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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: Hectoralvarez2007@gmail.com

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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: Hectoralvarez2007@gmail.com

8

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.

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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

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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.

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• 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.

81

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