Geologia II

Preguntas propuestas de la cuenca Barinas-Apure

1- Describir el sistema petrolero de la cuenca Barinas-apure.

SISTEMA PETROLERO(GEOLOGIA DEL PETROLEO)

Se han identificado dos eventos para la generación, migración y

entrampamiento). El primero se relaciona con el sistema La Luna-Burgüita debido a la

generación de petróleo en la cuenca de Maracaibo y su migración al sur-sureste. En

este caso, el sello lo constituyen unidades cretácicas: el superior, la lutita basal de la

Formación Burgüita, y el inferior, las lutitas del Miembro La Morita (Formación Navay).

El yacimiento principal estaría constituido por unidades cretácicas, como las

Formaciones Aguardiente, Escandalosa (la Caliza “O” o Miembro Guayacán) y las

arenas basales de la Formación Burgüita. El segundo evento se relaciona con el

depocentro del flanco surandino, el cual tiene su momento crítico hoy en día. La roca

madre sigue siendo cretácica y el yacimiento llega a incluir unidades eocenas como las

Formaciones Gobernador y Pagüey, siendo el Miembro Guardulio de la Formación

Guafita el sello Oligoceno de mayor importancia regional. En este segundo evento,

pudo haber habido re-migración de crudos entrampados durante el pulso eoceno del

sistema La Luna-Burgüita.

2- ¿Cómo se originó la edad del Cretacio y que formaciones lo comprenden en la

cuenca Barinas-Apure?

Cretáceo

En la Cuenca Barinas – Apure la secuencia Cretácea suprayace al basamento Pre -

Cretácico en profunda discordancia e infrayace, también discordantemente, a sedimentos

predominantemente del Eoceno tardío y Oligo - Plioceno, de naturaleza transgresiva hacia el

Escudo Guayanés al sureste. Su espesor varía considerablemente a causa de la erosión

diferencial intensa anterior a la sedimentación eocena, y varía desde cero, a lo largo de la línea

de biselamiento sobre el flanco oriental de la cuenca, hasta más de 2000’ (610 m.) cerca del

frente de montañas en el suroeste. A través del Arco de Santa Bárbara la secuencia aflora

localmente y está cubierta por sedimentos Post – Eoceno.

El marco estratigráfico está muy ligado al Alto de Mérida. A partir del período Jurásico

se depositaron, en casi todo el occidente de Venezuela, los sedimentos rojos de la Formación

La Quinta; pero en la cuenca, el Alto de Mérida, por haberse mantenido positivo, no permitió

que se depositaran estos sedimentos, ni las Formaciones Río Negro ni Apón, y es durante el

Albiense tardío cuando los mares rebasan el Alto de Mérida para depositar los sedimentos del

Cretácico, que en orden ascendente están representados por las Formaciones Aguardiente,

Escandalosa, Navay, y Burgüita. (Fuenmayor, 1991)

Según la terminología propuesta por Von Der Osten (1972), en base a características

litológicas, paleontológicas y de registros eléctricos, los contrafuertes de Táchira meridional, el

sistema cretácico en la cuenca puede dividirse en una sucesión (Barreminense – Turoniense)

integrada por las formaciones Río Negro, Aguardiente y Escandalosa y en otra (Cenomaniense

– Maestrichtiense), constituida por las formaciones Navay (Miembros La Morita y Quevedo) y

Burgüita. En el campo Silvestre (Smith, 1963), la sucesión Aguardiente - Escandalosa se

llamaba informalmente Formación Fortuna (Mobil) y el intervalo La Morita, Quevedo y Burgüita

se designaba como Formación Esperanza, sin especificación de sus secciones tipo

respectivas. A su vez la Formación Fortuna ha sido subdividida informalmente, en base a la

litología y características del perfil eléctrico en cinco miembros: “T”, “S”, “R”, “P” y “O” en orden

ascendente.

3- Explique la estructura geológica de los principales campos de la cuenca Barinas-

Apure.

PRINCIPALES CAMPOS DE LA CUENCA BARINAS APURE

BARINAS: Silvestre, Sinco, Paez-Mingo.

APURE: Guafita, La Victoria

Apure

Campo la Guafita

Campo Silvestre (Barinas) El campo Silvestre se encuentra estructuralmente más elevado que los demás de la Cuenca de Barinas. La estructura del yacimiento corresponde a un pequeño domo que presenta un buzamiento suave de 2 grados en su flanco norte y muestra fallas que buzan hacia el este, el oeste y el sur. La falla con rumbo noreste presenta buzamiento al sur con un desplazamiento de aproximadamente 50 pies. Con un desplazamiento similar y un buzamiento al este se presenta una falla de rumbo noroeste. Los límites del yacimiento P–1/2 (0017) son: al norte y al este un contacto agua-petróleo a 9450 pbnm, mientras que al sur, al oeste y al este se encuentran fallas normales.

Geología Estructural del Campo Hato-Sinco.

Desde el punto de vista tectónico el régimen extensional que se desarrolló en el Cretácico tardío y el Eoceno medio a tardío, repercutió en el desarrollo, evolución y formación de fallas normales en toda la cuenca. Sin embargo, eventos compresivos manifestados en la formación de plegamientos, fallas inversas y en consecuencia, altos estructurales marcan la contraparte y muestran su mayor CAPÍTULO II GEOLOGÍA DEL ÁREA 16 intensificación en las deformaciones presentes a lo largo de la secuencia

cretácica (Martínez M., 2005). En general se puede observar en el área sistemas de fallas en dos direcciones principales, Sureste y en sentido Noreste que marcan el desarrollo de las principales fallas en el subsuelo. En este sistema la mayoría de las fallas orientadas en sentido Noreste conforma un patrón de fallas normales que revelan el carácter distensivo en el área, manifestado probablemente durante el Eoceno medio a tardío; y el comportamiento de las fallas orientadas en sentido Sureste reflejan un período compresional asociado a la orogénesis andina que da origen a la formación de estructuras plegadas y sistemas de fallas inversas observables a lo largo de la secuencia (Figueroa L., 1994). Entre las principales estructuras formadas a partir del sistema estructural previamente descrito destacan las siguientes: • El alto donde se encuentra el pozo SIN-77, la cual es una de las estructuras dominantes del área; está limitada en ambos flancos por fallas inversas y cierra abruptamente al sur contra una falla de orientación E-O promedio. Este pliegue está parcialmente fallado al Norte por una falla menor de orientación E-O justo al norte del pozo SIN-32 (ver Figura 2.8). • El pliegue donde se ubica el pozo SIN-59, cortado al norte por una falla normal de dirección noreste y al sur por una falla inversa de orientación NO. Este es un pliegue asimétrico en el cual, en la parte más oriental del flanco Este se ubica el pozo SIN-11 que delinea el yacimiento (ver Figura 2.8) • El área de Hato-Viejo (campo vecino) donde se encuentra el pozo HAT-1, en la cual se identifica la falla Oeste de Hato Viejo de carácter inverso y sellante, (Ver Figura 2.8). • Anticlinal donde se ubica el pozo SIN-87, el cual se encuentra entre los campos Hato Viejo y Sinco y define la estructura más prominente del yacimiento en esta área. Este anticlinal presenta un rumbo Noroeste y se encuentra limitado por una falla inversa del mismo rumbo y de buzamiento norte, la cual se encuentra al sur CAPÍTULO II GEOLOGÍA DEL ÁREA 17 del pozo SIN-87. Este anticlinal cierra contra la falla sintética al sistema de rumbo principal Noreste.

Campo Páez - Mingo

El Campo Páez Mingo está ubicado en la Cuenca Barinas-Apure. Posee una extensiónde 36,79 km2. Está limitado al Norte por la falla Páez-4, la cual presenta un rumbo N64° E, buzamiento al Norte; al Sur por la falla Páez-1 con rumbo predominante EsteOeste,con buzamiento aproximado al Norte; posee 77 pozos perforados, de los cuales 14 se encuentran activos, cuenta con 8 yacimientos dentro de los cuales se encuentran las arenas A/B de la Formación Gobernador

Los elementos estructurales predominantes son el domo de Páez - Mingo, con orientación noreste - suroeste, las fallas regionales Páez - 1 y Páez - 4 (inversas y con Rumbo Este - Oeste y Noreste - Suroeste, respectivamente), producto de esfuerzos compresivos y fallas normales de ajuste, orientadas en sentido NE - SO y NNO - SSE, generados por procesos distensivos posteriores

Campo La Victoria

La estructura de La Victoria se presenta como dos anticlinales fallados adyacentes, con orientación Noreste. Ambos anticlinales están limitados al Este por fallas inversas, paralelas al eje del anticlinal. El Campo la Victoria se encuentra ubicado en el anticlinal más al Norte, cuyo domo de forma alargada tiene dirección N 25° E y cierra contra dicha falla. Esta falla tiene un salto de 400pies (122m), lo que facilita la acumulación de 5.000acres aproximadamente, y un espesor promedio de arena neta petrolífera de 60pies (18m)(4)

Mediante la interpretación sísmica estructural se determinó que el Campo La Victoria Norte es como una continuación del alto de La Victoria hacia el Norte, conformado por una bloque asociado a fallas inversas producto de la intersección y bifurcación de las mismas hacia el Norte. Este sistema de fallas inicialmente normal durante el Cretácico, fue reactivado e invertido como un producto de la compresión que afectó la región durante el Terciario Medio y aún continua en el presente (4).

4- Que grados API poseen los crudos de la formación GOBERNADOR Y ESCANDALOSA del estado barinas y del estado apure los campos guafita y la victoria e indique el mecanismo de produccion?

La gravedad de los crudos ha sido registrada entre 22 y 28°API en los campos del Estado

Barinas este Produce crudos pesados a medianos de la Formación Gobernador (miembros

―A‖ y―B‖) de edad Eoceno y crudo mediano de la Formación Escandalosa (miembro ―P‖) del Cretácico., mientras que en los campos de Guafita y La Victoria, Estado Apure, se han

encontrado crudos entre 30 y 36°API El crudo liviano proviene de dos campos: Guafita

(Formación Carbonera del Oligoceno, miembros ―A‖ y ―B‖) y La Victoria (Formación

Escandalosa del Cretácico).

Mecanismo de produccion:

Mètodo de Producciòn Por Empuje Hidraulico

Este ocurre cuando existe presencia de un acuífero, ya que este provee un fuerte mecanismo

de empuje y una muy buena presión de soporte con una caída de presión minima hacia los

pozos. En este mecanismo el agua se expande levemente ocasionando el desplazamiento del

petróleo o gas hacia las zonas de menor presión que en este caso serian los pozos

productores. Este mecanismo solo existe donde el acuífero es igual o de mejor calidad que el

yacimiento y tiene un volumen mucho mayor que este o esta alimentado desde la superficie. Un

considerable mecanismo de producción por empuje hidráulico es más efectivo en yacimientos

de petróleo que en yacimientos de gas.

Método de produccion por Compresibilidad de la roca y los fluidos: La roca al igual que

los fluidos contenidos en ella, se encuentra sometida a una gran presión externa, la cual

empieza a disminuir al momento que empieza la producción de los fluidos. Cuando la presión

interna del fluido contenido en los poros de una roca de yacimiento, sometida a una constante

presión externa (sobrecarga de los sedimentos), se reduce, el volumen total de la roca

disminuye mientras que el volumen del material sólido de la roca (granos) aumenta. Esta

expansión ocasiona una ligera disminución en la porosidad de la roca provocando la expulsión

del fluido contenido en ella. Este es un mecanismo importante en la producción de

yacimientos subsaturados sin empuje de una fuente externa como lo puede ser un acuífero

5- Nombre los principales campos de la cuenca barinas-apure e indique los métodos que se aplicaron en superficie para su produccion.

Métodos que se aplicaron en superficie en Barinas para su produccion

BARINAS: Silvestre, Sinco, Paez-Mingo.

Pozo Silvestre-2, pionero de la producción petrolera en los Llanos Occidentales.Este pozo, inició la era de la producción comercial petrolera en el estado Barinas, en agosto de 1947, y aún hoy está en plena actividad, el cual se opera por medio de un balancín.

Prensa PDVSA.- La División Boyacá, a través de las superintendencias de Mantenimiento e Infraestructuras y Procesos de Superficie, dio a conocer los avances operacionales que durante el año 2012 y 2013 se han realizado en los campos petroleros del Distrito Barinas, con la finalidad de mejorar los métodos de producción en la extracción de crudo.

Dentro de las mejoras se resaltó la construcción de bases portátiles para equipos de levantamiento artificial por bombeo mecánico y el diseño y construcción de un pozo a escala completado con equipo de bombeo electrosumergible (BES). Ambos proyectos fueron ejecutados con esfuerzo propio y significó un ahorro para la División; además se demostró el compromiso de sus trabajadores y trabajadoras con la industria petrolera.

Durante un encuentro con los operadores e ingenieros de campo en las áreas operacionales de Silvestre y el tren gerencial de la División, se felicitó al grupo de trabajadores y trabajadoras vanguardistas que aportan nuevas ideas para mejorar los procesos operativos dentro de la estatal petrolera.

APURE: Guafita, La Victoria

Por lo general, los yacimientos de estos campos se caracterizan por tener una baja relación gas-petróleo. El mecanismo de empuje de los yacimientos es hidráulico, producto de un acuífero que se alimenta continuamente en los afloramientos de los andes venezolanos, manteniendo así su energía, con una agua de poca salinidad.

Inicialmente los yacimientos del Campo Guafita y victoria fueron explotados por flujo natural, sin embargo dos años después de iniciada su explotación, se implementó

como proceso suplementario de producción el bombeo electrosumergible, en todas las arenas productoras. Con el desarrollo y crecimiento del campo, se fueron incrementando los problemas de arenamiento y producción prematura de agua.

Entonces para los Campos Guafita y La Victoria el método de levantamiento artificial predominante es el bombeo electrosumergible.

Descripción de superficie de los métodos de produccion

Bombeo Mecánico (BM)

Este es el método de levantamiento artificial más usado en la industria petrolera en el ámbito mundial, tanto para crudos pesados como para los extrapesados. Este método consiste en la instalación de una bomba de subsuelo de acción reciprocante que es abastecida con energía transmitida a través de una sarta de cabillas; esta energía proviene a su vez de un motor eléctrico o de combustión interna el cual moviliza la unidad de superficie mediante un sistema de engranaje y correas.

Equipos de superficie

La unidad de superficie transmite la energía desde la superficie hasta el fondo del pozo, donde se encuentra ubicada la bomba de subsuelo, con el fin de elevar los fluidos hasta la superficie. Esto se puede apreciar en la Figura 7. Estas unidades se dividen en: Unidad de balancín y Unidad de hidráulica.

a) Unidad de bombeo o balancín: su función principal es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado con el propósito de accionar la sarta de cabillas y consecuentemente a la bomba de subsuelo. El diseño de la unidad de balancín presenta tres aspectos esenciales:

i) Sistema reductor de velocidades: el cual se utiliza para convertir la energía del momento rotacional sometido a las altas velocidades del motor primario a energía de momento rotacional de baja velocidad.

ii) Sistema de articulación: éste tiene por objeto trasladar el movimiento rotatorio primario a movimiento reciprocante, lo cual se lleva a cabo a través de la manivela-biela-vigabalancín.

iii) Sistema de contrapeso: proporciona una distribución equilibrada de las cargas durante el ascenso y el descenso a fin de reducir la potencia máxima efectiva y el momento máximo rotacional.

Algunas unidades utilizan contrapeso en el balancín, otras utilizan cilindros de aire comprimido para compensar las cargas en ambas carreras.

b) Barra Pulida: Dispositivo de acero que conecta el tope de la sarta de cabillas a la cabeza del balancín

c) Prensa Estopa: Artefacto que forma sello entre la barra pulida y el tope de la tubería de producción evitando derrame de crudo.

A continuación se describirán los dos métodos de levantamiento artificial que se emplean actualmente en el campo SINCO que son Bombeo Electrosumergible y Bombeo

Mecánico.

Bombeo Electrosumergible

Los campos de Barinas son pioneros de la aplicación de BES en Venezuela. El bombeo electrosumergible se puede usar para tasas que oscilan entre los 200 y los 60000 Bls/D y en profundidades de hasta 15000 pies.

Es un método ampliamente utilizado en todos los campos en Barinas y en general en toda Venezuela. Este método de levantamiento artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volúmenes de fluidos, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales. Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario son también elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalación de este tipo, puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios apropiados para cada caso. El principio básico del sistema de bombeo es transmitir en forma de presión, la energía de un motor eléctrico sumergido en el fluido del pozo.

Equipos de superficie

Para la instalación del equipo de Bombeo Electrosumergible en un pozo, es necesario contar con los siguientes equipos de superficie:

a) Banco de transformación eléctrica: está constituido por los transformadores, empleados para cambiar el voltaje requerido por el motor correspondiente.

b) Tablero de control: es el comando de la instalación, su función es la de proteger y controlar las operaciones del pozo.

c) Variador de frecuencia: posee dispositivos capaces de suministrar frecuencias y voltajes variables al motor, permite arrancar los motores a bajas velocidades reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba y protege el equipo de variaciones eléctricas, además ofrece como ventajas mayor control y transmisión de datos.

d) Caja de venteo: es una caja de conexiones que conecta el cable de energía del equipo de superficie con el cable de conexión del motor, además permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través del cable, impidiendo que llegue al panel, evitando una explosión. Está ubicada entre el cabezal del pozo y el panel de control.