CUENCA SEDIMENTARIA DE CATATUMBO

Área: 9000 km2

Ubicación: Noroeste de Colombia

Produccion: Esta cuenca produce en promedio cerca de 3.253 bpd, de los cuales 30 son crudos medianos y 3.200 son crudos livianos. E en esta cuenca no hay producción contabilizada de crudos pesados.

Aceites: varian desde 16 API a 52 API

Principales campos: Tibú, Rio Zulia, Sardinata y Carbonera.

Limites Geograficos: Se pueden establecer por el norte con el nacimiento del Rio intermendio en la serranía de Perijá y Motilones, aguas abajo hasta su desembocadura en el Rio Norte y desde este Rio Norte hasta su desembocadura en el Rio de Oro.

CAMPO TIBÚ

Tomado de http://repositorio.uis.edu.co/jspui/bitstream/123456789/718/2/130434.pdf

o Ubicación:El campo Tibú se encuentra ubicado en la cuenca del Catatumbo, que a su vez forma parte de la gran cuenca del lago de Maracaibo, reconocida por ser prolífica tanto en Venezuela como en Colombia.Está conformado por dos anticlinales los cuales reciben el nombre de Tibú y Socuavó y cuatro formaciones principales productoras denominadas Carbonera, Barco, Catatumbo y Grupo Uribante. A su vez el campo se encuentra dividido en cinco áreas las cuales también se hallann subdivididas por estaciones con el fin de

satisfacer las necesidades de producción. Las áreas A, B, y D corresponden al anticlinal Socuavó, mientras que las áreas C y E corresponden al anticlinal Tibú.

Figura 1. Áreas Campo Tibú

Tomado de http://repositorio.uis.edu.co/jspui/bitstream/123456789/718/2/130434.pdf

o Porosidad: Para las arenas del área A , las arenas del Ciclo I, presentan orden 15% de porosidad hacia la parte central, y los pozos Tibú se presenta de 3-4 %, para las de Ciclo II varían entre 10% y 15%, para las del Ciclo III, la porosidad baja es de 3-4% la media de 10-12% y la máxima de 15-18%, finalmente para las del Ciclo IV, la porosidad baja es de 4% la media de 6-8% y la máxima de 12-16%

Para las arenas del área B, del Ciclo I la porosidad es de orden 15% en promedio, los valores en porosidad se presentan localmente en los pozos Tibú 400, 489,19,37,359 y 369 y son del orden del 3-4%.Las arenas del Ciclo II su porosidad varia de 10-15% , Las arenas del Ciclo III varia su porosidad de 3% a 18%, las arenas de Ciclo IV tienen una porosidad de 4%

o Permeabilidad: Para las arenas del área A de Ciclo I presentan una permeabilidad de orden de los 10 milidarcys (mD) , 65mD y valores máximos des 100-110Md, En el Ciclo II , desde 15-20mD, valores locales de 50mD y el valor máximo es aproximadamente de 90mD, Para las del Ciclo III valores bajos desde 10 mD, medio de 40 mD y máximo de 70mD, El Ciclo IV se presentan valores bajos desde 5mD, y valores de tipo local de orden de los 10mD y máximos de 28-50mD.

Para las arenas el área B, de Ciclo I presentan una permeabilidad de orden de los 150 milidarcys (mD) , medios de 125-150mD y valores máximos de 250Md, En el Ciclo II , desde 20-30mD, valores locales de 100-180mD y el valor máximo es aproximadamente de 190mD, Para las del Ciclo III valores bajos desde 10 mD, medio de 40 mD y máximo de 70mD, El Ciclo IV se presentan valores bajos desde 5mD, y valores de tipo local de orden de los 50mD.

o Espesor: Para las arenas del área A , las arenas del ciclo I,II, III y IV, las de menor espesor son las arenas del Ciclo IV, generalmente las de mayor espesor promedio descendente son las arenas de Ciclo III, II,I

Para las arenas el área B, las arenas del ciclo I,II,III y IV, las que presentan menor peso neto son las de arenas del ciclo I y IV , generalmente las de mayor espesor son las arenas del ciclo II.

o Área: Su extensión territorial es de 2.696 km², su altura de 75 m.

o Profundidad: Entre 800 y 9000 pies

o Gravedad API: Variedades de crudo entre 32 y 52 grados API, calificándolo en aceite liviano.

o Si es continuo o estratificado

o Presion del yacimiento: 2210 psi medida a una profundidad de 4500 pies, presión de burbuja es de 1165 psia.

o Temperatura del yacimiento: medida a 4500 pies de 143°F

Con las condiciones que tenemos de presión y temperatura la solubilidad del gas es de 496 SCF/STB, el factor volumétrico inicial fue de 1,2102 BbI/STB y la viscosidad del petróleo es de 4,1 cp.

o Numero de pozos: De los 33 pozos que conforman esta Estación, 20 cumplen con la función de producir hidrocarburos y los 13 restantes han sido convertidos a inyectores durante su desempeño, gracias al proyecto de inyección de agua que se implemento al inicio de los años 1960, como método de recuperación secundaria en el Campo.

o Produccion de agua, gas y aceite:El campo produce 1.880 barriles de petróleo por día (bpd) y se proyecta para incrementar su nivel de producción a 26.800 bpd en el 2015

o Factor de recobro:“Tibú tiene hoy un factor de recobro del 21% y el objetivo es llevarlo al techo de la tasa de recobro de Ecopetrol: 29%. El recobro será posible con la puesta en marcha del plan de desarrollo que hemos definido”, explica Luis Eladio Chávez, profesional de Yacimientos, el La inyección de agua empezó en el campo Tibú en 1953 y se aplico hasta comienzos de la década de los 90, El sistema de inyección fue decayendo solo hasta el 2008 se inicio su reactivación”, Preciso el superintendente Ribero

o Reservas:

Teniendo en cuenta los valores anteriormente tabulados en cuanto al petróleo original insitu y las últimas reservas probadas presentadas en el informe del departamento de yacimientos y producción de Campo Tibú, que corresponden al valor de 256,95 MBLS A 2004, se tiene un factor de recobro último en el campo del 27%

CAMPO RIO ZULIA

Ubicación: El campo de producción Río Zulia, ocalizado en las veredas Minuto de Dios, La Jarra, Caño Mono, San Agustín de los Pozos, Alto Viento y la cabecera del corregimiento de Agua Clara; y las veredas La Floresta, Camilo Torres, Puedo Lleras,

Bellavista y Nuevo Madrid del corregimiento Buena Esperanza, municipio de San José de Cúcuta, departamento de Norte de Santander.

- En el subsuelo del área de estudio, existen a nivel regional unidades primaria que se encuentran constituidas por gravas, arenas de granulometría variable y arcillas.

Permeabilidad: Alta a moderada

Espesor: Su espesor fluctúa entre 45 y 150 m

Porosidad: Buena porosidad efectiva, dando lugar acuíferos continuos. Igualmente, menciona que en la zona existen unidades con porosidad primaria y secundaria comprendidas por rocas bien cementadas, que gracias a su porosidad y permeabilidad primaria y grado de fracturamiento, ofrece posibilidades de agua subterránea.

Area:

Profundidad: aproximadamente 12.000 mil pies de profundidad.

Gravedad API: 38,25 %

Si es continuo o estratificado

Presion de yacimiento

Temperatura del yacimiento

N° de pozos: Existen trece pozos activos del Campo, así como la operación de la Estación Principal y las dos estaciones auxiliares conocidas como GS-1 y GS-2, las cuales reciben la producción de los trece (13) pozos activos y adicionalmente realizan un proceso de separación del crudo.

Produccion de agua, agua y aceite: actualmente produce 23.300 barriles por día.

Factor de recobro: 38%

Reservas: Campo Zulia tiene una reserva de 3.5 millones de barriles

BIBLIOGRAFIA

http://repositorio.uis.edu.co/jspui/bitstream/123456789/718/2/130434.pdf http://www.ecopetrol.com.co/especiales/carta_petrolera123/produccion.htm http://contratos.ecopetrol.com.co/Anexos%20de%20Procesos/50016836/

PRESENTACI%C3%93N%20CONTRATO%20RBI%20ADENDO%20001.PDF http://www.eltiempo.com/archivo/documento/MAM-318088 file:///C:/Users/Silvia/Documents/A%20Petroleos/INTRODUCCION/

10517_res_1023_081013.PDF