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Correo electrónico: (1)jhsponce@gmail.com (2)lizbehvazquez105@hotmail.com (3) dayanisv@hotmail.com (4)zhunioucv@gmail.com
UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA
7416 – Geología Petrolera II – Febrero (2013)
FACULTAD DE INGENIERÍA
Estimación del Factor de Recobro actual (2013) y Tecnologías Aplicadas
en el Campo Concepción, Cuenca de Maracaibo - Venezuela
Silva Jonathan (1) , Vazquez Lizbeth(2), Villafañe Dayanis(3), Zhunio Benavides(4)
RESUMEN:
El estudio de estimación del factor de recobro actual para el 2013, requiere analizar el historial de producción del campo La Concepción
actual, a falta de ello y en vista de que se refiriere a un yacimiento carbonatico compacto, naturalmente fracturado no convencional que requiere la aplicación de nuevas e innovadoras tecnologías para su recobro, que debe desarrollarse paralelo a los altos precios del crudo, la empresa operadora actual petrowayu ha desarrollado la explotación de este campo de los yacimientos cretácicos del grupo Cogollo y
realizado estudios sobre el sistema de fracturas interconectadas que forman y caracterizan el sistema productivo permeable, planificando la ubicación de pozos productores en estas áreas de drenaje, reduciendo el riesgo económico de perforación en esta área, y logrando
revitalización el campo con éxito junto con prospectos futuros de inversiones, en base a esto, el presente trabajo, busca estimar el Factor de recobro para el 2013 y presenta las tecnologías aplicadas en la Campo La Concepción de la Cuenca Maracaibo - Venezuela.
Palabras clave: Factor de Recobro, Yacimientos no convencionales, Concepción, Carbonatos, Cogollo.
1. INTRODUCCION
A medida que el tiempo avanza, la necesidades energé-ticas aumentan y por consecuencia se buscan con más
esfuerzo nuevos y mejores métodos que sustenten la demanda de producción, por lo tanto la explotación de
campos como La Concepción tiene un importante valor de suplencia a los yacimientos convencionales que declinan
su producción y a las grandes demandas de crudo que el mundo experimenta. Es por ello, que estos yacimientos
han pasado a otro nivel de importancia en un marco mundial, donde las empresas operadoras invierten en
tecnología para sacarle el máximo provecho a estos recursos almacenados en estructuras que son un reto
para la ingeniería del presente y futuro.
2. UBICACIÓN Y RESEÑA HISTORICA
El campo la concepción
está ubicado a unos 23
Km al suroeste de la
ciudad de Maracaibo, con un área aproximada de
214 Km2 y a 18 Km al este y en paralelo a la
alineación La Paz-Mara-El Moján.
Se evidenció presencia de hidrocarburos en 1924 cuando la Venezuelan Oil
Concessions (Shell) per-foró el pozo C-1. Posteriormente, en 1948 se encontraron
nuevas acumulaciones de edad cretácica en el pozo C-
148, perforado según indicaciones de geología de subsuelo. Actualmente, las condiciones operativas del
campo están a cargo de la Empresa Mixta Petrowayú S.A,
conformada por PDVSA y la compañía estatal brasileña
Petrobras.
Hasta finales del 2006, el reservorio de origen cretácico
ha producido 97MMBN de un POES total estimado de 440MMBN de crudo liviano (entre 35º-37º API), a una
tasa variable, siendo la tasa de producción para el 2006, según la empresa operadora, de 12300 barriles diarios.
Según estudios realizados, históricamente el campo produce de dos reservorios, uno siliclásticos formado en el
Eoceno representados por sedimentos de la Formación Misoa, y otro carbonático naturalmente fracturado de
edad cretácica, este último constituido por los carbonatos del Grupo Cogollo.
La necesidad de aplicar tecnología de punta con el fin de aumentar la producción de estos campos, permite que los
yacimientos que los conforman sean considerados como yacimientos no convencionales, entendiéndose como
yacimiento no convencional todo aquel que por presentar valores poco convenientes de permeabilidad y porosidad
requieren de métodos sofisticados para su desarrollo.
3. GEOLOGIA REGIONAL
3.1. Estructura
Trampas constituidas por
bloques levantados y plegados, limitados por
fallas normales e inver-sas, separados entre sí,
por bajos estructurales, el reservorio del cretá-
cico está compuesto por 3 yacimientos, principa-
les, 2 de los cuales están conformados por bloques
levantados, limitados por fallas inversas mayores
de rumbo NE-SW (estructuras en flor) que dividen el área en dos flancos, el oriental con buzamiento promedio de
35° y el occidental con 15°. y otro constituido por un bloque contraccional y de bajo relieve estructural.
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3.2. Estratigrafía La siguiente columna estra-
tigráfica comprende sedimen-tos carbonaticos de margen
pasivo (cretácico) y una espe-sa secuencia mixta silico-car-
bonática (Paleo-Eoceno al Mio-ceno). La primera suprayace al
basamento ígneo metamórfico, una delgada sección conglo-
meratica de la Fm. Rio Negro marca el inicio del cretácico y
una espesa sección lutitica
(Mbo. La Paz de la Fm. Colon) conforman el sello regional de
los yacimientos del cretácico.
3.3. YNC en el Campo La Concepción
1. Gas somero de sedimentos poco consolidados (Mioceno- Eoceno Superior)
2. Gas de arenas compactas de la Fm. Misoa (tight gas sands)
3. Gas y/o petróleo en la secuencia silico-carbonática fracturada de la Fm. Guasare
4. Gas de las lutitas orgánicas de la Fm. La Luna (source
rock gas)
5. Gas y/o petróleo de los carbonatos compactos del Grupo Cogollo (tight HC carbonates)
6. Petróleo de los niveles dolomíticos de la Fm. Apón del Grupo Cogollo
7. Petróleo del basamento fracturado
4. ESTIMACION DEL FACTOR DE RECOBRO
El FR de campo concepción como el de los restos de los yacimientos parte de la relación de producción acumulada, y el POES, pero el interés de este trabajo, reside en
estimar el Factor de Recobro Actual, 2013.
Se consideró de manera ideal, que desde el 2004, hasta el
2013, el Np anual fluctuaba alrededor de los 5MMBN, tomando el Np para el 2005 de 92MMBN se estimó que
para finales del 2013 el Np se acercará a los 132MMBN aproximadamente y considerando que el POES de
440MMBN para el 2005 no ha cambiado, lo que permite arrojar la siguiente tabla.
El estudio sobre el reservorio del cretácico permitió
conocer información básica sobre el mismo:
5. TECNOLOGIA APLICADA
Perforación bajo balance Método térmico de remoción de parafinas
Sistemas de levantamiento artificial Gas lift Bombas Electro sumergibles
6. CONCLUSIONES
Considerando los yacimientos naturalmente fracturados de occidente y los yacimientos de crudos extrapesados de oriente, Venezuela es pionera del desarrollo de estos
yacimientos y debería de tener la tecnología necesaria
para la administración de estos yacimientos. Los YNC surgen como alternativa para satisfacer la
creciente demanda de hidrocarburos, derivada de la declinación permanente y constante de los yacimientos
convencionales. Han sido identificados siete tipo de yacimientos no
convencionales, tanto de gas como de petróleo en el Campo de La Concepción
El desarrollo de estos YNC ira paralelo de un precio sostenido y elevado de hidrocarburos, que los haga
competitivos y rentables en el mercado energético. Producir de estos yacimientos implica un fuerte
desarrollo y aplicación de tecnologías, soportado por los altos precios del crudo. Implica el descubrimiento de
eventuales áreas prospectivas distintas y lejanas a las tradicionales, además de que agrega valor a la
compañía mediante la incorporación de nuevas reservas.
BIBLIOGRAFÍA [1] PORRAS J, MACHADO V, CHININOS N. Yacimientos
no convencionales en el campo concepción, Cuenca
de Maracaibo, Empresa mixta Petrowayu (2006)
[2] MARCHAL D, GONZALEZ I, BENITO J, BALSEIRO P,
Tachnologies and Exploration Strategies Applied to
the Develpment of Naturally Fractured Carbonated
Reservoir: The Cretaceous Cogollo in La Concepcion
Field, Maracaibo Basin, Venezuela (2005)
[3] PDVSA-INTEVEP, 1997 Campo La Concepción_____
http://www.pdv.com/lexico/camposp/cp015.htm
Año Np FR
2005 92 MMBN 21%
2006 97 MMBN 22%
2013 132 MMBN 30%