentes, acuñamientos de rocas porosas contra rocas no porosas
denominadas rocas sellos).
Toda trampa presenta como característica principal una roca de yacimiento, limitada en su
tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados puedan escapar.
Aunque generalmente se encuentra asociado al petróleo, existen yacimientos donde el
principal producto es el gas y a los cuales se les denomina yacimientos gasíferos.
Figura 3. Vista de Trampas de Hidrocarburos
2.2.1. Tipos de Trampas
Las trampas de hidrocarburos se clasifican en:
• Trampas Estructurales
Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causada por fallas
(fracturas con desplazamiento) y plegamientos.
26
Figura 4. Trampas por Falla
Figura 5. Trampas por Pliegue Anticlinal.
• Trampas Estratigráficas
Son aquellas originadas por cambios laterales y verticales en la porosidad de la roca.
27
Figura 6. Trampas Estratigráficas
Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una roca porosa.
• Trampas Mixtas.
Son aquellas originadas por una combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad
de las rocas.
Figura 7. Trampas Mixtas
28
2.3. Yacimientos
Se entiende por yacimiento a una unidad geológica de volumen limitado, porosa y permeable,
capaz de contener hidrocarburos líquidos y/o gaseosos. Este concepto implica la correlación de
dos aspectos fundamentales para la industria petrolera, como lo son las consideraciones
geológicas y las propiedades de los fluidos contenidos en el yacimiento.
Los fluidos contenidos en las rocas, denominados hidrocarburos, son una serie de compuestos
orgánicos que consisten principalmente de Carbono e Hidrógeno, los cuales tienen la habilidad de
formar largas y continuas cadenas que originan diferentes compuestos. El Carbono y el
Hidrógeno pueden combinarse en formas tan variadas, que compuestos identificados con la
misma fórmula presentan estructuras moleculares completamente diferentes.
Según sean las condiciones de presión y temperatura del yacimiento, los hidrocarburos pueden
encontrarse en estado líquido y/o gaseoso, además en dichas acumulaciones, el petróleo crudo
puede encontrarse acompañado por pequeñas cantidades de Oxígeno, Nitrógeno, Azufre y ciertos
metales como Vanadio, Hierro, Cobre, Níquel.
2.3.1. Clasificación de los Yacimientos
2.3.1.1. Desde el Punto de Vista Geológico
Si la configuración geológica del subsuelo es tal que los hidrocarburos quedan acumulados y
retenidos en una porción de una roca porosa, se habla de una trampa. Según el criterio geológico
pueden clasificarse en:
• Estratigráficos
Son aquellos en donde el factor principal que determina la trampa es la variación del tipo de
roca o el cambio litológico que ocurre a lo largo de un estrato o de una formación. Por
consiguiente, la presencia de una trampa estratigráfica está relacionada con el ambiente en el cual
29
se depositaron los estratos y con el sitio que ocupan en la cuenca. Algunos tipos de trampas
estratigráficas pueden ser: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, sellos
asfálticos, cambios de permeabilidad, entre otras.
• Estructurales
Generalmente, después de la sedimentación de los estratos en una cuenca sedimentaria, éstos
son deformados por fuerzas subterráneas. Las deformaciones más importantes que deben
considerarse en las acumulaciones de hidrocarburos son los pliegues y fallas. En cuanto a los
pliegues, sólo los del tipo anticlinal son capaces de entrampar los hidrocarburos durante su
migración ascendente gracias a su forma convexa. Las fallas son igualmente efectivas para el
entrampamiento porque en virtud del desplazamiento de las capas ofrecen una barrera abrupta a
la migración de los hidrocarburos. Algunas de estos tipos son: fracturas en calizas, discordancias,
fallamiento en areniscas, anticlinales, sinclinales, domos, entre otras.
2.3.1.2. Según el Estado de los Fluidos
Los fluidos en un yacimiento consisten en mezclas de diferentes tipos de hidrocarburos que
dependen de la composición de la mezcla y de las condiciones de presión y temperatura
existentes en el yacimiento. Para una composición fija de mezclas, en un diagrama de presión -
temperatura (Figura 2.1), los yacimientos se clasifican en:
• Yacimiento Sub–Saturado
En estos, el petróleo es el producto dominante y el gas está como producto secundario disuelto
en cantidades que dependen de la presión y la temperatura del yacimiento. También llamados
Yacimientos de Petróleo no Saturado, desarrollan esporádicamente una capa de gas por los
vapores que se desprenden del yacimiento al descender la presión. La mayor parte de gas natural
producido en Venezuela hoy en día, proviene de yacimientos de gas en solución. En estos
yacimientos la presión es mayor a la presión de burbuja.
30
• Yacimiento Saturado
En estos yacimientos el petróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de
temperatura y presión existente, lo que ocasiona que cualquier exceso del mismo se desplace
hacia la parte superior de la estructura, lo que forma una capa de gas sobre el petróleo. En estos
yacimientos la presión es menor a la presión de burbuja.
2.2.1.3. En Base a los Hidrocarburos que Contienen
Los parámetros que se consideran de utilidad en esta clasificación pueden dividirse en dos
grupos:
• Aquellos que se miden en el campo durante las pruebas de producción: presión, temperatura,
relación gas-petróleo (o condensado), gravedad API y color del liquido del tanque.
• Aquellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas y simulando el
comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presión.
Dependiendo del estado en que se encuentren inicialmente la mezcla de hidrocarburo en el
yacimiento, en general, los yacimientos se pueden clasificar en yacimientos de gas y yacimientos
de líquido o petróleo. Los yacimientos de gas se subdividen en yacimientos de gas seco, gas
húmedo y gas condensado. A su vez los yacimientos de líquido pueden ser de petróleo volátil o
petróleo negro.
Dependiendo de la gravedad API, los yacimientos de petróleo negro pueden subdividirse en
yacimientos de crudo liviano, mediano, pesado y extrapesado.
• Yacimiento de Gas Seco y Húmedo
En estos el gas es el producto principal. Los Yacimientos de gas seco, son aquellos que
contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por el
31
cambio de presión y temperatura. Los Yacimientos de Gas Húmedo, son aquellos en donde el gas
se mezcla con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se haya en estado saturado; por lo cual
reciben el nombre de Gas Húmedo.
PRESIÓ
N D
EL Y
ACIM
IENTO L
pca
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO °F
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
5000 50 100 150 200 250
PUNTO DE
BURBUJEO
VOLUMEN DEL L
IQUID
O
PUNTOCRÍTICO
PUNTODE ROCIO
PUNTO
DE
COIN
CID
ENCIA
TERM
ICO =
250°F
CAM
INO S
EGUID
O P
OR E
L F
LUID
O D
EL Y
ACIM
IENTO
Te= 1
27 °F
CAM
INO S
EGUID
O P
OR
EL F
LUID
O P
RODUCID
O
C
300 350
50%
40%
20%
10%
5%
0%A2 B3
A1
B2
B
D
Figura 8. Diagrama de Fases
Estos Yacimientos existen en estado gaseoso a cualquier presión, pero a temperaturas mayores
que la crítica.
• Yacimiento Condensado Retrógrado
En estos Yacimientos los hidrocarburos están en estado gaseoso, por característica específica
de presión, temperatura y composición. La presión del yacimiento se encuentra entre el punto
crítico y el cricondentérmico en estado gaseoso a condición inicial.
• Yacimiento de Petróleo Volátil
El petróleo volátil tiene una composición de C1< 60% y C7+ > 12.5%, de acuerdo a este
contenido de C7+ el petróleo se encuentra en fase líquida en el yacimiento. Estos yacimientos
tienen una temperatura menor, pero cercana a la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburo.
Además la Pc (presión crítica) es aproximadamente igual a la Pcdb (presión cricondembarica).
Debido a lo anterior, el equilibrio de fases en estos yacimientos es precario y se produce un alto
32
encogimiento del crudo (hasta de un 45%), cuando la presión cae ligeramente por debajo de la
presión de burbuja.
Los yacimientos de petróleo volátil pueden ser saturados y subsaturados. En el primer caso, la
presión inicial es igual a la presión de burbuja (Pi=Pb) y tan pronto ocurre una pequeña
declinación de presión hay liberación de gas. En este caso se puede tener inicialmente en el
yacimiento una capa (o casquete) de gas en equilibrio con el petróleo. El gas del casquete es del
tipo de gas condensado y presenta condensación retrógrada. En el segundo caso, la presión inicial
es mayor que la presión de burbuja (Pi >Pb) y no ocurre liberación de gas hasta tanto la presión
del yacimiento no sea igual a la presión de burbuja.
• Yacimiento de Petróleo Negro
Estos yacimientos se caracterizan por tener un alto contenido de C7+ (> 20%), y bajo
contenido de metano (< 50%). La temperatura de estos yacimientos es inferior a la temperatura
crítica de la mezcla.
Los yacimientos de petróleo negro pueden ser saturados (Pi=Pb) o subsaturados (Pi<Pb),
cuando Pi es igual a Pb, el yacimiento puede tener una capa de gas buzamiento arriba de la zona
de petróleo. Regularmente este gas es húmedo o seco y no presenta condensación retrógrada.
2.3.1.3. Según el Mecanismo de Producción
• Empuje Hidráulico
Es el mecanismo que se produce cuando la disminución de la presión del yacimiento, origina
la expansión de un acuífero adyacente al mismo. El empuje puede ser activo o parcial, según sea
el reemplazo volumétrico de fluido del acuífero al yacimiento; y lateral o de fondo según la
posición del acuífero en la estructura del yacimiento.
33
• Empuje por Gas en Solución
Es el mecanismo de producción más corriente y generalmente contribuye a la producción de la
gran mayoría de los yacimientos. Cuando los fluidos del yacimiento se encuentren en una sola
fase o en dos fases uniformes distribuidas, a medida que se produce dicho yacimiento ocurre una
disminución de presión la cual origina una expansión de los fluidos liberándose los hidrocarburos
livianos disueltos en el petróleo (Gas) y ocupando el lugar de fluido producido.
• Empuje por Capa de Gas
Ocurre en yacimientos saturados, cuyos fluidos (Petróleo y Gas) no están uniformemente
distribuidos y la presión es menor que la de burbujeo. Bajo estas condiciones existirá una capa de
gas encima de la zona de petróleo, la cual se expandirá desplazando el petróleo hacia los pozos
productores.
• Empuje por Expansión Líquida
Ocurre en yacimientos sub - saturados, en los cuales el gas en solución no sale hasta que la
presión del yacimiento decline por debajo de la presión de burbujeo. Mientras ocurre esta
reducción, y si no existe en el yacimiento otro mecanismo de impulsión, la producción será
debido a la expansión del petróleo líquido.
• Empuje por Gravedad
Ocurre únicamente bajo condiciones especiales, en las cuales el yacimiento tiene alto
buzamiento y favorece la segregación por gravedad del petróleo y gas. Esta segregación es un
flujo contracorriente donde el gas mira hacia la parte alta de la estructura, separándose del líquido
por diferencia de densidad. Con el tiempo y dependiendo del volumen del yacimiento es posible
que se forme una capa de gas secundaria en el tope de la estructura, ayudando al drenaje total del
yacimiento.
34
• Empuje Combinado
Ocurre cuando en el yacimiento actúan dos o más mecanismos de expulsión simultáneamente.
La identificación del mecanismo de producción es de vital importancia para realizar cualquier
estudio de yacimientos.
2.3.1.4. De acuerdo a los Volúmenes Originales
• Volumétricos
Cuando no existe un acuífero adyacente al yacimiento (yacimiento cerrado).
• No Volumétricos
Cuando el volumen disponible de hidrocarburos se reduce por la intrusión de agua procedente
de un acuífero aledaño.
2.4. Reservas de Hidrocarburos
En la industria petrolera las reservas de hidrocarburos son: el activo esencial de la empresa, el
inventario básico del negocio.
Las reservas son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas
natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas.
Otro concepto sería: las reservas son los volúmenes de hidrocarburos que, de acuerdo a la
información geológica y de ingeniería disponible, presenta alta probabilidad (90%) de ser
recuperados bajo condiciones económicas y de abandono de los pre-establecidas.
Las condiciones en las cuales se encuentran las acumulaciones de hidrocarburos y el tamaño
de las mismas, presentan implicaciones económicas muy precisas. Por tanto, es necesaria una
35
clasificación de las reservas de hidrocarburos en función de su grado de certidumbre y atractivo
económico.
Desde el punto de vista de ingeniería las reservas de petróleo y gas son las fracciones
recuperables de los volúmenes de hidrocarburos originales en sitio.
Tabla 2. Clasificación de las Reservas
A continuación se definen cada una de las Reservas:
• Reservas probadas.
Son los volúmenes de hidrocarburos recuperables en cualquier tiempo, con razonable certeza
de los yacimientos conocidos de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponibles y
bajo condiciones operacionales y económicas. Se clasifican según su sistema de producción en:
reservas probadas desarrolladas las cuales están en producción, reservas probadas no
desarrolladas sin estar en producción.
• Reservas Probables
Son los volúmenes de hidrocarburos recuperables estimados asociados a acumulaciones
conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica desde el punto de vista
de su recuperación un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas, bajo
CRITERIO CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS
Certidumbre de Ocurrencia
• Probadas
• Probables
• Posibles
Facilidades de Producción • Probadas Desarrolladas
• Probadas No Desarrolladas
Método de Recuperación • Primarias
• Suplementarias
36
condiciones operacionales prevalecientes. Estas reservas pueden ser estimadas suponiendo
condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.
• Reservas Posibles
Son los volúmenes estimados de hidrocarburos recuperables de hidrocarburos asociados a
acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica, con un
grado menor de certeza al de las reservas probables, que podrían ser recuperadas bajo
condiciones operacionales existentes. Estas reservas podrían ser recuperadas suponiendo
condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probables.
• Reservas Primarias
Son las cantidades de Hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural
del yacimiento.
• Reservas Suplementarias
Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar, como resultado de
la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación
suplementaria, tales como inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o
energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para
aumentar la extracción del petróleo.
2.4.1. Cálculo de Reservas de Hidrocarburos
Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la
información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos.
El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efectúa aplicando a
la información geológica y de ingeniería a los métodos determinísticos y el uso de sus diferentes
37
formas de cálculo depende de la cantidad y calidad de la información disponible y al grado de
desarrollo de los yacimientos.
• Métodos Determinísticos
Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de
ingeniería y económico en la estimación de las reservas para cada caso específico. Partimos del
concepto de que, en una arena, una fracción de su volumen total corresponde al volumen poroso,
y a la vez, una fracción de ese volumen poroso será ocupada por cierta cantidad del fluido, en
este caso, de hidrocarburo. Por lo general se tendrá entre los datos la saturación de agua y no la
de petróleo, pero en un yacimiento de agua y petróleo éstas están relacionadas.
a.- Método Volumétrico
Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio (POES, GOES y COES) con base en
el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y
de los fluidos.
El Método Volumétrico es el adoptado por el Ministerio de Energía y Petróleo como Método
Oficial para el cálculo de las reservas. Estos cálculos pueden estar apoyados por cualquier otro
método.
1.- Petróleo y Gas Asociado
• Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES)
El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación:
POES = 7.758 x A x e x ∅ x Soi x 1/Boi
Donde:
POES= Petróleo Original En Sitio, BN
A= Área, acre-pie
38
e= Espesor, acre
∅= Porosidad, fracción
Soi= Saturación de Petróleo Inicial, fracción
Boi= Factor Volumétrico del Petróleo Inicial, BY/BN
Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de
Petróleo Recuperables Originales.
• Cálculo del Gas en Solución Original En Sitio (GOES)
El Gas en Solución Original En Sitio se obtiene en función de la Relación Gas Petróleo
Origina (Rsi):
GOES = POES x Rsi
Donde:
GOES= Gas en Solución Original En Sitio, PCN
POES= Petróleo Original En Sitio, BN
Rsi= Relación Gas/Petróleo Inicial, PCN/BN
• Cálculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES)
El Gas Original En Sitio de la Capa de Gas se obtiene mediante la siguiente relación:
GOES = 43.560 x V x ∅ x Sgi x 1/Bgi
Donde:
GOES= Gas Original En Sitio, PCN
39
V= Volumen, acre-pie
∅= Porosidad, fracción
Sgi= Saturación de Gas Inicial, fracción
Bgi= Factor Volumétrico del Gas Inicial, PCY/PCN
2.- Gas No Asociado
El Gas No Asociado Originalmente En Sitio se obtiene mediante la relación:
GOES = 43.560 x V x ∅ x Sgi x 1/Bgi
Donde:
GOES= Gas No Asociado Original En Sitio, PCN
V= Volumen, acre-pie
∅= Porosidad, fracción
Sgi= Saturación de Gas Inicial, fracción
Bgi= Factor Volumétrico del Gas Inicial, PCY/PCN
Para el cálculo del Gas No Asociado debe hacerse hincapié en la determinación de las
características intrínsecas de dicho gas (composición, gravedad específica, etc).
3.- Condensado
• Cálculo del Gas Condensado Original En Sitio (GCOES)
La cantidad de Gas Condensado Original En Sitio (a condiciones estándar) se calcula
mediante la siguiente relación:
GCOES = 43.560 x A x e x ∅ X Sgci x 1/Bgci
40
Donde:
GCOES= Gas Condensado Original En Sitio, BN
A= Área, acre-pie
e= Espesor, acre
∅= Porosidad, fracción
Sgci= Saturación del Gas Condensado Inicial, fracción
Bcgi= Factor Volumétrico del Gas Condensado Inicial, PCY/PCN
• Cálculo del Gas Seco Original en Sitio (GSOES)
El Gas Seco Original en Sitio, proveniente del Gas Condensado, se calcula mediante la
siguiente ecuación:
GSOES = GCOES x Fg
Donde:
GSOES= Gas Seco Original En Sitio, PCN
GCOES= Gas Seco en el Gas Condensado Original En Sitio, PCN
Fg= Fracción del Gas Seco en el Gas Condensado, fracción
• Cálculo de los líquidos del Gas Condensado Original En Sitio (COES):
COES = GCOES x (1 – Fg) x 1/Rgci
Donde:
COES= Gas Condensado Original En Sitio, BN
GCOES= Gas Seco en el Gas Condensado Original En Sitio, PCN
Fg= Fracción del Gas Seco en el Gas Condensado, fracción
41
Rgci= Relación Gas/Condensado inicial, PCN/BN
Unidades Volumétricas:
BN= Barril normal a 14,7 lpc y 60°F
BY= Barril a condiciones de yacimiento
PCN= Pie cúbico normal a 14,7 lpc y 60°F
PCY= Pie cúbico a condiciones de yacimiento
b.- Cálculo por Curvas de Comportamiento de Producción
Se utilizan con frecuencia para estimar las reservas remanentes mediante la extrapolación del
comportamiento de producción y ayudan en el diagnóstico del mecanismo de empuje en los
yacimientos cuando se dispone de suficiente historia de producción-presión. Los principales tipos
de curvas de declinación se refieren a las variables Producción Diaria vs. Tiempo y Producción
Diaria vs. Producción Acumulada.
c.- Cálculo por Balance de Materiales
Se utiliza para calcular el Petróleo Original En Sitio y cotejar con el resultado obtenido por el
Método Volumétrico. El éxito de la aplicación de este método requiere de la historia de
presiones, datos de producción y análisis PVT de los fluidos del yacimiento, que permiten así
mismo predecir el petróleo recuperable.
d.- Cálculo por Simulación Numérica
Consiste en la utilización de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar
en el medio poroso durante la producción del yacimiento. Se basa en la disgregación del
yacimiento en un número de bloques, lo cual permite considerar sus heterogeneidades y predecir
42
su comportamiento. La validez de este método requiere de una buena definición geológica del
yacimiento y de las características de sus fluidos.
2.4.2. Cálculo del Factor de Recobro
El Factor de Recobro (Fr), es la relación que existe entre el volumen estándar de reservas
originales o iniciales y el volumen estándar de hidrocarburos originalmente en sitio. Expresado
en porcentaje.
El Factor de Recobro puede determinarse por medio de los siguientes métodos:
• Por analogía de yacimientos de iguales características
• Ecuaciones empíricas: Método API
• Comportamiento de Producción y/o declinación del Yacimiento
• Balance de Materiales
• Simulación Numérica
• Analogía
Es un método comúnmente usado cuando no se dispone de información, antes de que
cualquier pozo sea perforado y consiste en la determinación de características petrofísicas,
geológicas y de fluidos de yacimiento y/o campos vecinos con características análogas al área,
objeto de evaluación. Es el menos exacto de todos los métodos y se utiliza en la primera etapa de
la vida del yacimiento y es un valor que debe ser afinado a medida que se avance en la
delineación del nuevo yacimiento, siempre será un valor inexacto y sujeto a cambio.
• Método Volumétrico (Método API)
Requiere del conocimiento e información del modelo geológico que describe el volumen de
hidrocarburos en el yacimiento y las propiedades originales de los fluidos. Una interpretación
43
geológica completa, no puede ser realizada hasta que suficientes pozos han sido perforados para
delinear su geometría real y el espesor, después de la completación del primer pozo, se asigna
una razonable área de drenaje y si este es productor, el espesor neto de arena petrolífera es
indicada por el perfilaje realizado, es ideal poseer en esta etapa de la vida del yacimiento, de
estudios de la composición de los fluidos y pruebas de presión inicial a fin de reducir el grado de
incertidumbre en el cálculo de los hidrocarburos originalmente en sitio y asociar el yacimiento a
un mecanismo de producción. Una vez cuantificada la acumulación, es necesario determinar
cuanto de este hidrocarburo es extraíble, por los métodos conocidos de recuperación primaria, un
primer enfoque es dado por correlación, las más usadas son las correlaciones de la API y siempre
están asociadas al cálculo dependiendo del mecanismo de producción:
• Factor de recobro para yacimientos con empuje por gas en solución
( )( )
1741.0
a
b3722.0wi
0979.0
ob
1611.0
ob
wiR S
S1815.41E
ρ
ρ
××
µ
κ×
β
−φ
=
Donde:
ER= Factor de recobro % del POES
φ = Porosidad, fracción
Swi= Saturación de agua inicial, fracción del volumen poroso
β ob= Factor volumétrico del petróleo al punto de burbujeo, BY/BN
K= Permeabilidad absoluta, Darcy
µob= Viscosidad del petróleo al punto de burbujeo, cp
Pb= Presión al punto de burbujeo, lpca
Pa= Presión de abandono
44
• Factor de recobro para yacimientos con empuje hidráulico
( )( )
2159.0
a
i1903.0wi
0770.0
oi
wi
0422.0
oi
wiR S
S1898.54E
−
−
ρ
ρ××
µ
κµ×
β
−φ=
Donde:
ER= Factor de recobro % del POES
φ = Porosidad, fracción
Swi= Saturación de agua inicial, fracción del volumen poroso
β oi= Factor volumétrico inicial de formación, BY/BN
K= Permeabilidad absoluta, Darcy
µob= Viscosidad del petróleo al punto de burbujeo, CP
µwi= Viscosidad inicial del petróleo, cps
µoi=Viscosidad inicial del petróleo, cps
Pi= Presión inicial, lpca
Es importante el estudio de la data disponible de los fluidos en el yacimiento, ya que
constituye el primer enfoque serio del análisis del factor de recobro.
A continuación se presenta una tabla con los rangos promedio de los factores de recobro
primarios, dependiendo del mecanismo de producción:
Tabla 3. Porcentaje de recobro Primario de acuerdo al Mecanismo de Producción
MECANISMO DE PRODUCCION RANGO PROMEDIO
Gas en solución 05 - 35 20
Expansión de líquido y roca 01 - 10 3
Casquete de gas 20 - 40 25
Empuje por agua 35 - 80 50
Segregación gravitacional 40 - 80 60
Compactación 03 - 10 07
45
La eficiencia de la recuperación de petróleo, está determinada por tres grupos de variables: las
propiedades básicas de la roca, incluyendo, litología, permeabilidad y continuidad, el mecanismo
de producción y las propiedades de los fluidos.
• Factor de recobro para el Gas
Fr= (POES * Boi * Sgc / Bg - GOES + res. rem. de pet. * Rsab)/( GOES)
Donde:
POES: Petróleo Original en Sitio
Boi: Factor volumetrico inicial del gas
Sgc: Saturación del condensado de gas
Bg: Factor volumétrico del gas
res. rem. de pet. : Reservas remanentes de petróleo
Rsab : Reservas absolutas
GOES: Gas Original en Sitio
• Análisis del Comportamiento de Producción
El estudio de las curvas del comportamiento de producción, constituye el método mas
comúnmente usado para predecir como se comportará el yacimiento hasta alcanzar su tasa de
abandono o límite económico.
Los resultados del análisis son válidos, si durante el período de evaluación las condiciones de
producción de los pozos se mantienen estables, por lo que se debe seleccionar ésta en función, del
menor número de cierres y aperturas de pozos, con el fin de reflejar el comportamiento real del
yacimiento, teniendo en cuenta que es un método empírico, los resultados de la interpretación de
las curvas, depende del buen juicio del evaluador y del conocimiento que se tenga del yacimiento,
aquí vuelve a tomar vigencia una buena conceptualización del modelo geológico y la calidad y
cantidad de la data que se tenga para definir los volúmenes originales de hidrocarburos en sitio,
una de las características fundamentales de este método es que puede llevar al analista a concluir
46
que estos volúmenes pueden estar sobre o subestimados, por lo que es posible que en algunos
casos haya que devolverse al punto de partida para comenzar una nueva estimación.
Esta técnica, es un método indirecto de cálculo del factor de recobro, ya que lo que de ellas se
obtiene son las reservas recuperables del yacimiento a un límite económico o tasa de abandono
preestablecida.
• Balance de Materiales
Este método es básicamente para calcular los volúmenes de hidrocarburos originalmente en
sitio, corroborando lo que ya se estimó inicialmente por métodos volumétricos. La ecuación de
balance de materiales es grandemente usada, ya que los resultados que ella genera son
significativamente independientes de los factores que contribuyen al estimado volumétrico. Son
los datos de producción, la presión del yacimiento y las propiedades de los fluidos los que
incrementan la utilidad de la ecuación de balance de materiales. Cuando el petróleo, gas o agua es
sacado del yacimiento, la presión tiende a caer y el fluido remanente se expande hasta llenar los
espacios vacíos. El sistema de hidrocarburos también es afectado por los fluidos y las fuentes de
energías que están en comunicación con él. Ejemplos de estos, son los acuíferos cercanos
naturalmente conectados, actividades de producción o inyección y otros yacimientos de petróleo
y gas.
Definidos los volúmenes originalmente en sitio, cualquier método de estimación para predecir
el comportamiento del yacimiento es posible aplicar con éxito.
• Simulación Numérica
Los modelos de simulación numérica, los cuales son ampliamente usados en la industria
petrolera, evolucionan de los primeros conceptos introducidos por Schilthuis de la ecuación de
balance de materiales. Sin embargo este último, trata al yacimiento como un sistema homogéneo
tipo tanque sin definición de la distribución vertical de la roca yacimiento y características de los
fluidos. Una simulación, es frecuentemente utilizada para optimizar el recobro del yacimiento,
47
analizando diversos planes de desarrollo, métodos de producción tomando en cuenta la
complejidad del mismo.
El criterio para estimar reservas, por supuesto va a depender de la cantidad y calidad de la data
de producción y presión y de una buena conceptualización del modelo geológico, sin lo cual la
validez y confiabilidad del modelo quedaría en entre dicho.
2.5. Indicadores económicos
VPN: Valor actual neto procede de la expresión inglesa Net present value. El acrónimo es
NPV en inglés y VAN en español. Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de
un determinado número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología
consiste en descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una tasa) todos los flujos
de caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la inversión inicial, de tal modo que el valor
obtenido es el valor actual neto del proyecto.
Interpretación:
• VAN > 0 La inversión produciría ganancias por encima de la rentabilidad exigida, entonces el
proyecto puede aceptarse
• VAN < 0 La inversión produciría pérdidas por debajo de la rentabilidad exigida, entonces el
proyecto debería rechazarse
• VAN = 0 La inversión no produciría ni ganancias ni pérdidas Dado que el proyecto no agrega
valor monetario por encima de la rentabilidad exigida, entonces la decisión debería basarse en
otros criterios, como la obtención de un mejor posicionamiento en el mercado u otros factores.
TIR: La tasa interna de retorno, TIR o IRR en inglés (Internal Rate of Return), es una
herramienta o medida usada como indicador al cuantificar la eficiencia de una inversión
determinada. Al contrario del VAN (valor actual neto), que entrega como resultado una
48
magnitud, el TIR entrega un porcentaje, por lo que muchos analistas lo prefieren, aunque es más
preciso como indicador el VAN.
En otras palabras, el TIR es la tasa compuesta de retorno anual que se puede ganar de una
inversión. Por lo mismo, matemáticamente el TIR se calcula partiendo de la ecuación del VAN,
haciendo este igual a cero y calculando "i" para este valor.
Se considera que si el TIR es mayor que el costo del capital para un proyecto, este último
entrega valor a la compañía. Desde otro punto de vista, un proyecto es bueno siempre y cuando
su TIR sea mayor al retorno de la inversión que se pueda obtener en inversiones alternativas,
como por ejemplo depósitos a plazo
Por lo anterior es que si bien la tasa interna de retorno o TIR es el indicador preferido por los
analistas a la hora de evaluar un proyecto, se debe usar en conjunto con el VAN para tomar una
buena decisión, y no desechar un proyecto que pueda entregar mayores utilidades a la empresa.
CAPITULO III
GENERALIDADES DEL CAMPO CUMAREBO
3.1. Ubicación del campo
El Campo Cumarebo está situado en el área norte del Estado Falcón, 42 km al este de Coro y 5
km al sur de la costa del Mar Caribe y pertenece a la Cuenca de Falcón, la cual es un área
tectónicamente interesante donde existe una interacción entre la Placa Sur Americana y La
Caribe. Este movimiento ha creado tres diferentes sistemas estructurales en la Cuenca cada uno
en tiempos diferentes. El primer sistema lo constituye en una serie de fallas normales de rumbo
norte, localizados hacia el norte de la Cuenca formando Horst y Grabens formados entre el
Eoceno y el Mioceno Temprano. Otro sistema es el compresivo que finalizó en el Mioceno
Tardío, en el se encuentra una serie de pliegues paralelos de gran longitud ubicados en el centro
de la Cuenca conocidos como los anticlinorios de Falcón. (Bonnini et al, 1977). Adicional
existen diversas fallas inversas dentro de las cuales se encuentra la falla de Guadalupe en la Vela.
De acuerdo a lo mencionado anteriormente, el Campo Cumarebo, en áreas donde aflora la
Formación Socorro y la formación Caujarao, presenta los sistemas estructurales distensivos, estos
son las fallas normales de rumbo NS que dividen el campo en varios bloques. Con respecto al
sistema compresivo existen las fallas inversas y el propio anticlinal que actuaron durante el
Mioceno.
En una sección Norte-Sur que pasa por Cumarebo se puede observar los diferentes sistemas
estructurales compresivos donde se encuentran el anticlinal de Cumarebo y los diversos
corrimientos que ahí actúan.
La secuencia estratigráfica más conocida en el Norte de Falcón está representado por unidades
estratigráficas que van desde el Cretáceo hasta lo mas reciente, con ambientes de depositación
diferentes que van desde un ambiente de aguas profundas hasta un somero de aguas tranquilas.
Durante el Oligoceno y el Mioceno Temprano el área se caracterizaba por ser un ambiente de
agua profunda compuesto básicamente de lutitas y arcillas. Durante el Mioceno Medio y tardío
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el ambiente se tornó menos profundo, en ellos se sedimentaron facies transicionales compuestos
por areniscas lutitas y calizas de las Formaciones Caujarao y Socorro que son las unidades
estratigráficas más importantes que forman los yacimientos en el campo en estudio.
Posteriormente fuera del área de Cumarebo, se depositaron las Formación La Vela y los clásticos
Plio-Pleistoceno, característicos de ambientes próximos costeros.
La estructura señalada por geología de superficie y la presencia de un manadero de gas en la
cumbre y otro de petróleo en el flanco noroeste, fue delineado en el mapa geológico levantado
por la North Venezuelan Petroleum Company, Ltd., para solicitar la concesión, en la cual se
asocia en 1930 la Standard Petroleum Company of Venezuela que pasó a ser la operadora a
mediados de 1949 la Creole Petroleum Corporation se convirtió en la única propietaria. Desde
1972 el campo ha sido asignado, analizando su reactivación, a la CVP, a Corpoven y a Maraven.
En el Campo Cumarebo la mayoría de los yacimientos reactivados a partir del año 1996
muestran un alto grado de agotamiento y unos factores de recobro promedio del 60% para el
petróleo en la mayoría de los casos, lo cual indica una eficiente explotación de estos yacimientos,
tanto en el pasado como en la actualidad, cuando el campo está siendo operado bajo la modalidad
de Convenios Operativos.
El comportamiento de producción en la mayoría de los yacimientos del Campo Cumarebo,
donde se observan recobros de petróleo y gas muy altos, se debe básicamente al mecanismo de
producción inicial de los yacimientos por empuje del gas en solución, al mecanismo adicional por
segregación gravitacional debido al efecto del tipo de crudo (47°API), y al efecto de empuje de la
capa de gas secundaria, que favorece la redistribución de los fluidos dentro del yacimiento, y por
consiguiente una mayor eficiencia en el drenaje de los yacimientos.
3.2. Geología
El Campo Cumarebo pertenece al Anticlinorio de Falcón y se define como lo siguiente: Es
una acumulación de hidrocarburos controlada por una estructura anticlinal, alargada, con rumbo
NE-SO, asimétrico, declive hacia el NE, con flancos de altos buzamientos hacia el norte y con
moderados buzamientos hacia el sur.( CVP,1977), de aproximadamente 4 Km. de longitud y 1,5
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Km. de ancho, cortado transversalmente por una serie de fallas normales, que lo divide en tres
zonas; dos de las cuales (central y sur occidental) contienen principalmente petróleo y una zona al
noreste que contiene básicamente gas.
Las fallas normales más importantes del área de Oeste a Este son: 1.- Cuque, 2.- Hatillito, 3.-
Agua Blanca y sus diversos ramales, 4.-Santa Rita y 5.- Falla Este de Cumarebo. La mayoría
tienen rumbos Norte Sur, salvo la de Agua Blanca que corre en sentido SO-NE. Las Fallas
generalmente buzan hacia el este, siendo las de mayor salto las de Hatillito y Agua Blanca
Principal con 1200 y 2000 pies respectivamente. Estas dividen el campo en tres sectores
principales, a saber, la zona Sur, la Central y la del Norte.
Las otras fallas menores tienen saltos diferentes en uno o en otro sector, la mayoría sirven
como barreras laterales de comunicación de fluidos y por lo tanto constituyen límites de
yacimientos. Una sección estructural en sentido de la dirección del anticlinal se detecta que los
saltos pueden ser de 50 hasta 400 pies. Es importante mencionar que la región más complicada
estructuralmente es la Central, ya que en ella actúan diferentes ramales de las fallas de Agua
Blanca y Santa Rita.
En cuanto a las fallas inversas se pueden definir dos: 1.- La falla Inversa Norte y 2- La Falla
inversa Sur. La primera se ubica en el Norte desplazándose hacia el sur, diferenciando el campo
de otras áreas vecinas. La segunda falla inversa de menor tamaño, es una antitética de la primera
y buza en dirección contraria o sea hacia el norte. En una sección SE-NO se puede observar como
es la relación de estas fallas con respecto al alto de Cumarebo.
Con base a los registros eléctricos tomados en diferentes pozos, se definieron las arenas
productoras de Cumarebo, de las cuales las denominadas del 5 al 14 pertenecen a la Formación
Caujarao (Mioceno Superior) y mientras que las arenas 15, 16 y 17 de la Formación Socorro.
Existen otras dos unidades que aunque no constituyen reservorios de hidrocarburos son
importantes en cuanto que ayudaron desde un comienzo a mejorar la interpretación y la
correlación de los pozos, estas unidades son: la caliza algal situada entre la arena 10 y 11 y la
capa de glauconita localizada entre la arena 11 y 12. En general las arenas de Caujarao y Socorro
se pueden describir como unas areniscas beige a marrón claro, consolidadas a semiconsolidadas,
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de granos finos a muy finos, redondeadas con matriz arcillosa, con cemento calcáreo, inclusiones
de glauconita y algunas trazas de fósiles.
• La Arena 15, es la unidad de mayor importancia en cuanto a espesor y volumen, se sitúa en
toda el área y no está erosionada, sus profundidades varían desde el sur a los -600 pies hasta
el norte con -6000 pies bnm. Desde el punto de vista estratigráfico la arena en el sur es la
más espesa comparadas con las otras arenas, variando entre los 400 y 500 pies brutos.
• La Arena 12, está ubicada en los sectores central y norte de Cumarebo, sus profundidades
varían desde los -900 pies en la región central hasta los -3900 pies bnm en la región norte.
Los espesores cambian entre 40 y 60 pies salvo en la zona Central donde la unidad alcanzó
los 130 pies de espesor.
• La Arena 11, está presente en la región central y norte de Cumarebo, desde los -700 hasta
los -3650 pies de profundidad. Sus espesores promedios cambian de 35 pies en el área central
hasta los 20 pies en el norte.
• La Arena 10, al igual que la 12 está localizada en los sectores central y norte de Cumarebo,
hacia el sur está parcialmente erosionada y truncada. Sus profundidades varían entre los -500
y -2700 pies bnm. Sus espesores se comportan igual que en la arena 12.
• La Arena 9, tiene también dos sectores diferentes en cuanto espesor, en el centro 30 pies
mientras que en el sector norte alcanza los 60 pies. Las profundidades cambian desde los -300
hasta los -2600 pies en el norte.
• La Arena 8, es la que se encuentra más somera en este estudio, está erosionada hacia el sur.
Sus profundidades cambian desde los -100 hasta los -2500 pies en el norte, el espesor entre
los 20 y 30 pies netos.
Los parámetros más resaltantes del Campo Cumarebo son:
a.- Edad: Mioceno
b.- Profundidad: 400-5000 pies
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c.- Estructura: Anticlinal Asimétrico
d.- Tipo de Trampa: Estructural y Estratigráfica
e.- Espesor: 200 a 700 pies arena no consolidada
f.- Área: 3000 acres
g.- Gravedad Crudos: 44º a 50º API
h.- Porosidad: 25% a 35%
i.- Saturación Petróleo original: 70% a 80%
j.- Espesor Arena Neta promedio: 20 a 180 pies
k.- Permeabilidad Horizontal: 800 md.
l.- Permeabilidad Vertical: 150md
Desde el punto de vista de fluidos, existe gran variedad de yacimientos, en el sur los
yacimientos son petrolíferos con gas en solución, mientras que en el norte son de gas-
condensado, sobre todo en los sectores más profundos de las arenas 12 y 15. También existen
yacimientos y prospectos de gas libre y yacimientos de petróleo con capas de gas original
localizados principalmente en las zonas central y sur.
3.3. Estratigrafía
Los afloramientos en el alto de Cumarebo corresponden al Miembro El Muaco (Portachuelo),
sección inferior de la Formación Caujarao (Mioceno medio y superior). Hacia la parte sur, tanto
en el sinclinal del Cerro de los Indios como en los flancos de la estructura, aflora el Miembro
medio de Caujarao, la caliza de Cumarebo, que se adelgaza y desaparece al norte en condiciones
sedimentarias menos favorables al desarrollo de arrecifes.
A diferencia con otras regiones de Venezuela, en Falcón no se interrumpió la sedimentación
en el Eoceno. Mientras que en la Cuenca de Maracaibo y en el Caribe se iniciaba el período de un
largo proceso erosivo, en Falcón ocurría el comienzo de una cuenca que más tarde fue
retrocediendo progresivamente hacia el norte y el este. La naturaleza y distribución de los
sedimentos en el área de Cumarebo señalan esa regresión continuada originada por movimientos
orogenéticos en el sur.
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Los ambientes sedimentarios variaron en la zona desde aguas relativamente profundas
(Oligoceno tardío) y nerítico (Mioceno) hasta marino somero y litoral (Plioceno) y continental
(Cuaternario), con períodos de erosión y de invasión marina desde el Mioceno tardío.
El ambiente mioceno en la región es esencialmente de transición entre la sedimentación
típicamente litoral que se observa hacia el oeste y los depósitos batiales del noreste de Falcón. Al
occidente de Cumarebo los sedimentos corresponden a facies cercanas a la línea de playa y
reflejan sucesivos avances y retiros del mar; hacia el este, los cambios son menos marcados y la
sedimentación es esencialmente nerítica en comunicación constante con el mar.
En profundidad, el pozo Las Pailas-1X (9970'), a 17 kilómetros del declive de la Formación
San Luis y 9 km al sur del campo, llegó a las calizas cretácicas. Encontró en un anticlinal de
modestas dimensiones, un intervalo de calizas y rutitas (125 metros) con areniscas y limolitas
delgadas dentro de un abanico turbidítico del Mioceno inferior (la Formación Pedregoso) que
conforma una cuña concordante entre la Formación Pacaya infrayacente y la Formación Agua
Clara suprayacente. Pasa al oeste a la Formación Castillo; al norte y noreste es equivalente a la
Formación San Luis como una facies marginal. Posteriormente, el pozo Las Pailas-2X
(Corpoven) confirmó esta condición.
La sección perforada en el campo Cumarebo llega hasta la Formación Socorro (Mosquito) del
Mioceno medio, en espesor de hasta más de mil metros, con arcillas mas ó menos laminadas,
areniscas de grano fino y capas margosas, de aguas cálidas y poco profundas. En el tramo
superior de Socorro se encuentran intercaladas entre lutitas las llamadas "Arenas de San
Francisco".
El Miembro El Muaco (Portachuelo) de la Formación Caujarao (Mioceno medio y superior)
yace concordante y transicional sobre la Formación Socorro. Está formado por arcillas laminadas,
calizas margosas y areniscas cementadas por óxido de hierro. La Formación Caujarao presenta en
Cumarebo características neríticas.
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3.4. Estructura
El Campo Cumarebo se encuentra en el sector centro-oriental de la Cuenca de Falcón, al este
del anticlinal de La Vela y al oeste de la estructura de Ricoa.
Las estructuras del norte de Falcón se consideran relacionadas con transgresión dextral en la
zona de fricción entre las placas de Suramérica y del Caribe combinadas con fallamiento intenso.
La región es una zona de buzamiento predominante al norte. Los anticlinales de La Vela,
Isidro, El Saladillo, Cumarebo, son pliegues secundarios en el geosinclinal delimitado al norte
por la línea de resistencia Paraguaná-Curazao y al sur por las sierras de Churuguara y San Luis.
La estructura de Cumarebo es un domo alargado en sentido noreste, con una longitud
conocida de 5 km. El ancho es de 1.5 km, ligeramente asimétrico, que se inclina 25-30° en el
flanco sureste hacia el sinclinal de Taica, y 40° (hasta 50-55° a los 2.500' de profundidad) en el
ala noroeste que se prolonga en el homoclinal de El Veral hacia el Mar Caribe. Al sur, la
estructura está separada del sinclinal de Cerro de los Indios por la falla San Pedro-San Vicente, y
al norte termina en la falla de Santa Rita, fallas normales de desplazamiento al este; más allá de
estas fallas prominentes no aparece la estructura.
Un sistema regional de fallas normales transversales con rumbo noroeste-sureste y
desplazamiento al noreste segmenta el domo. Las fallas más antiguas precedieron al plegamiento.
Dividen el campo en seis sectores y cortan el flanco El Veral-Puerto Cumarebo al noroeste y el
flanco sureste del sinclinal del Cerro de los Indios, siendo visibles hasta la planicie aluvial del
Río Ricoa. Los planos de falla buzan unos 35° cerca de la superficie y hasta 65° a la profundidad
alcanzada por los pozos. A este sistema pertenece la falla de El Hatillito, en la parte central del
área productiva, que separa el extremo suroeste, con un mejor cierre y más individualizado como
un pliegue anticlinal.
Las fallas más jóvenes, epianticlinales y transversales, normales y con buzamiento
predominante de 75-80° al suroeste, muestran desplazamientos de 25' hasta 500'.
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Las fallas regionales se iniciaron al comienzo de la sedimentación de Caujarao, cuando se
formó un arrecife (Dividive) en el bloque occidental elevado de la falla de El Hatillito. En esta
falla los espesores de la columna sedimentaria son mayores en el bloque oriental, deprimido,
señalando crecimiento progresivo de la fractura.
El levantamiento de Cumarebo y el sinclinal de Taica fueron definidos a finales del Mioceno
en el flanco noroeste del levantamiento de Ricoa (una de las estructuras del noreste de Falcón),
con diastrofismo y reactivación de las fallas anteriores y originando nuevas fallas de tensión en el
alto de Cumarebo.
En el Plioceno, un movimiento petrogenético inclinó el área hacia el noroeste, haciendo
regresar el mar hasta su posición actual. En la última parte del Plioceno fueron deformados los
planos de falla y el pliegue de Cumarebo tomó su forma definitiva.
3.5. Comportamiento de Producción
La presencia de múltiples arenas y el complejo fallamiento de Cumarebo encierran un gran
número de yacimientos (52 de petróleo y 35 de gas). La acumulación está limitada por la
estructura y se cree que el petróleo es originario de la Formación Socorro.
La columna productora contiene 17 Arenas de grano fino y buen escogimiento, de las cuales
trece son yacimientos petroleros con espesor de Arena Neta entre 20' y 175'. Comprende el
Miembro "Arenas de San Francisco" en la parte más alta de la Formación Socorro (Mosquito) del
Mioceno medio (con las Arenas 15 a 17), y el Miembro El Muaco (Portachuelo) en la sección
basal de la Formación Caujarao del Mioceno medio y superior (con las Arenas 1 al 14). La mayor
producción ha sido obtenida de las Arenas 10, 12 y 15 (numeradas del tope a la base).
La Arena 15, la mejor productora y de mayor espesor, ha sido separada en tres zonas (A, B y
C); se considera la representación en el subsuelo de las arenas de San Francisco (Formación
Socorro) que afloran al sur del campo. Tiene un espesor de 570', debajo de un techo denso y
calcáreo que se estima equivalente de la caliza Dividive (base de la Formación Caujarao). Las
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Arenas 16 y 17, más bajas, lenticulares y de escaso desarrollo, tienen unos 40' de espesor y están
separadas de la Arena 15 por un intervalo de 190-260 pies de lutitas y arcillas arenáceas.
El petróleo del campo Cumarebo es de excelente calidad, con promedio de 47.5° API.
Algunos yacimientos contienen condensado de 65° API. El contenido de azufre es de solo 0,06%.
Uno de los primeros pozos obtuvo producción inicial de 1.920 B/D en la Arena 15. Algunos
pozos rendían de otras arenas 100-600 B/D, llegando a veces hasta 1.792 (CU-38, arena 9). El
campo alcanzó a producir 13.500 B/D (1933). Cuando se suspendió la perforación (1954) el
promedio estaba en 6.200 B/D (48.6° API). Al cesar las operaciones, en 1969, la producción
había descendido a 500 B/D, con 11 pozos en levantamiento por gas y uno de flujo natural. El
crudo llegaba por la presión del pozo y por gravedad hasta la estación recolectora, siguiendo, por
gravedad, en un oleoducto de 5 km hasta el terminal marítimo de Tucupido.
Varios yacimientos mostraron casquete de gas libre al ser perforados, y otros lo desarrollaron
con el avance de la producción. En 1932 se comenzó una inyección de gas a las arenas más
importantes, que después se limitó a los dos yacimientos mayores.
El petróleo producido sumó 57.4 MMBls. El agotamiento del campo se calculó en 97% y las
reservas remanentes probadas y probables en 5.2 MMBls. de petróleo y 33.5 MMPC de gas. A la
arena 15 le fue asignado el 61% de las reservas originales.
3.6. Características Sedimentarias de los Intervalos Productores
Hay evidencias de haber penetrado el Cretáceo, pero solo se describirá brevemente la sección
de interés, que corresponde a las formaciones del Mioceno/Plioceno.
• Mioceno Medio
Formación Sólito: Consiste mayormente de lutitas con algunas areniscas delgadas, lutíticas y
más desarrolladas en la parte superior.
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Formación Querales: Se destacan predominantemente lutitas gasíferas con capas delgadas de
lignitos intercalados y areniscas ferruginosas. Se distinguen dos miembros, uno superior arenoso,
Mbro. Las lomas, y el inferior predominantemente lutitico, Mbro. Las Pailas.
Formación Socorro: Presenta paquetes gruesos de areniscas de grano medio a grueso
intercaladas con lutitas y margas gasíferas generalmente fosilíferas.
Esta formación ha sido dividida en la Caliza del Dividive que es equivalente lateral a las
arenas del Mbro. San Francisco. Esta sección arenácea constituye uno de los yacimientos más
prolíferos y está constituida por: La arena 15 con sus tres subdivisiones: 15-A, 15-B y 15-C y la
arena 16, que es lenticular y se desarrolla menos.
Esta presente una segunda sección caracterizada por lutitas con intercalaciones de margas
fosilíferas del Mbro. Mosquito.
• Mioceno Superior
Formación Caujarao: Está formada por tres (3) miembros:
Miembro Portachuelo: Consiste este miembro en una serie de pequeños ciclos sedimentarios
comenzando con lutitas que puede contener una o varias margas fosilíferas glauconíticas, las
lutitas pasan transicionalmente hacia arriba a lutitas arenáceas y arenas. En esta sección se ubican
las Arenas de la 1 a la 14 que son productoras en el campo.
Miembro Caliza de Cumarebo: Es un largo y angosto arrecife de algas que suprayace al
Miembro Portachuelo. Este arrecife puede ser delineado al Oeste por varios kilómetros y hacia el
este del área de Cumarebo desaparece, estando representado por una marga delgada.
Miembro Corocorote: Consiste en arcillas glauconíticas con fragmentos de calizas de
Cumarebo, pasando lateralmente a conglomerados y limos; calizas impuras detríticas y
limolíticas.
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Formación El Veral: Consiste esencialmente en arcillas glauconíticas, intercaladas con
calizas detríticas con granos de cuarzo y ftanina.
• Plioceno
Formación Tucupido: están caracterizados estos sedimentos por depósitos de playa y aguas
poco profundas, incluyendo la caliza de Providencia. Esta formación suprayace a la Formación El
Veral en posición discordante.
El Cuaternario: Está representado en el área por aluviones, gravas de ríos y terrazas de
gravas.
3.7. Descripción de las Arenas Productoras
A continuación se presenta en detalle las características de las Arenas pertenecientes al Campo
Cumarebo:
• Arena 8: Es la primera de los intervalos productores más importantes que tiene el Campo
Cumarebo, ésta se describe como una arenisca marrón claro, consolidada, de granos finos a
muy finos, redondeadas con matriz arcillosa, cemento Calcáreo con inclusiones de
Glaucomita con algunas trazas de fósiles.
En este intervalo existen 5 yacimientos y 2 prospectos, los cuales se ubican en la zona central
y norte del Campo, en la cresta y flancos del anticlinal, en bloques y/ cuñas separados por fallas
normales. Es importante destacar que hacia el sur, al oeste de la falla Hatillito, la arena 9
desaparece por erosión.
• Arena 9: Al igual que la anterior, es la segunda de los intervalos productores más
importantes que tiene el Campo Cumarebo, ésta también se describe como una arenisca
marrón claro, consolidada, de granos finos a muy finos, redondeados con matriz arcillosa,
cemento Calcáreo con inclusiones de Glauconita con algunas trazas de fósiles.
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En este intervalo existen 4 yacimientos y 4 prospectos, los cuales se ubican en la zona central
y norte del Campo, en la cresta y flancos del anticlinal, en bloques y/o en cuñas productos de las
fallas normales. Por último existe un prospecto serie 900 que se encuentra por debajo del
corrimiento sur. Es importante destacar que hacia el sur, al oeste de la falla Hatillito, la arena 9
también desaparece por erosión.
• Arena 10: Es otro de los intervalos productores más importantes que tiene el Campo
Cumarebo, estratigráficamente se describe como una arenisca gris claro, moderadamente
consolidada, de grano fino a muy fino, redondeada, con inclusiones de pirita y Glauconita.
En este intervalo existen 6 yacimientos y 1 prospecto, los cuales se ubican también en la zona
central y norte del Campo, en la cresta y flancos del anticlinal, en bloques y/o en cuñas
estructurales productos de las fallas normales. Al igual que en la arena 9 existe un prospecto serie
900 que se encuentra por debajo de la falla inversa sur. Similar a lo que pasa en las arenas 8 y 9
no existe el intervalo 10 en la zona sur de Cumarebo debido a su erosión parcial o no
sedimentación
• Arena 11: Es un intervalo productor de menor grado en el Campo Cumarebo.
Estratigráficamente se describe como una arenisca gris claro, moderadamente consolidada, de
grano fino a muy fino, redondeada, con inclusiones de pirita y glauconita.
En este intervalo existen 5 yacimientos y 5 prospectos, los cuales se ubican en todo el Campo,
en la cresta y flancos del anticlinal, en bloques y/o en cuñas estructurales productos de las fallas
normales. A igual que en la arena 9 y 10 existe un prospecto serie 900 que se encuentra por
debajo de la falla inversa sur.
• Arena 12: Es uno de los mejores intervalos productores en el Campo Cumarebo.
Estratigráficamente se describe como una arenisca gris claro a beige, moderadamente
consolidada, de grano muy fino a fino, redondeada a subredondeada, con inclusiones de
pirita y Glauconita.
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En este intervalo existen 7 yacimientos y 3 prospectos, los cuales se ubican en todo el Campo,
en la cresta y flancos del anticlinal, en cuñas estructurales productos de las fallas normales. Es
este intervalo existe un yacimiento interpretado por debajo de la falla inversa sur denominado
012-C146.
• Arena 15: Es el mejor intervalo productor en el Campo Cumarebo. Anteriormente era
subdividida en tres intervalos 15A, 15B y 15C pero debido a que la producción en algunos
pozos se llevó a cabo en conjunto y no se pudo diferenciar cada intervalo, para este informe,
(solicitud al MEM de cambio en las Reservas) se trató como una sola unidad, con espesores
netos promedios entre los 550 a 600 pies definida como una arenisca gris, moderadamente
consolidada, de grano muy fino, intercalada con lutitas arenosas, a objeto de lograr unos
recobros a la fecha, más representativos.
En este intervalo existen 6 yacimientos y 3 prospectos, los cuales se ubican en todo el Campo,
en la cresta y flancos del anticlinal, en cuñas estructurales productos de las fallas normales.
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE LOS ESULTADOS
Objetivo 1: Describir las características físicas del Yacimiento 012 CU008
Figura 9. Ubicación del Campo Cumarebo.
El Campo Cumarebo se encuentra en el sector centro-oriental de la Cuenca de Falcón, al este
del anticlinal de La Vela y al oeste de la estructura de Ricoa. Las estructuras del norte de Falcón
se consideran relacionadas con transgresión dextral en la zona de fricción entre las placas de
Suramérica y del Caribe combinadas con fallamiento intenso.
La estructura de Cumarebo es un domo alargado en sentido noreste, con una longitud
conocida de 5 km. El ancho es de 1.5 Km., ligeramente asimétrico, que se inclina 25-30° en el
flanco sureste hacia el sinclinal de Taica, y 40° (hasta 50-55° a los 2.500' de profundidad) en el
ala noroeste que se prolonga en el homoclinal de El Veral hacia el Mar Caribe. Al sur, la
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estructura está separada del sinclinal de Cerro de los Indios por la falla San Pedro-San Vicente, y
al norte termina en la falla de Santa Rita, fallas normales de desplazamiento al este; más allá de
estas fallas prominentes no aparece la estructura.
La presencia de múltiples arenas y el complejo fallamiento de Cumarebo encierran un gran
número de yacimientos (52 de petróleo y 35 de gas). La acumulación está limitada por la
estructura y se cree que el petróleo es originario de la Formación Socorro.
La columna productora contiene 17 arenas de grano fino y buen escogimiento, de las cuales
trece son yacimientos petroleros con espesor de arena neta entre 20' y 175'. Comprende el
Miembro "Arenas de San Francisco" en la parte más alta de la Formación Socorro (Mosquito) del
Mioceno medio (con las arenas 15 a 17), y el Miembro El Muaco (Portachuelo) en la sección
basal de la Formación Caujarao del Mioceno medio y superior (con las arenas 1 al 14). La mayor
producción ha sido obtenida de las arenas 10, 12 y 15 (numeradas del tope a la base).
Yacimiento 012-C008
El yacimiento 012-C008 que corresponde a la Arena 12 de la Formación Caujarao de edad
Mioceno Tardío, está ubicado al Noreste de la Cuenca de Falcón, con un área de 295 acres, es el
yacimiento que se ubica más hacia el este del Campo Cumarebo.
El yacimiento 012-C008 es el principal yacimiento de gas condensado o gas rico en sitio de la
Arena 12, con 11210 MMPCN, y posee un volumen inicial de condensado en sitio de 1223 MBN,
el espesor de A.N.P. varía de 32 a 48 pies, donde el espesor máximo de ANP está ubicado en los
alrededores de los pozos CU-155 y CU-151 con valores mayores a 40 pies.
Está conformado por un total de 10 pozos de los cuales uno se encuentra abandonado, tres se
probaron, dos produjeron y cuatro fueron interpretados.
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Estructura
Se ubica estructuralmente en la nariz este del anticlinal del Campo Cumarebo, su nivel mas
somero se encuentra a -3100 pies bn.
Su límite estructural oeste está conformado por el ramal derecho de la falla Santa Rita, al este
y sur por un contacto condensado-agua original (CCAO) @ -3912 pies, de acuerdo a lo
interpretado en el registro del pozo CU-141, y al norte se limita por el corrimiento de Guadalupe.
El tipo de fallas que delimita el yacimiento es una falla menor, que en la mayoría de los casos es
de carácter normal y con rumbo aproximado NS (sistema distensivo), y un corrimiento o falla
inversa principal al norte del campo con rumbo aproximado SO-NE (sistema compresivo), en
esta nariz estructural se encuentran los pozos: CU-8, CU-136, CU-141, CU-144, CU-147, CU-
151, CU-155, CU-157, CU-159, CU-162, CU-165, CU-166, CU-173.
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YACIMIENTO 012-C008YACIMIENTO 012-C008
Figura 10. Mapa Estructural al tope de la Arena 12 de la Formación Caujarao, donde se puede
apreciar el Yacimiento 012-C008.
Estratigrafía y Ambiente Sedimentario
Este yacimiento fue depositado en un ambiente de aguas no tan profundas, donde se
sedimentaron facies transicionales compuestas por areniscas lutitas y calizas de la Formación
66
Caujarao, una de las unidades estratigráficas más importantes que forman los yacimientos del
Campo Cumarebo.
La Arena 12 (arena correspondiente al intervalo inferior de la Fm. Caujarao), corresponde a
uno de los mejores intervalos productores en el Campo Cumarebo. Su estratigrafía se describe
principalmente como una arenisca gris claro a beige, moderadamente consolidada, de grano muy
fino a fino, redondeada a subredondeada, con inclusiones de pirita y Glauconita.
Figura 11. Sección estratigráfica con los pozos CU-166, CU-165 y CU-159, en sentido Noroeste-
Sureste y con datum estratigráfico en el tope de la Arena 11 de la Formación Caujarao.
67
En la siguiente tabla se muestran los pozos atravesados por el yacimiento objeto de este
estudio:
Tabla 4. Pozos que atraviesan el Yacimiento 012-C008
Pozos Tope Base A.N.P. Estado
CU-8 4387’(-3808’) 4446’(-3867’) 35’ Prod. Condensado, Aband.
CU-141 4351’(-3859’) 4406’(-3914’) 35’ Int. Gas, Condensado y Agua
CU-144 3668’(-3131’) 3759’(-3221’) 34’ Int. Condensado
CU-147 4160’(-3576’) 4230’(-3646’) 32’ Probó Gas y Condensado
CU-151 4059’(-3485’) 4115’(-3541’) 42’ Probó Gas y Condensado
CU-155 4170’(-3683’) 4232’(3745’) 48’ Probó Gas y Condensado
CU-157 4376’(-3714’) NP 10’+ Int. Gas, Condensado
CU-159 4263’(-3690’) NP 36’+ Prod. Gas, Condensado y Agua
CU-165 3878’(-3328’) 3931’(-3381’) SRE Int. Condensado
CU-166 4074’(-3468’) 4150’(-3541’) 48’ Prod. Gas Condensado y Agua
Cálculos de área y volumen.
Tabla 5. Cálculos de área y volumen para el Yacimiento 012-C008
Yacimientos /
Prospectos
Contorno / Espesor
Promedio (pies)
Area
(acres)
Volumen
(acres/ft)
YAC 012-C008 Cond. 0 a 10 5 7,38 36,90
10 a 20 15 56,91 853,65
20 a 30 25 57,72 1.443,05
30 a 40 35 104,08 3.642,83
40 a 50 45 68,91 3.101,00
Total 295,00 9.077,43
68
RESERVAS
Volumen inicial de condensado en sitio, MBN 1223
Volumen inicial de gas condensado en sitio, MMPCN 11210
Volumen inicial de gas seco en sitio, MMPCN 11098
Producción
Condensado producido, MBN 16
Gas producido, MMPCN 2738
Porcentaje de petróleo producido, % 1,3
Porcentaje de gas producido neto, % 24,7
Objetivo 2: Describir las características operacionales del sistema de producción del
yacimiento 012 CU008.
Tabla 6. Topes, arena neta petrolífera y estado mecánico de los pozos que atraviesan el
Yacimiento 012-C008
Yacimiento Pozos Tope (pies) Base (pies) A.N.P (pies) Estado Mecanico
CU - 008 4387 4446 35 Abandono Mecanico
CU - 141 4351 4406 35 Abandono Mecanico
CU - 144 3668 3759 34 Arena aislada con tapon de hierro y cemento
CU - 147 4160 4230 32 Arena aislada con tapon de hierro
CU - 151 4059 4115 42 Abandonado mecanicamente
012 - C008 CU-155 4172 4251 37 Cerrado
CU - 157 4376 NP 10 + Intervalo cerrado, Se requiere cañoneo
CU - 159 4263 NP 36 + Cerrado
CU - 165 3878 3931 SER Abandonado mecanicamente
CU - 166 4074 4150 48 Cerrado
Tal y como se puede observar en la tabla anterior la situación operacional del Yacimiento
012–CU008 corresponde a nueve (10) pozos de los cuales cuatro (4) se encuentran abandonados
mecánicamente, uno (1) que requiere cañoneo si se desea producir en el yacimiento indicado, y
69
que se encuentra actualmente produciendo de la Arena 11, uno (1) donde la arena se encuentra
aislada con un tapón de hierro y tres (3) cerrados en el yacimiento objeto de estudio.
Objetivo 3: Determinar la factibilidad técnica de la explotación del gas libre en el
Yacimiento.
Tabla 7. Calculo del petróleo y gas producido en los pozos del Yacimiento 012 CU008
Np (bls.)
Reportado Pozo
Volumen Fecha
Adicional (calculado)
Total Gp (MPC) Gpiny. (MPC)
CU159 1.460 12/09/2003 0 1.460 72.035,000 0,000
CU166 3.427 01/04/2009 0 3.427 1.452.579,00 16.226,00
Total yacimiento 012 CU008
4.887 0 4.887 1.524.614,000 16.226,000
NpRR (bls.) GpRR (MPC) NpR (bls.) GpR (MPC)
Calculado Ajustado Calculado Ajustado Calculado Ajustado Calculado Ajustado
9.126 0 297.685,146 0,000 10.586 0 369.720,146 0,000
1.063 1.063 7.343.227,219 5.031.227,219 4.490 4.490 11.795.806,219 11.779.580,219
10.189 1.063 7.640.912,365 5.031.227,219 15.076 4.490 12.165.526,365 11.779.580,219
Tiempo restante de producción, días
Calculado Ajustado
Fr (%) POES (bls.) GOES (MPC) Ad (acres)
929 629 27,0 39.208 1.369.333,873 0,562
8206 4206 85,7 5.237 15.094.597,276 39,753
9135 4835 85,7 44.445 16.463.931,149 40,315
En base al comportamiento de producción se estiman recuperar unas RESERVAS
REMANENTES en el orden de 229 MBN de condensado y 5031 MMPCN de gas.
70
Las últimas presiones registradas en el yacimiento fueron a través de los pozos CU-155 en
Enero de 2001, con una presión de 1490 lpca. @ 4200’, CU-166 en Diciembre de 2001, con 1471
lpca. @ 4110’ y CU-159 en Agosto de 2003, con una presión de 1515 lpca. @ 4306’.
El petróleo del campo Cumarebo es de excelente calidad, con promedio de 47.5° API.
Algunos yacimientos contienen condensado de 65° API. El contenido de azufre es de solo 0,06%.
Objetivo 4: Determinar la rentabilidad sobre la explotación de gas libre en el Yacimiento.
El yacimiento 012-C008 fue abandonado por su alto contenido de gas, en la década de los 60’s
aun el gas no era tan importante para el país. Hoy día el gas natural es la base de muchos
procesos petroquímicos, y como gas lift es el método de recuperación más económico y
confiable.
Figura 12. Gas de Formacion producido por Petrocumarebo.
GAS DE FORMACIÓN PETROCUMAREBO
10, 00
12, 00
14, 00
16, 00
18, 00
20, 00
22, 00
24, 00
Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10
MMPCED
PLAN REAL
71
Tabla 8. Pozos que atraviesan el yacimiento 012 CU008 y el tipo de hidrocarburo que produce.
Yacimiento Pozos Tope (pies) Base (pies) A.N.P (pies) Estado
CU - 008 4387 4446 35 Prod. Condensado. Abandonado
CU - 141 4351 4406 35 Int. Gas, Condensado y Agua
CU - 144 3668 3759 34 Int. Condensado
CU - 147 4160 4230 32 Probó Gas y Condensado
012 - C008 CU - 151 4059 4115 42 Probó Gas y Condensado
CU-155 4172 4251 37 Probó Gas y Condensado
CU - 157 4376 NP 10 + Int. Gas, Condensado
CU - 159 4263 NP 36 + Prod. Gas, Condensado y Agua
CU - 165 3878 3931 SER Int. Condensado
CU - 166 4074 4150 48 Prod. Gas, Condensado y Agua
Tabla 9. Total Petroleo y gas producido por el yacimiento 012 CU 008
Pet. Prod. (MBN) Gas. Prod. (MMPCN) % Pet. Prod. % Gas. Prod. 16 2738 1,3 24,7
El yacimiento 012-C008 ofrece sin lugar a duda una tasa de producción confiable para este
proyecto, tomando en cuenta las variables de superficie que no fueron evaluadas en este trabajo
de grado por estar fuera del alcance de la investigación.
Figura 13. Gas utilizado por el Complejo Refinador Paraguaná.
COMPLEJO REFINADOR PARAGUANÁ
0,00
20, 00
40, 00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Sep-10 Oct-10 Nov-10 Dic-10
MMPCED
0
20
40
60
80
100
120
140
160
MMPCED
APORTE PETROCUMAREBO APORTE EYP OCC. APORTE ICO TOTAL CRP PLAN CRP
72
Tomando en cuenta lo atractivo de las reservas remanentes presentadas en el objetivo anterior
y tomando en cuenta la viabilidad económica de producción del gas libre (ya que solo
corresponde abrir los pozos que se encuentran cerrados en este yacimiento por lo que no se
efectuaría ningún desembolso considerable), se considera económicamente rentable la
explotación del gas en este yacimiento.
En base a la necesidad de evaluar la viabilidad del proyecto para el presente trabajo se tomo
en cuenta la rehabilitación del pozo CU – 147, con el objetivo de millar el tapón de hierro que
mantiene aislada la arena del Yacimiento 012 – CU 008 (tal y como se muestra en la siguiente
figura) y de esta forma recompletar el pozo en esta ultima, para lo cual se requeriría la entrada de
un taladro al pozo, así como los gastos correspondientes a equipo de completacion, personal,
registros eléctricos y cañoneo entre otros.
73
Abandoned S.I. without Tubulars
Temporary abandoned Closed
S.I. with tubulars Producing
Closed Well
From To Nipple at 76'
Sand 5 2725' 2754'
Sand 6 2880' 2895'
Sand 7 2932' 2970'
Sand 8 3139' 3238' N E
Sand 9 3344' 3425'
Sand 10 3578' 3740'
803'
Sand 11 3917' 3952'
Sand 12 4166' 4230'
Sand 13 4378' 4405' X- Y-
Gas Lift Valve 1394'
Mosquito Fm 5245' 5804'
Sand 15 A 5245' 5440'
Gas Lift Valve 2201'
Sand 15 B 5440' 5576' 9° @ 5000'
Sand 15 C 5576' 5801'
36,0 lb/ft H-40 @
Gas Lift Valve 2613' 15,5 lb/ft J-55 @
Packer 2653'
Tubing 4,7 lb/ft J-55 @
2675'
Sand 5 2934'-2940'
lb/ft
lb/ft
lb/ft
Grade
2934'-2940'
Sand 7 2946'-2948'
2952'-2956'
Grade
4,7 lb/ft J-55
3920'-3924'
Sand 11 3928'-3930'
Baker Retainer 4005'
Sand 12 4193'-4199'
4207'-4213'
Baker Retainer 5286'
5320'-5326'
Sand 15 A 5332'-5338'
5365'-5371'
5465'
5804'
None
2 3/8"
5804'
bbl/d August 24, 2002
36,0 803'
J-55 7
H-40
5179'J-55
5465
9 5/8"
Set at
TVDSS vs MD
Gamma Ray vs CCL
SP vs LN
Availables Logs
Size Weight Grade Joints Lenght
5 1/2"
None
Joints
141
Type
2675'
Location: In the NE extension, 349 mts. N75°E of CU-144 on near the crest of the northeast
ward plunging of the cumarebo anticline.
20 -
Grid: 90 1/2 18
Casing Details
Perforated
Max. DLS
TUBULARS
-
9 5/8"
LONG STRING: EQUIPMENT DETAILS
803'
5465'
Initial Production Last Production
324.272 bbl/d September 11, 2002
135 bbl/d August 16, 1953 0
15,5
Well closed due to high water oli ratio and low oil rates. Non economical.
5 1/2" -
Size Type Weight Joints Lenght
Well Type
Max Inclin.
KOP
DIRECTIONAL DATA
KBE Elevation (SS)
Ground Level (SS)
Vertical
KBE to Tub. Hanger
Bottom Coordinates
Review Date
SURFACE DETAILS
November 1, 2011
Total Depth
Top of the Hanger
Cumulative Production
Last Work
Lenght Set at
Field:
Sands
Cumarebo
July 21, 1953
CU-147Well:
Actual Status CU-147
Page 1 of 1
ACTIVITY DATES
September 11, 2002
Spud Data
Completion Date August 16, 1953
Last W/O Date
Surface Coordinates
700'
Flowline Lenght
202.586,79 228.916,44
690'
10'
Tree Cap Connection
Tubing Hanger Specs
Flowline I.D
Well Head Type
Casing
Liner
5 1/2"
None
Weight
Set at
EUE 8rd tbg
Well recompleted in sand 5 and put into production with a gas lift system
COMMENTS
Other Completion Equipment
2 3/8" x 5 1/2" Packer at 2653'
17,0
Liner Details
Size
Tubing Details
- 3200'2 3/8"
Two Baker Retainers at: 4005' , 5286'
5 1/2" Bridge Plug at 2895'
5 1/2" "N" Plug 3114'
Sqzd and isolated
Perforations
Date Top Botton Sand Status
11
Sqzd and isolated
Aug-53 4193' 4213' 12
Aug-53 5320' 5371' 15 A
2956'
Sep-53 3920' 3930'
7
open
Isolated
Sep-02 2727' 2743' 5 Isolated
Sep-53 2934'
Figura 14. Diagrama Mecanico del pozo CU 147
74
Para el trabajo a realizar se tiene la estimación de costo siguiente:
7
APDPerforación, Completacion y RA/RC
Campo: CUMAREBO Fecha: 31/10/2011
Proyecto:Rehabilitacion del pozo CU-147
Duración: DIAS
Pozo: CU-147 APD #:
Descripción: Rehabilitacion del pozo CU-147. Millando tapon de hierro y recompletar el pozo en el
Yacimiento 08 CU 012
CUENTA DESCRIPCION Total BsF. Partic. Nacional BsF.% Partic.
Nacional
301 Personal Propio 12.040 12.040
100 4.718
Total Equiv. $
100 2.800
303 Supervisión 20.287 20.287
100 582
305 Transporte Alquilado
304 Transporte Propio 2.500 2.500
- -
100 -
63 32.834
100 -
306 Mudanza de Taladro 141.184 88.946
307 Lodo - -
36 -
310 Tubos y Conexiones
308 Mechas - -
- -
100 -
100 -
100 -
311 Cabezal - -
312 Cementación
59 -
314 Servicio Direccional
313 Registros Eléctricos - -
- -
100 10.000
100 -
62 -
315 Alquiler de Herramientas de Perforación - -
316 Servicio Contratados 43.000 21.500
100 465
318 Construcción de Localización
317 Comunicación 2.000 2.000
59 68.372
100 48.602 322 Taladro Contratado 208.989 208.989
359 Equipos de Completación 294.000 173.460
100 -
364 Mud Logging
360 Empaque con Grava - -
- -
100 -
100 -
59 -
366 Contrataciones de Obreros - -
369 Servicios Menores - -
100 -
371 Manejo de Ripios y Tratamiento de Efluentes
370 Evaluación de la Formacion (Pruebas de Presión) - -
- -
59 58.140
100 -
100 -
372 Equipos de Control de Solidos - -
373 Registros Hoyo Entubado y Cañoneo 250.000 147.500
100 22.651
374 Bombeo y Estimulación - - 100 -
368 Contingencia (10%) 97.400 67.722
$249.163COSTO TOTAL Bs 1.071.401 Bs 744.945 70%
Figura 15. Autorización Para desembolsos correspondiente a la rehabilitación del pozo
CU-147
75
Se consideraron las siguientes variables:
Tabla 10. Variables económicas consideradas.
PRECIOS Y COSTOS COSTOS DE PRODUCCION
Petróleo 54,87 $/bl Petroleo 27 $/bl
Gas 2,91 $/Mscf gas 0,75 $/Mscf
Líquidos 54,87 $/bl Agua 0 $/bl
gas comp 0 $/Mscf Inyección 0
water comp 0 $/bl Metano 0 $/Mscf
nit price 0 $/Mscf NIT 0 $/Mscf
CO2 price 0 $/Mscf CO2 0 $/Mscf
water price 0 $/Bl water 0 $/bl
lean gas iny 0 $/Bl Líquidos 27 BL/MMPC
Merma 0,05 %
Desarrollo Social 1% utilidades antes ISLR año anterior
Cambio del Dólar 4,3 BsF/$ 5.731,000 M$
WTI PRECIO BASE 70,52 $/bl 12,322 MMBsF
COSTO
TRABAJO
VARIABLES CONSIDERADAS
Se estimo un perfil de producción de la siguiente manera:
Tabla 11. Estimacion de Produccion del Yacimiento 012 CU 008
Año Qgi, MPCPD Qgf, MPCPD Qg promedio α, pendiente d (PCGD) Gas, MPC Petróleo, bls. Líquidos, bls Tiempo, días01 4.544,000 4.228,332 4.386,166 -0,0008 0,0695 394.755 2.464 18.422 902 4.228,332 3.157,586 3.275,451 -0,0008 0,2532 1.195.540 7.462 55.792 3653 3.157,586 2.357,986 2.446,004 -0,0008 0,2532 892.791 5.572 41.664 3654 2.357,986 1.760,869 1.826,599 -0,0008 0,2532 666.708 4.161 31.113 3655 1.760,869 1.314,962 1.364,046 -0,0008 0,2532 497.877 3.107 23.234 3656 1.314,962 981,972 1.018,627 -0,0008 0,2532 371.799 2.320 17.351 3657 981,972 733,306 760,679 -0,0008 0,2532 277.648 1.733 12.957 3658 733,306 547,610 568,051 -0,0008 0,2532 207.339 1.294 9.676 3659 547,610 408,938 424,202 -0,0008 0,2532 154.834 966 7.226 36510 408,938 305,382 316,781 -0,0008 0,2532 115.625 722 5.396 36511 305,382 228,050 236,562 -0,0008 0,2532 86.345 539 4.029 36512 228,050 170,300 176,657 -0,0008 0,2532 64.480 402 3.009 36513 170,300 127,175 131,922 -0,0008 0,2532 48.152 301 2.247 36514 127,175 94,970 157,153 -0,0008 0,2532 57.361 358 2.677 365
5.031.253 31.401 234.792 4.835
ESTIMACION DE PRODUCCION YACIMIENTO 012 CU 008
POZO CU 147
TOTALES
Con estos resultados se procedió a realizar el cálculo de las variables macroeconomicas
correspondientes a la Tasa Interna de Retorno (TIR) y del Valor Presente Neto (VPN), dando
como resultado lo siguiente:
76
Tabla 12. Variables macroeconómicas calculadas.
TIR VPN
% MMBsF
205% 6,035
Tomando en cuenta como los resultados obtenidos se puede afirmar que el proyecto
rehabilitación del pozo CU 147 es atractivo desde el punto de vista económico, por lo que se
considera que la explotación del gas libre del Yacimiento 12 CU 008 desde el punto de vista
técnico y económico es totalmente rentable para Petrocumarebo S.A.
CONCLUSIONES
A partir de los resultados del objetivo relacionado con describir las características del
Yacimiento 12 CU008 del Campo Cumarebo, posee una data de perforación desde septiembre de
1931 completándose la mayoría en octubre de 1931, su producción fue promedio por pozo de
858 BBPD estrangulador de 1 ½ “ presión del revestidor 600 lbs, presión eductor 280, Gravedad
44,5 ° API. Produjo unos 200 BPPD promedio por pozo con GOR normal hasta febrero de 1939.
Para el caso especifico del analizar el comportamiento histórico de Producción y Presión de
los pozos y del Yacimiento, se tiene a conocimiento que fue sometido al método de recuperación
secundaria, por inyección de agua sin mucha ganancia por lo que se aplicó la inyección de gas
hasta que la producción declinó y ya no era rentable, es evidente que el objetivo era la producción
de crudo para ese entonces, el gas no tenía tanta importancia por lo que se prefirió abandonar los
pozos.
Así mismo para el caso de determinar el modelo más adecuado para lograr el agotamiento de
la Capa de Gas del Yacimiento 12 CU008, las actuales tasas de producción están en el rango de
producción actual de otros yacimientos en el mismo campo, pero no se debe perder la óptica de
que a mayor tasa de producción el densifle de la capa de gas pudiera ser tan violento que causaría
daños al yacimiento, sin haber extraído todo el gas deseado. Así mismo, la explotación primaria
que sería por el método de flujo natural, es decir, tomando en cuenta la presión de la estación de
flujo donde llega el pozo para que este pueda fluir solo a la superficie. Posteriormente cuando la
presión disminuya considerablemente se aplicará un método de recuperación secundaria que por
los momentos se visualiza el de inyección de gas en alta presión.
Para el caso especifico de determinar la Factibilidad Económica se obtuvieron resultados para
la Tasa Interna de Retorno (TIR) y para el Valor Presente Neto (VPN) de 205% y 6,035 MMBsF
respectivamente, lo que permite declarar el proyecto de explotación del gas libre del Yacimiento
012 CU 008 factible desde el punto de vista Técnico Económico.
Es necesario aclarar que el campo Cumarebo presenta una cartera de proyectos amplia en
cuanto a gas se refiere, uno de los proyectos más importantes es el de abastecer el Complejo
Refinador Paraguana, quien actualmente está siendo alimentado por el Oriente y Occidente del
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país, más sin embargo no llega a cumplir su objetivo de procesamiento de gas natural. El
yacimiento 12 CU-008 ofrece sin lugar a duda una tasa de producción confiable para este
proyecto, tomando en cuenta las variables de superficie que no fueron evaluadas en este trabajo
de grado por estar fuera del alcance de la investigación y de esta forma permitiría a
Petrocumarebo cumplir con su rol de proveedor confiable de gas natural.
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RECOMENDACIONES
Es necesario profundizar en los estudios relacionados con esta zona de producción gasífera, en
función a lograr una base de datos más precisa que permita una toma de decisiones mucho más
acorde a las realidades de la industria y requerimiento del país en materia gasífera. Al considerar
las características del Yacimiento 12 CU008, así como el comportamiento histórico de
Producción y Presión de los pozos y del Yacimiento, es posible lograr acciones de orden técnico
y operativo que permitan disponer de estas reservas, sin embargo la pertinencia de los estudios
geológicos son vitales.
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