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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICADE LA FUERZA ARMADA NACIONAL BOLIVARIANA
Análisis del comportamiento de producción de los pozos
completados en la arena FG del campo San Cristóbal. Bloque
Junín. EMPRESA MIXTA PETROLERA INDOVENEZOLANA,
S.A. Filial PDVSA., REALIZADA EN EL TIGRE DEL ESTADO
ANZOATEGUI.
PASANTE:Br.: Marilyn Andreina Silva Martinez
C.I.: 19.630.935
TUTOR ORGANIZACIONAL:Ing. Jony NaranjoC.I.: V-13.891.615.
San Tomé, Enero de 2012.
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICADE LA FUERZA ARMADA NACIONAL BOLIVARIANA
INGENIERIA DE PETRÓLEO
Análisis del comportamiento de producción de los pozos
completados en la arena FG del campo San Cristóbal. Bloque
Junín. EMPRESA MIXTA PETROLERA INDOVENEZOLANA,
S.A. Filial PDVSA.
Trabajo presentado como requisito parcial para optar al Titulo de Ingeniero de Petróleo.
PASANTE:
MARILYN ANDREINA SILVA MARTINEZC.I. 19.630.935
TUTOR ORGANIZACIONAL:
_________________________ ____________________________ Ing. Jony Naranjo Ing. Manuel Sanchez Tutor Industrial Tutor Académico
San Tome, Enero de 2012.
REPÚBLICA BOLVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL
UNEFA - NÚCLEO ANZOÁTEGUI
INGENIERIA DE PETRÓLEO
CARTA DE APROBACION DEL TUTOR ORGANIZACIONAL
Yo, _________________________________________, titular de la cédula de identidad Nº ____________________, como Tutor Organizacional del presente Informe de Pasantías donde se desarrollo una propuesta titulada _______________________________________________
___________________________________________________________________________________________________________________________________________________, por el /la /los/las Bachiller (eres) ______________________________________________. Cédula de Identidad __________________________ y _______________________________________ _____________.Cedula de Identidad ____________, de la Carrera ______________________
considero que el desarrollo del presente informe se encuentra aprobado para realizar su evaluación y calificación final de acuerdo a Reglamento Vigente de Pasantías Largas.
TUTOR ORGANIZACIONAL
_________________________________
Nombre y Apellido. Firma
C.I. ____________________
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA
DE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA
UNEFA - NÚCLEO ANZOÁTEGUI
Ingeniería de petróleo
Fecha:
APROBACION DEL JURADO EXAMINADOR DEL INFORME
Ing. / Lcda(o) __________________________________ Coordinador(a) de la Carrera de _____________________________, mediante la presente comunicación hacemos de su conocimiento que hemos evaluado el Informe Final de Pasantías Organizacionales presentado por el / la / las / los Bachiller (es): _____________________________ de C.I: ________________________ de C.I: __________________________
Así mismo le hacemos saber que el Informe presentado fue:
Aprobado: Reprobado:
JURADOS EXAMINADORES
1)._______________________________ de C.I: ____________ Firma: ____________
2)._______________________________ de C.I: ____________ Firma: ____________
3)._______________________________ de C.I: ____________ Firma: ____________
Nota: incluir aquí al Tutor Académico
SECTOR SAN REMO, AVENIDA JESÚS SUBERO. MUNICIPIO SIMÓN RODRÍGUEZ EL TIGRE-EDO. ANZOATEGUI.
PERÍODO DE PASANTÍA OCUPACIONAL
DESDE EL 19 DE SEPTIEMBRE HASTA EL 09 DE ENERO
Realizado con la asesoría de: Tutor académico: Ing. Manuel Sánchez. Tutor Industrial: Ing. Jony Naranjo.
Por:Br. Marilyn Andreina Silva Martinez.Cedula de Identidad: 19.630.935Carrera: Ingeniería de Petróleo.
Petrolera IndoVenezolana, S.A.
ÍNDICE DE CONTENIDO
CONTENIDOPág.
CARTA APROBACIÓN DEL TUTOR………………………………..…. i
DEDICATORIA…….……………………………………………………... ii
RECONOCIMIENTO ………………………………………....................... iii
ÍNDICE DE CONTENIDO……………………………………………….. iv
LISTA DE CUADROS…………….….……………………………….….. v
LISTA DE GRÁFICOS………………………….…………………….….. vi
RESUMEN……………………………………………………………...…. vii
INTRODUCCIÓN………………………………………………………… 1
MARCO ORGANIZACIONAL ………………………………………… X
1. Razón social………………………………………………………….. X
2. Actividad o actividades a las que se dedica………………………….. X
3. Reseña histórica……………………………………………………… X
4. Misión……………………………………………………………….. X
5. Visión………………………………………………………………… X
6. Valores………………………………………………………………. X
7. Objetivos……………………………………………………………. X
8. Organigrama General de la empresa………………………………… X
9. Organigrama del Departamento……………………………………… X
10. Actividades Realizadas ……………………………………………… X
10.1 Cronograma de actividades ………………………………... X
10.2 Descripción de las semanas………………………….…..... X
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del Problema…………………………………………….. X
1.2 Objetivos ……………………………………………………………….. X
1.2.1 Objetivo General……………….…………….………………….. X
1.2.2 Objetivos Específicos …..…………..………………………….... X
1.3 Justificación ……………………………………………………………. X
1.4 Alcance …………………………………………………………………. X
1.5 Limitaciones …………………………………………………………… X
CAPÍTULO I I
MARCO REFERENCIAL
2.1 Antecedentes del Problema ……………………………………………. X
2.2 Bases Teóricas…………………………………………..………………. X
2.3 Bases Legales (en caso que sea aplicable) ……………..….……………. X
CAPÍTULO I I I
METODOLOGÍA
3.1 Áreas de Aplicación……………..………………………….………….. X
3.2 Diseño de la Investigación......................................................................... X
3.3 Población y Muestra.................................................................................. X
3.4 Técnicas de Recolección de Datos............................................................ X
3.5 Instrumentos para la Recolección de Datos……....................................... X
3.6 Validez del Instrumento............................................................................. X
3.7 Técnica de análisis de los Datos................................................................ X
3.8 Interpretación de los Datos........................................................................ X
3.9 Fases del proyecto..................................................................................... X
3.10 Factibilidades del Proyecto ……………………………….…………… X
3.10.1 Factibilidad Técnica.................................................................... X
3.10.2 Factibilidad Operativa.................................................................. X
3.10.3 Factibilidad Financiera................................................................ X
3.10.4 Factibilidad Legal........................................................................ X
CAPÍTULO I V
LOS RESULTADOS
Análisis e interpretación de los resultados
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones……………………………………………………………… X
5.2 Recomendaciones…………………………………………………………. X
5.2.1 El proyecto realizado…………………………………………………. X
5.2.2 La empresa…………………………………………………………… X
5.2.3 Al área de trabajo durante las pasantías…………………………… X
5.2.4 A la Universidad Nacional Politécnica Experimental de la Fuerza Armada Nacional UNEFA…………………………….
X
CAPÍTULO V I
LA PROPUESTA
Nombre de La Propuesta
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS.…………………………………… X
ANEXOS y/o APÉNDICES ....…………………………………………… X
A. Colocar título del anexo……….……………………………………………. X
B. Colocar título del anexo……………………………..………………………. X
C. Colocar título del anexo………………………………..…………………… X
INDICE DE TABLAS
N° CONTENIDO Pág.
ÍNDICE DE GRAFICO
Nº CONTENIDO Pág.
DEDICATORIA
A Dios todo poderoso por darme la vida, por ser mi guía, la luz en mi camino, por
darme fuerzas en los momentos que pude haber caído pero que no caí porque
siempre estuvo a mi lado y esta a mi lado en cada paso que doy.
A ti padre, que eres mi inspiración, y aunque hoy no estés conmigo,
espiritualmente si lo estas, ya que te llevo en mi corazón y como tu papa no existe
nadie que te pueda reemplazar. Gracias por todo lo que me distes por lo que me
enseñaste, y por lo que aun haces en mí para continuar con mi camino. Eres
grande. Te amo por siempre Leonardo José Silva Méndez.
A mi madre por apoyarme en toda esta etapa de mi vida, por ser nuestro pilar y
por enseñarme que las cosas se pueden lograr con dedicación y constancia, a mi
hermana Mayrin Silva por ser mi ejemplo a seguir, por brindarme su apoyo
incondicional, a las dos las amo.
A mis hermanitas hermosas que me llenan de felicidad y que han estado conmigo
en todo momento.
Este titulo se lo dedico a mi hija porque en mi última etapa fuiste más que un
impulso, fuiste y eres mis ganas de seguir adelante mis ganas de seguir luchando
por un futuro mejor. Mi chiquita contigo aprendí el significado de AMAR eres mi
alegria, mi rayito de sol, te amo demasiado.
A mi esposo
RECONOCIMIENTOS
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSAUNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL BOLIVARIANAUNEFA
NUCLEO ANZOATEGUI
Análisis del comportamiento de producción de los pozos completados en la arena
FG del campo San Cristóbal. Bloque Junín. EMPRESA MIXTA PETROLERA
INDOVENEZOLANA, S.A. Filial PDVSA.
Autor: Marilyn Silva.Tutor:
Año: 2012.
RESUMEN
La Empresa Mixta Petrolera Indovenezolana inicio a finales del año 2005 su plan
de explotación en el Campo Norte Zuata, ubicado en el flanco Sur de la Cuenca
Oriental de Venezuela, en el bloque Junin de la Faja Petrolifera del Orinoco, al
suroeste de la Ciudad de Pariaguan. En la actualidad los pozos completados en los
yacimientos correspondientes al Campo San Cristóbal presentan un
comportamiento de alto volumen de gas, lo que trae como consecuencia una
disminución de la producción de petróleo. Es por esto que la realización de este
informe de pasantia ocupacional tiene por objetivo analizar el comportamiento de
producción de los pozos y parámetros operacionales durante un determinado
tiempo permitiendo hacer un diagnostico que pemita explicar la fuente de los
problemas asociados a la producción de la arena FG del campo San Cristóbal.
Para esto se utilizo mapa isopacos-estructurales, histórico de producción, y
gráficos de producción. Dando como resultado el problema asociado a la
producción de los pozos de la arena FG.
Descriptores:
INTRODUCCIÓN
MARCO ORGANIZACIONAL
1. Razón social
La corporación estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) y la compañía india
ONGC Videsh Ltd. crearon la empresa mixta petrolera IndoVenezolana S.A. La
india invirtió unos 450 millones de dólares y tiene una participación accionaría del
40% en esta empresa conjunta, que tiene por objetivo realizar actividades de
exploración, extracción, recolección, transporte y almacenamiento de crudo y gas
natural en el campo San Cristóbal de la faja oriental del Orinoco.
2. actividades a la que se dedica
Descripción del proceso
Actualmente en la Estación Junín 01 maneja 42 MBPD crudo agua y 26
MMSCFD. El gas producido en el Campo Norte Zuata es 30 MMPCED.
El proceso de recolección y manejo de flujo se divide en dos (2) sectores.
Sector Oeste
El Método de levantamiento de flujo de los pozos será mediante el uso de bomba
de cavidad progresiva (BCP), la cual impulsará los fluidos producidos mediante
una línea de 6”, hasta la Válvula Multipuerto. Desde allí se incorporará a través de
una tubería a la línea de flujo de 20” que transporta el flujo hasta Macolla 2, que
actualmente funciona como estación de flujo provisional, para la eliminación del
gas asociado al crudo producido en el área operacional de la empresa Petrolera
Indovenezolana.
El flujo multifásico (crudo, agua y gas) proveniente de las Macollas M-1, M-2, M-
3, M-5, M-7 perteneciente al sector Oeste es recibido y manejado en los múltiples
de producción.
Posteriormente el fluido pasa a los separadores de Producción Nº 1, 2 y prueba
(tipo horizontal) a una presión 60 Psig, en este punto se separa la fase líquida de la
fase gaseosa. La fase líquida (crudo agua) pasa a los tanques de almacenamiento
dos (02) en total; cada tanque posee una capacidad de 10000 barriles para ser
transferidos a Budare 2 por medio de seis (06) bombas reciprocantes de 9 MBPD
de capacidad, existe una facilidad para interconectar una séptima bomba. La fase
gaseosa pasa al sistema de alivio de la planta.
Sector Este
El Método de levantamiento de flujo de los pozos será mediante el uso de (BCP),
la cual impulsará los fluidos producidos mediante una línea de 6”, hasta la
Válvula Multipuerto. Desde allí se incorporará a través de una tubería a la línea de
flujo de 20” que transporta el flujo hasta Macolla 2, que actualmente funciona
como estación de flujo provisional, para la eliminación del gas asociado al crudo
producido en el área operacional de la empresa Petrolera Indovenezolana.
El flujo multifásico proveniente de las Macollas M-4 y M-6, perteneciente al
sector Este es recibido y manejado en los múltiples de producción.
Posteriormente el fluido pasa a los separadores de Producción Nº 3, 4 (tipo
horizontal) y 5 (tipo vertical) a una presión 60 Psig, en este punto se separa la
fase líquida de la fase gaseosa. La fase líquida (crudo agua) sale de los
separadores y se interconecta a la salida de los separadores del sector Oeste,
pasando a los tanques de almacenamiento dos (02) en total; cada tanque posee una
capacidad de 10000 barriles para ser transferidos a Budare 2 por medio de seis
(06) bombas tipo reciprocante de 9 MBPD de capacidad existe la facilidad para
instalar una séptima bomba. La fase gaseosa pasa al sistema de alivio de la planta.
Actualmente los separadores de producción 3 y 4 tipo horizontal se encuentran
fuera de servicio y serán reemplazados por separadores tipo vertical.
El gas producido en el Campo Norte Zuata es 30 MMPCED, el cual está siendo
quemando en el mechurrio.
3. Reseña Histórica, Ubicación Geográfica.
Reseña histórica
El conocimiento sobre la existencia del petróleo en Venezuela, proviene de
los nativos indígenas durante la época anterior a la colonización, quienes lo
llamaban Mene y lo utilizaban para impermeabilizar sus canoas y alumbrarse.
Pero sin embargo, fue en 1839 cuando se realizan verdaderos estudios a
profundidad con respecto a este mineral por parte del doctor José María Vargas,
llegando a la conclusión que debido a los usos que el petróleo podía tener,
significaba un hallazgo más importante que el oro y la plata.
Por ser Venezuela un país eminentemente agrícola para ese momento, se
inició la explotación petrolera a través de consorcios extranjeros, bajo la figura de
concesiones petroleras. Esta forma de explotación se mantiene hasta el treinta y
uno de Diciembre de 1975.
Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima nace el 1ero de enero de 1976
producto del decreto presidencial número 1.123 del 30 de agosto de 1975, según
la Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los
Hidrocarburos con el objetivo de ser la empresa encargada de asumir las
funciones de planificación, coordinación y supervisión de la industria petrolera
venezolana, dando fin a las desventajosas concesiones extrajeras.
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), a través de su filial Corporación
Venezolana del Petróleo (CVP) cuyo objetivo es administrar y controlar los
negocios y asociaciones que PDVSA mantiene con terceros (tanto venezolanos
como extranjeros), y la empresa transnacional india ONGC Videsh Ltd (OVL) la
cual se dedica a la exploración y producción de hidrocarburos en su país de origen
y también fuera de él, suscribieron el contrato para la constitución, administración
y registro del acta constitutiva y estatutos de la Empresa Mixta Petrolera
Indovenezolana S.A., para la exploración, extracción, recolección, transporte y
almacenamiento de crudo y gas natural, cuya composición accionarial
mayoritariamente recae en la estatal Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), con
un 60 por ciento y el restante para la empresa transnacional india ONGC Videsh
Ltd.
La Empresa Mixta Petrolera Indovenezolana S.A, forma parte de los 17
convenios realizados por el estado venezolano en el año 2006 con empresas
nacionales e internacionales para la migración de las mismas a empresas mixtas,
dejando atrás los antiguos convenios realizados en marco de la apertura petrolera,
correspondiendo estos nuevos acuerdos a la constitución de las petroleras que
abarcan la faja petrolífera del Orinoco, estando en concordancia con el artículo 12
de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela.
El contrato entre Petróleos de Venezuela y ONGC fue firmado el 8 Abril
del año 2008, entre el Ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez y para esa
fecha su homólogo indiano Murli Deora, siendo finalmente concretada e
inaugurada el 16 de julio del año 2010.
Ubicación Geográfica
Petrolera Indovenezolana Sociedad Anónima, sus oficinas se encuentran
ubicadas en la Avenida Jesús Subero, Centro Comercial San Remo Mall, El Tigre,
Estado Anzoátegui. Sus actividades primarias se desarrollan en el campo San
Cristóbal, ubicado entre los municipios Francisco de Miranda y José Gregorio
Monagas del Estado Anzoátegui y en el Municipio Santa María de Ipire, del
Estado Guárico, área perteneciente a los acuerdos circunscritos en la Faja de
Orinoco.
Figura 1. Ubicación del Campo Norte Zuata Y Campo San Diego Norte, perteneciente a Petrolera Indovenezolana.
Ubicación geográfica de la instalación
JUNIN SECTOR CAMPO NORTE ZUATA
La ubicación del Campo Norte Zuata el cual se encuentra en el flanco Sur de la
Cuenca Oriental de Venezuela, en la parte media central de la Faja Petrolífera del
Orinoco y tiene una superficie aproximada de 1.671 km2. Se ubica en la
jurisdicción del Municipio Monagas del Estado Anzoátegui.
Proyecto San Crist óbal
PETROLERA INDOVENEZOLANA
1671 Km2 CAMPO NORTE ZUATA
PETROCEDEÑO
PETROANZOATEGUI
Misión
Explorar y producir hidrocarburos, cumpliendo con el Plan de Negocios, la
legislación Venezolana y el Plan Siembra Petrolera, con talento humano altamente
calificado, tecnología de vanguardia, seguridad, armonía con el medio ambiente y
procesos eficientes orientados hacia una gestión con sentido humanista,
revolucionaria, basada en el diálogo permanente con los trabajadores y demás
actores sociales, con la implementación y seguimiento continuo de acciones que
garanticen la rentabilidad financiera, la progresividad de los derechos laborales y
el necesario impulso a la conciencia socialista en cada instancia de la organización
como un hecho trascendental para que la riqueza petrolera llegue al pueblo como
principal accionista de la industria.
Visión
Ser la empresa mixta petrolera líder en exploración y producción de
hidrocarburos reconocida por su compromiso social orientado al desarrollo
sustentable y sostenible de la nación.
Valores
1. Actuación guiada por profundas convicciones morales y éticas, en procura
de una gestión responsable, eficiente y transparente de los diferentes
proyectos, planes y programas de desarrollo social, establecidos por el
Gobierno Bolivariano.
2. Responsabilidad Social de la empresa enmarcada dentro de un proceso que
formula y ejecuta proyectos, en alineación y articulación con los planes
sociales del Estado para beneficio del país y de las comunidades, referidos
a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país y
con la finalidad de apoyar las obras y servicios destinados al desarrollo de
infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, salud, educación,
agroalimentarias y cualquier otra inversión productiva en Venezuela.
3. Respeto por el equilibrio ecológico, que permite proteger el ambiente y
preservar la salud de sus trabajadoras, trabajadores y comunidades en
general. En este sentido la empresa ha asumido un profundo compromiso
con el ambiente y la salud, con el cual se pretende prevenir la generación
de impactos ambientales, sanear y restaurar los pasivos ambientales y
reducir las desviaciones en materia de salud ocupacional y seguridad
industrial.
4. Compromiso con el desarrollo endógeno y de la mejora de la calidad de
vida del pueblo venezolano, propietario de la riqueza del subsuelo
nacional.
5. Valorizar nuestro recurso natural de hidrocarburos en beneficio de la
Nación.
6. Contribuir al posicionamiento geopolítico del país en el ámbito
internacional
Objetivos
Optimizar la producción de hidrocarburos maximizando la recuperación de
reservas de forma rentable.
Captar, motivar y retener al personal calificado e integrarlo al modelo
organizacional a través de políticas, planes y beneficios atractivos.
Garantizar el cumplimiento de las políticas, normas y procedimientos
establecidos en materia de seguridad, higiene y ambiente de la organización,
en consonancia con la legislación venezolana, evitando ocurrencias de eventos
que pongan en peligro la seguridad de los trabajadores, instalaciones, medio
ambiente, desarrollo de las operaciones y comunidades aledañas.
Elaborar y ejecutar planes, proyectos de responsabilidad social y desarrollo
endógeno sustentable y sostenible para las comunidades en las áreas de
influencia.
Incorporar nuevas reservas con el uso de tecnología de vanguardia.
Identificar nuevas oportunidades de negocio optimizando los recursos
derivados y asociados.
Alinear la funcionalidad con PDVSA, demás empresas mixtas y entes
gubernamentales con el fin de optimizar procesos, tecnologías, recursos y
costos.
Funciones del departamento donde realizo las pasantias
Organigrama de la Empresa
Figura N° 1.1: Organigrama de la Estructura Organizacional de la Empresa Mixta Petrolera Indovenezolana.
Fuente: Petrolera Indovenezolana
La empresa mixta Petrolera Indovenezolana S.A, posee una estructura
definida por niveles jerárquicos, es decir, posee una departamentalización
funcional. Se encuentra presidida por el señor Jesús Figueroa quien representa el
máximo nivel jerárquico. Posee una Gerencia General y Doce Gerencias: cuatro
de ellas se encuentran bajo la custodia de la empresa india ONGC videsh Ltd.;
las ocho gerencias restantes están representadas por la empresa Petróleos de
Venezuela.
Actividades Realizadas
Diagrama de Actividades
Descripción por semanas de las actividades ejecutadas
Normas legales de funcionamiento
Petrolera IndoVenezolana por ser una empresa mixta filial de la industria petrolera
nacional (PDVSA), se rige por el mismo marco legal que la misma, en cuanto a
materia energética. Entre los instrumentos legales en los que se basa la actividad
de la industria petrolera nacional, siempre enmarcados en los principios que
establece la constitución bolivariana, y se hace referencia a los que rigen las
actividades de los hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Hidrocarburos líquidos
Ley orgánica de hidrocarburos. Gaceta oficial N°. 37323 – 13 de Nov.
2001.
Reserva de exportación o importación de productos derivados de
hidrocarburos a favor de las empresas del estado. Decreto N° 1,648 –
Gaceta Oficial – 24 de Abril de 2002.
Resolución N°. 236 Exportación de combustibles. N°. 35816 – 31 de
Octubre de 1995.
Creación de la comisión interministerial para la fijación de las regalías.
Decreto N°. 2335 - -N°. 37734 – 17 de Julio de 2003.
Resolución N°. 168 y 212 para la Determinación de Nuevas Áreas
Geográficas de Pdvsa petróleo, S.A. N°. 37952 – 03 de Julio de 2004 /
N°. 37996 – 06 de Agosto de 2004.
Transporte de Hidrocarburos
Resolución 141, 357 y 359 norma para el Transporte Terrestre de
Hidrocarburos Inflamable y Combustibles.
Leyes, Reglamentos, Resoluciones y demás Normas de Aplicación General
Constitución de la Republica Bolivariana de Venezuela.
Código Civil de Venezuela.
Código de comercio.
Ley del Banco Central de Venezuela N°. 37,296 – 3 de Octubre de 2011.
Ley General de Bancos y otros instituciones financieras N° extraordinaria
5,555 – 13 de Noviembre del 2011.
Ley para la Protección de la Inversión Privada en Concesiones N°.
extraordinaria 5,555° 13 de Noviembre de 2001.
Ley de Arbitraje Comercial N°. 36,430 – 7 de Abril de 1998.
Tratados Internacionales
Reglamentos del pacto andino Respecto al Tratamiento Común de Capital
Foráneo, Marcas, Patentes, Licencias y Regalías N°. 34,930 – 13 de
Febrero de 1992.
Tratado de Limitación de Áreas Marinas y Submarinas entre Trinidad &
Tobago y Venezuela. N°. 34,752 – 100 de Julio de 1991.
Tratado con el Gobierno de los Estados Unidos de América sobre doble
Tributación e Intercambio de Información. N°. Extraordinaria 5,427 – 5 de
Enero de 2000.
SECCIÓN II. - IDENTIFICACIÓN DEL DEPARTAMENTO
1.2.1 OBJETIVOS DEL DEPARTAMENTO DE GERENCIA TÉCNICA Y
OPERACIONES
Optimizar la producción de hidrocarburos maximizando el factor de recobro
de los yacimientos en forma segura, rentable y alineada a los planes asociados
al desarrollo social.
Identificar nuevas oportunidades optimizando los recursos disponibles.
Incorporar nuevas reservas con el uso de tecnología de punta.
Optimizar los costos operativos y minimizar los riesgos en la inversión.
Asegurar la correcta implantación de procesos y procedimientos técnicos
operacionales.
Proteger a los trabajadores y a las trabajadoras, el medio ambiente y las
comunidades, siguiendo las políticas, normas y procedimientos de la empresa
y la legislación venezolana.
Hacer sinergias con PDVSA, Empresas Mixtas y sus socios, entes
gubernamentales y proveedores, con el fin de optimizar procesos, costos,
recursos y desarrollar tecnologías.
Extraer, medir y entregar oportunamente y con la calidad requerida, los
volúmenes de hidrocarburos comprometidos.
Asegurar operaciones seguras, eficientes y confiables, mediante la
implantación de programas de seguridad, higiene y ambiente.
Promover el desarrollo de competencias técnicas, operacionales, ambientales y
administrativas.
Apoyar la implantación de Sistema de Gestión de la Calidad de los Procesos y
Sistema Integrado de Riesgos (ISO 9001:2000, ISO 14001:2002 y SIR-
PDVSA). Garantizando la mejora continúa.
Apoyar los planes de desarrollo socio-económico de las comunidades de
influencia en las operaciones.
Cumplir con el plan de desincorporación de activos improductivos.
Promover sentido de pertenencia y conciencia social para apoyar el plan de
defensa y protección de las instalaciones.
Promover el trabajo en equipo y la alta disposición del personal, para
reorientar y dar cumplimiento a los proyectos de generación de valor.
Coordinar el cumplimiento de las metas de reactivación, generación de
potencial a corto, mediano y largo plazo, y ajustar planes de acción que
permitan corregir las desviaciones identificadas, mejorar los resultados o
definir nuevas estrategias ajustadas a las condiciones no consideradas en la
planificación original.
Coordinar y aprobar la realización de estudios multidisciplinarios que
envuelvan los procesos de gerencia de yacimientos, a fin de consolidar la
información necesaria para la base de recursos que permitan diseñar las
estrategias de reactivación y explotación de los yacimientos.
Dirigir y asegurar la elaboración de los planes de explotación para el
portafolio de oportunidades y plan de negocios de la unidad.
Administrar el presupuesto asignado, a fin de garantizar una optima
distribución e inversión de los recursos financieros.
Asegurar el cumplimiento del plan de entrenamiento del personal del
proyecto.
Coordinar la creación y operación de la base de datos del proyecto y sistemas
de información que garanticen la confiabilidad de los datos de yacimientos.
1.2.2 MISIÓN DEL DEPARTAMENTO DE GERENCIA TÉCNICA Y
OPERACIONES
Explorar, producir y manejar hidrocarburos en forma innovadora, eficiente
y segura, que capitalice las potencialidades de la empresa, dentro del marco
establecido en el Plan de Negocios, la Legislación Venezolana y nuestros valores
y principios, con el mejor talento humano y tecnología de vanguardia, para
desarrollar las actividades primarias propias del negocio, a fin de generar el
máximo beneficio y rentabilidad a la Nación, sus socios, trabajadores y
relacionados; apoyando a la vez, el desarrollo social en nuestras áreas de
influencia.
1.2.3 VISIÓN DEL DEPARTAMENTO DE GERENCIA TÉCNICA Y
OPERACIONES
Ser un equipo integrado de alto desempeño en la producción de crudo
Pesado, aplicando tecnología de alta eficiencia con la acción efectiva, por parte de
un personal motivado y completamente comprometido con los criterios de
seguridad, rentabilidad y preocupado por el bienestar de la comunidad.
1.2.4 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DEL DEPARTAMENTO
La gerencia técnica y operaciones, constituye el punto medular y estratégico para
el desarrollo efectivo de las actividades dentro de la empresa, debido a que sus
funciones se ejecutan en torno a la producción de hidrocarburos (petróleo y gas),
desde el yacimiento hasta el pozo y desde el pozo a la superficie, en los tiempos
pautados y bajo las especificaciones exigidas por los clientes de la organización,
orientando además a la mejora continua del personal y los procesos para la
preservación de la armonía con el medio ambiente, utilizando para esto tecnología
de vanguardia.
1.2.5 Organización y Funciones del Departamento
La gerencia de Yacimientos es la encargada de la explotación racional de las
reservas de hidrocarburos, mediante la caracterización, monitoreo, control,
seguimiento y gestión de los yacimientos, aplicando nuevas tecnologías, con la
finalidad de generar y mantener el potencial de producción, garantizando así el
mejoramiento progresivo de los procesos, preservando la armonía con el medio
ambiente y contribuyendo con el desarrollo socioeconómico del país; para ello
establece los planes de explotación de los yacimientos indicando las directrices de
las nuevas infraestructuras que soportan los procesos de recuperación y la
volumetría asociada en el portafolio de oportunidades. Esta se encuentra
organizada de la siguiente manera:
Superintendencia de Estudios Integrados: Encargada de coordinar y la
ejecución de los Proyectos y Estudios Integrados de Yacimiento, mediante
la planificación, orientación, y seguimiento de la generación de modelos
geológicos y de ingeniería de yacimiento, con el propósito de generar
estrategias de explotación orientadas a optimizar el factor de recobro de
los hidrocarburos y maximizar la rentabilidad del negocio.
Superintendecia de Desarrollo de Yacimientos: se encarga de dirigir,
definir, diseñar e implementar estrategias de explotación de Yacimientos a
corto, mediano y largo plazo mediante la utilización de técnicas de
Gerencia de Yacimientos, la aplicación de tecnologías de punta y una sana
dirección y administración de los recursos humanos, instalaciones,
reservas de hidrocarburos y financieras, a fin de asegurar los niveles de
producción/potencial de los hidrocarburos, el recobro económico de las
reservas y el cumplimiento del Plan de Negocios de la Empresa en el
corto, mediano y largo plazo.
Superintendencia Optimización de Producción: se encarga de
supervisar, controlar y programar actividades que permitan mejorar
continuamente la capacidad de producción de los pozos productores,
mediante el uso de simuladores de optimización de producción, técnicas de
análisis nodal, métodos de producción, rehabilitación y estimulación; a fin
de optimizar el uso de la energía disponible en los yacimientos y de las
instalaciones asociadas al proceso de extracción, manejo y procesamiento
de fluidos del Campo Norte Zuata de la Empresa Mixta.
1.2.6 ORGANIGRAMA DEL DEPARTAMENTO
Figura N° 1.2: Organigrama de la Estructura Organizacional del Departamento de Gerencia de Yacimiento dentro de la Empresa
Mixta Petrolera Indovenezolana.
Fuente: Petrolera Indovenezolana
1.2.7 Procesos que cubre el Departamento
Figura N° 1.3: Organigrama de los procesos que cubre el departamento de Gerencia de Yacimiento dentro de la Empresa Mixta Petrolera Indovenezolana.
Fuente: Petrolera Indovenezolana
17
1.2.8 Recurso Humano con el que cuenta el Departamento
Petrolera IndoVenezolana es una empresa mixta que cuenta con poco tiempo de
haberse conformado, para la realización de las actividades de la empresa y
específicamente para el departamento de Yacimiento se selecciono un recurso
humano de calidad destacados por su experiencia laboral y ética profesional,
actualmente el departamento cuanta con: (1) gerente de yacimientos, (1)
superintendente de Estudios Integrados. (1) Superintendente de Desarrollo de
Yacimientos, (1) Superintendente de Optimización, (6) Geólogos, (1) Ingeniero en
Optimización, (1) supervisor Mayor de Optimización, (6) Ingenieros de Petróleo, (1)
Técnico en Petróleo.
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1 PLANTEAMIENTOS DE LOS PROBLEMAS ENCONTRADOS
Petrolera Indovenezolana, S.A., realiza sus operaciones primarias en el bloque
Zuata Norte (Campo San Cristóbal) de la faja Petrolífera del Orinoco, actualmente el
campo posee reservas oficiales que ascienden a 261.965 millones de barriles (MMbls)
de petróleo de las cuales han sido drenadas 62.066 millones de barriles (MMBLS)
quedando una reserva remanente de petróleo de 199.899 millones de barriles
(MMBLS) y 65.348,50 millones de pie cúbicos normales (MMPCN) de gas. En esta
zona el crudo es pesado mediano (15° API – 19° API).
En el campo se han completado 68 pozos horizontales y 2 pozos verticales, de los
cuales 61 pozos están activos y cuya producción es de 40.0MBLS dividida en los
cincos yacimientos oficiales del campo que son: OFIE NZZ0035, OFIE NZZ0203,
OFIFG NZZ0035, OFIFG NZZ216-2, y OFIH SCR-2 las cuales poseen una
producción total de petróleo de 63.226,195 MMBLS y una producción de gas de
12.684,961 MMPCN, además cuenta con una producción de agua mensual promedia
de 7145,75 BLS.
Los pozos pertenecientes al Campo San Cristóbal asociados a la producción de la
arena FG, producen por medio del equipo de levantamiento artificial Bomba de
Cavidad Progresiva llamado así BCP, cuenta con 34 pozos productores y esta
comprendido por los yacimientos OFIFG NZZ0035 y OFIFG NZZ216-2.
Actualmente la producción de los pozos pertenecientes a la arena FG se ha
visto afectada por el aumento progresivo de gas lo que disminuye la producción de
petróleo estimada de los pozos, siendo esto un factor importante ya que si los pozos
comienzan a depletar gas antes del tiempo estimado ocasionaría una declinación
acelerada del potencial del yacimiento además traería como consecuencia problemas
operacionales en superficie siempre y cuando no se pueda tener un control preciso
para manejar la producción de gas causando así el cierre de la vida productiva del
pozo, lo que originaria una perdida de producción económica para la empresa.
El objetivo de este informe va enfocado en el análisis de producción de los
pozos completados en la arena FG que se realizara mediante parámetros
operacionales, histórico de producción, condiciones operacionales de los equipos
BCP que permiten mantener la producción en los pozos productores de petróleo,
mapas isopacos-estructurales, y mapas de burbuja a fin de analizar el comportamiento
de producción para realizar posibles recomendaciones que permitan mantener la
producción de petróleo de los pozos.
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar el comportamiento de producción de los pozos completados en la
arena FG del campo San Cristóbal, Bloque Junín. EMPRESA MIXTA
PETROLERA INDOVENEZOLANA, S.A. Filial PDVSA.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Recopilar la información para la actualización de la base de datos del
histórico de producción y parámetros operacionales de los pozos completados
en la arena FG.
Establecer las condiciones operacionales adecuadas del equipo de
levantamiento artificial bomba de cavidad progresiva (BCP), para mantener
la producción de petróleo de los pozos.
Estudiar el comportamiento asociado a la producción de gas presente
en los pozos de la arena FG.
Recomendar posibles alternativas para la optimización en la
producción de petróleo de los pozos completados en la arena FG del campo
San Cristóbal.
1.2 JUSTIFICACIÓN
En la Gerencia Técnica y de Operaciones se lleva a cabo muchas actividades
relacionadas con el campo y el seguimiento de los pozos con respecto al
comportamiento que estos presentan, es por eso que se implementa una técnica o
herramienta que permite llevar día a día los parámetros operacionales y de
producción por medio de una base de datos que permiten el análisis de estos.
Un manejo adecuado y preciso de los parámetros operacionales y de
producción (RGP, Corte de agua, BNPD, torque, RPM, presión del tubing, presión
del casing, entre otos.) los cuales son obtenidos por muestras que se toman en el
campo por técnicos de optimización, permitirá el estudio de la problemática
presentada en el campo.
Dado que la producción de crudo de los pozos completados en la arena FG
del campo San Cristóbal se están viendo afectados por el incrementó de la producción
de gas, la Gerencia Técnica y de Operaciones requiere el análisis del comportamiento
de producción de los pozos completados en la arena FG a través de históricos de
producción y parámetros operacionales conjunto a mapas isopacos-estructurales y
mapas de burbuja, permitiendo de esta manera conocer si el gas producido
proveniente de la formación esta dado por el drenaje que estos pozos presentan o
porque el gas a migrado a zonas mas altas produciendo así la formación de una
segunda capa de gas que con el tiempo puede afectar a los pozos vecinos
pertenecientes a esta misma arena, con el fin de proponer recomendaciones que sean
aplicables al Campo.
1.4 ALCANCE
1.4.1 Alcance del Proyecto
La producción de los pozos completados en la arena FG del campo San
Cristóbal se ha visto afectada por la alta producción de gas que estos
presentan. De 34 pozos que esta arena posee un pozo se encuentra cerrado por
alto volumen de gas y otro se encuentra activo pero con una producción de gas
de 1,411MPC.
Se desea evaluar el comportamiento de producción de los pozos
pertenecientes a la arena FG, por medio de parámetros operacionales,
histórico de producción, mapas isopacos-estructurales, mapas de burbuja, para
así evaluar el origen de producción de gas encontrada en dicha arena del
campo San Cristóbal.
1.4.2 Alcance Espacial
El desarrollo de este informe se realizara en la Empresa Mixta Petrolera
Indovenezolana, específicamente en la Gerencia Técnica y de Operaciones.
1.4.3 Alcance Temporal
El informe se efectuará en un período de tiempo de dieciséis (16) semanas
contadas a partir del 19 de septiembre del año 2011 y finalizadas el 09 de
enero del 2012.
1.5 LIMITACIONES DE LA EMPRESA
Durante la realización de las pasantías ocupacionales no se encontró ninguna
limitante que fuera lo suficientemente grande para impedir el desempeño de las
actividades propuestas para la obtención de los resultados requeridos.
CAPITULO II
MARCO REFERENCIAL
2.1 ANTECENDENTES DEL PROBLEMA
2.2 BASES TEORICAS
CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS
Yacimientos de Hidrocarburos
Un yacimiento de hidrocarburos puede definirse como una unidad geológica
permeable, hidráulicamente conectada, porosa de origen sedimentario y volumen
limitado, que contiene hidrocarburos en estado líquido (petróleo), gaseoso (gas) o
ambos. La acumulación de gas y petróleo tiene lugar en trampas subterráneas,
limitadas por cierres estructurales, estratigráficos o combinación de estos.
Características del yacimiento2
La evaluación de las rocas productivas requieren básicamente tres clases de
información que son: porosidad, permeabilidad y saturación.
Porosidad ()
Es la característica física mas conocida de un yacimiento, determina los volúmenes de
petróleo o gas que pueden estar presentes, y todas las operaciones de recuperación se
basan en la determinación de su valor. En los cálculos la porosidad puede expresarse
en porcentaje o en fracción decimal. La porosidad es el volumen de los espacios
vacíos de la roca (que generalmente esta ocupado por los fluidos) dividido por el
volumen total de la roca.
Permeabilidad (K)
Es la conductividad de la roca a los fluidos, o la facultad que la roca posee para
permitir que los fluidos se muevan a traves de la red de poros interconectados. Si los
poros de la roca no estan interconectados no existe permeabilidad. La permeabilidad
se mide en Darcys. La mayor parte de las fromaciones productoras tiene una
permeabiliad promedio inferior a un Darcy; por consiguiente la permeabilidad se
mide en milidarcys para algunos carbonatos.
Darcy formulo la siguiente ecuación para la permeabilidad
Donde:
k: permeabilidad en darcy
q: tasa de flujo en cm3
µ: viscosidad del fluido en cp.
A: area de la seccion transversal al flujo en cm2
∆P: presion diferencial en atm.
Saturación (S)
Es la fraccion del espacio poroso ocupado por el fluido presente en la roca. En un
yacimiento de hidrocarburos se puede encontrar simultáneamente agua, petroleo y
gas, sin embargo debido a los efectos de la gravedad, los fluidos se agregan o se
separan en el yacimiento.
Para diagnosticar un yacimiento se debe contar con:
• Información geológica y datos petrofísicos.
• Estadística de producción y presión.
• Análisis de PVT que representen el comportamiento de los fluidos a condiciones de
yacimiento.
• Ecuaciones matemáticas establecidas que permitan modelar bajo ciertas
suposiciones el comportamiento del yacimiento.
• Simuladores que sirvan de herramientas para modelar el yacimiento según sus
características.
Las mezclas de hidrocarburos naturales existentes en los yacimientos de petróleo y
gas (o condensado), presentan cambios de fase en la medida en que los yacimientos
son explotados. Estos cambios pueden ser observados a través de un diagrama
presión-temperatura (P-T) el cual es mostrado en la figura 1.
Diagrama Presión-Temperatura de una mezcla de hidrocarburos
Es una representación gráfica de las relaciones entre las fases y propiedades del
sistema, que permite analizar el comportamiento de los yacimientos, en la medida que
sus condiciones de presión y temperatura varían con el tiempo o con la producción de
los mismos. Es importante destacar que los diagramas de fases o diagramas (P-T),
son característicos de cada mezcla de hidrocarburos y se mantendrán constantes
mientras permanezca la proporción de componentes en la mezcla. 4
Figura 1. Diagrama de fases 4
En la Figura 1, se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de
punto de Burbujeo (curva AC) y punto de rocío (curva CB). En el punto de burbujeo,
el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con
una cantidad infinitesimal de gas. En el punto de rocío, el sistema se encuentra en
fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido. Las curvas de
punto de burbujeo y rocío se unen en el punto crítico C. A las condiciones del punto
crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa) del gas y del
líquido son idénticas. La envolvente de las fases divide al diagrama en tres regiones:
la de líquido que esta situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura
crítica; la de gas que también esta fuera de la envolvente pero a la derecha de la
temperatura crítica y la de dos fases que se encuentran dentro de la envolvente y
donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En la región de dos fases se observan
las líneas de isocalidad, que son líneas que unen puntos de igual porcentaje de líquido
en la mezcla líquido-gas. Así, las curvas de burbujeo y rocío son de 100% y 0% de
líquido, respectivamente. Todas estas curvas convergen en el punto crítico. En el
diagrama de fases se observan los puntos extremos P y T. A la temperatura del punto
T se le llama Cricondentérmica, y es la máxima temperatura a la cual coexisten en
equilibrio vapor y líquido. A la presión del punto P se le llama Cricondembárica, y es
la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido.
CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE ACUERDO AL PUNTO DE BURBUJA
Antes que todo recordemos que el punto de burbuja o de burbujeo es una fase líquida con una cantidad infinitesimal de gas, es otros términos es cuando aparece la primera burbuja. De acuerdo a este punto se obtiene la siguiente clasificación:
YACIMIENTOS SUBSATURADOS
En estos yacimientos la presión inicial es mayor que la presión de burbuja, por ende el gas se encuentra aun disuelto en el petróleo y no hay volumen inicial de capa de gas. Inicialmente se encuentra en la fase líquida, eventualmente las burbujas de gas se desprende una vez alcanzado el punto de burbuja, en donde el gas liberado posteriormente se aglutina hasta tener condiciones de flujo al pozo en cantidades cada vez mas incrementable, mientras que el flujo de crudo decrece gradualmente.
YACIMIENTOS SATURADOS
En estos yacimientos la presión inicial es menor o igual que la presión de burbuja, por ende el yacimiento es bifásico, contiene una zona líquida y otra gaseosa. Debido a que la composición del gas y el crudo son diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas
está en el punto de rocío (fase gaseosa con una cantidad infinitesimal de líquido) y podría ser retrógrada o no retrógrada. El comportamiento retrógado se produce por la disminución de presión que produce condensación en parte de la mezcla.
Clasificación de los yacimientos según la mezcla de hidrocarburos presente 4
Los parámetros que son de utilidad en esta clasificación, se dividen en dos grupos:
• Aquellos que se miden en el campo durante las pruebas de producción: presión,
temperatura, relación gas-petróleo, gravedad API y color del líquido de tanque.
• Aquellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas y
simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento isotérmico de la
presión.
Dependiendo del estado en que se encuentre la mezcla de hidrocarburos en los
yacimientos, estos se pueden clasificar en yacimientos de gas y yacimientos de
petróleo (ver figura 2) y sus características se muestran en el cuadro 1.
Figura 2. Clasificación de los Yacimientos 4
Cuadro 1. Rango de los parámetros de propiedades para diferentes tipos de
yacimientos 4
a. Yacimientos de gas seco
En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase
gaseosa, tanto a condiciones de yacimiento como a condiciones de superficie, debido
a que no contiene moléculas pesadas que formen hidrocarburos líquidos. Sin
embargo, en algunas oportunidades puede formarse una pequeña cantidad de líquido
(agua), la cual no excede a 10 BN/MMPCN, destacando que no se produce
condensación de hidrocarburos en ninguna etapa en el proceso de producción.
La temperatura de este tipo de yacimientos es mayor que la temperatura
cricondentérmica, y durante el agotamiento de presión la mezcla de hidrocarburo se
encuentra siempre en estado gaseoso; tanto a nivel de yacimiento como en el sistema
de producción. La obtención de líquidos del gas producido sólo se alcanza a
temperaturas criogénicas (bajo 0°F), su diagrama puede ser observado en la figura 3.
Figura 3. Diagrama de fases para un yacimiento de gas seco 5
b. Yacimientos de gas húmedo
La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al
salir a la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de líquido
del orden de 10 a 20 BN/MMPCN. La temperatura de estos yacimientos es mayor que
la cricondentérmica. Los gases húmedos tienen mayor porcentaje de componentes
intermedios y pesados en relación con los gases secos, ver diagrama en la figura 4.
Figura 4. Diagrama de fases para un yacimiento de gas húmedo 5
c. Yacimientos de gas condensado
En los yacimientos de gas condensado la mezcla de hidrocarburos se encuentra en
fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales de presión y
temperatura (ver figura 5). La temperatura del yacimiento tiene un valor entre la
temperatura crítica y la cricondentérmica de la mezcla. El gas presenta condensación
retrógrada durante el agotamiento isotérmico de presión.
Figura 5. Diagrama de fases para un yacimiento de gas condensado 5
d. Yacimientos de petróleo de alta volatilidad (Cuasicrítico)
La mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en estado líquido cerca del
punto crítico y a una temperatura ligeramente menor a la temperatura crítica de la
mezcla. Se produce una alta liberación de gas (hasta de un 45%) cuando la presión
cae ligeramente por debajo de la presión de burbujeo (ver figura 6).
Figura 6. Diagrama de fases para un yacimiento de alta volatilidad 5
e. Yacimientos de petróleo de baja volatilidad (petróleo negro)
Cuando la mezcla de hidrocarburos se encuentra en estado líquido por encima del
punto de burbujeo, en este momento el petróleo es capaz de disolver mayor cantidad
de gas (petróleo subsaturado). Si la presión cae por debajo de la presión de burbujeo,
se comienza a liberar gas y se dice que el petróleo se encuentra saturado (figura 7).
Figura 7. Diagrama de fases para un yacimiento de petróleo negro 5
El petróleo negro es clasificado a su vez de acuerdo con su gravedad API en liviano,
mediano, pesado y extrapesado, tal como se muestra en el cuadro 2.
Cuadro 2. Clasificación de crudos negros
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PVT 9
Las propiedades termodinámicas de los crudos que se encuentran el interior de los
yacimientos, varían esencialmente con los cambios de presión y temperatura que
ocurren en los mismos, debido a la producción. La aplicación de, las pruebas
necesarias para determinar estas propiedades se denomina Análisis de Presión–
Volumen–Temperatura (PVT) y consiste en determinar la variación de las
propiedades de la mezcla de hidrocarburos con los cambios de presión, volumen y
temperatura; mediante el análisis de muestras de fluidos, extraídas de las arenas de
interés de los pozos o empleando una apropiada recombinación de muestras tomadas
en superficie. Las principales propiedades que se miden con las pruebas PVT son:
1.3.1 Presión de burbujeo o de saturación (Pb)
Se define como la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas, cuando el
sistema pasa de estado monofásico (líquido) a bifásico (líquido y gas), donde la fase
líquida se encuentra en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas libre.
También se puede definir como la presión a la cual los componentes hidrocarburos
más livianos comienzan a liberarse.
1.3.2 Relación gas-petróleo en solución (Rs)
La razón o relación gas-petróleo en solución (Rs) representa el cociente entre el
volumen de gas (Vgs) que resulta de la separación en la superficie, medido a
condiciones normales, y el volumen de petróleo (Vos), que resulta también de esta
separación y medido igualmente a condiciones normales.10 Puede también ser
definido como la cantidad de pies cúbicos normales (PCN) de gas que pueden
disolverse en un barril normal (BN) de petróleo, cuando ambos son llevados a las
condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento.11 La
solubilidad del gas en petróleo depende de: presión, temperatura, gravedad del
petróleo y gravedad del gas.
Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en
solución aumenta con la presión hasta llegar a la Presión de Burbuja (Pb) y a partir de
ésta se mantiene constante (ver figura 8). A una presión constante, la cantidad de gas
en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta. Al aumentar la
gravedad API aumenta el Rs, de la misma manera al aumentar la gravedad específica
del gas aumenta el Rs.
Figura 8. Comportamiento de Rs vs. Presión 11
Factor Volumétrico del petróleo ( βo)
Es definido como el volumen de petróleo de yacimiento requerido para producir un
barril de petróleo más su gas disuelto a condiciones de superficie (14,7 lpca, 60°F). 8
El comportamiento en función de la presión puede observarse en la figura 9. También
puede definirse como el cambio de volumen que experimenta la fase líquida al pasar
de las condiciones de yacimiento a las condiciones de superficie como consecuencia
de la expansión líquida y/o liberación del gas en solución.
Permite determinar cuántos barriles de crudo hay que extraer del yacimiento para
tener una cierta cantidad de barriles en la superficie. 8
Figura 9. Comportamiento de βo vs. presión 11
Factor Volumétrico del gas ( βg)
Es el cociente entre el volumen de gas (Vg) en el yacimiento a temperatura y presión
existente en éste, y el volumen (Vgs) que resulta en la superficie, medido a
condiciones normales.8 También se puede definir como el cambio de volumen en
pies cúbicos o barriles, que experimenta la fase gaseosa al pasar de las condiciones de
yacimiento a las condiciones de superficie, como consecuencia de la expansión del
gas (ver figura 10).
Figura 10. Comportamiento de ßg vs. presión 11
Factor Volumétrico del agua ( βw)
De la misma forma que ha sido definido el Factor Volumétrico del Petróleo y Gas,
este representa la relación entre el volumen que ocupa el agua a condiciones de
yacimiento y a condiciones de superficie. Generalmente se toma como un valor
constante igual a la unidad.
1.3.6 Factor Volumétrico total o Bifásico ( βt )
Es el volumen en barriles que ocupa un barril fiscal de petróleo junto con su volumen
inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura de yacimiento (ver figura 11)
Figura 11. Comportamiento de ßt vs. Presión 11
Compresibilidad del petróleo (Co) 4
Se define como coeficiente de compresibilidad isotérmica del petróleo a los cambios
fraccionales en el volumen del petróleo cuando la presión cambia, a temperatura
constante (ver figura 12).
Figura 12. Comportamiento de Co vs. presión 11
Viscosidad del petróleo ( μo) 8
Es la medida de la resistencia a fluir que experimenta el petróleo y se ve afectada
directamente por la presión y la temperatura, usualmente se mide en centipoise. Se
puede observar en la figura 13, que a una presión menor a la de Burbujeo, la
viscosidad disminuye con el aumento de la presión, debido al efecto del gas que entra
en solución; mientras que a una presión mayor a la de Burbujeo, ocurre lo contrario
(la viscosidad aumenta) motivado a que no existe solubilidad adicional del gas.
Figura 13. Comportamiento de μo vs. presión 11
Gravedad específica del Petróleo (γo) 8
La gravedad específica del petróleo es la relación entre la densidad de éste y la
densidad del agua, tomadas ambas a la misma condición de presión y temperatura.
Puede ser determinada también si se conoce la gravedad API del petróleo, como se
muestra a continuación:
POZOS PRODUCTORES DE PETROLEO
Los pozos productores de petróleo están clasificados en dos tipos: pozos verticales y
pozos horizontales.
Pozos verticales 5: son pozos que se perforan perpendicularmente a los planos de
estratificación de un yacimiento, con el fin de perforar la arena productora a un
angulo de 90°.
Pozos Horizontales 5: Son aquellos pozos que son perforados paralelamente a los
planos de estratificación de un yacimiento, con la finalidad de navegar dentro del
mismo.
Este tipo de perforación se realiza en pozos nuevos y en algunos casos se utiliza en
pozos viejos, en estyos casos se denominan pozos de reentradas horizontales
(Reentry).
El termino pozo horizontal se refiere no solo a pozos de 90° de inclinación con
respecto a la vertical, tambien se denominan pozos horizontales aquellos que son
perforados con un alto angulo de desviación (no menor de 86°). Los pozos
hotrizontales son pozos nuevos, con una seccion horizontal que puede oscilar entre
unos cientos de pies a varios miles. Los mismos presentan una fractura de
conductividad finita, donde la altura de la fractura es igual al diámetro de la seccion
horizontal del plano.
Ventajas de los pozos Horizontales
Las ventajas de los pozos horizontales son las siguientes:
Mejora la eficiencia de barrido
Incrementa la productividad del yacimiento y mejora el recobro final del mismo.
Reducción de la conificación y adedamiento de los fluidos viscosos
Posibilidad de exportar yacimientos con bajos porcentajes de recobro de
hidrocarburos.
Incremento del área de drenaje.
La sección horizontal puede ser perforada a lo largo del tope de la arena
productora, lo cual permite optimar la distancia entre el intervalo perforado y el
contacto agua-petroleo o gas-petroleo.
Desventajas de los pozos Horizontales
Algunas de las desventajas que poseen los pozos horizontales con respecto a los
verticales son:
Alto costo de perforación: consecuencia esta debido a que se requiere mayor
tiempo de perforación que en un pozo vertical y el incremento del riesgo a
presentar problemas operacionales.
Las barreras de la permeabilidad vertical limitan laeficiencia del barrido
vertical.
Las opciones de recompletacion son limitadas, en los casos en que se desee
controlar los problemas ocasionados por altos cortes de agua o altas relaciones
gas petroleo.
Requieren de fluidos especiales y libres de solidos para prevenir el daño a la
formación.
Aplicaciones de los pozos horizontales
Entre las aplicaciones mas comunes se tiene:
Yacimientos de poco espesor de arena.
Yacimientos con problemas de conificacion de agua y gas.
Yacimiento de gas no asociado.
Yacimiento de alta permeabilidad.
Yacimientos de baja permeabilidad.
mapas geológicos
mayor parte de las propiedades que definen morfológicamente los yacimientos, son
susceptibles a ser representadas mediante mapas, entre estos se encuentran los de
área, espesor, volumen, forma de la superficie, límites, orientación, etc.
los mapas geológicos son un instrumento delicado que debe presentar la información
de manera clara, nítida y confiable y ser elaborados siguiendo patrones de aceptación
universal
los tipos de mapas más utilizados en geología petrolera son los estructurales y los
isópacos, además se utilizan los mapas de facies, los diferentes tipos de mapas de
isopropiedades petrofísicas, continuidad de arenas, presiones, etc.
Mapas estructurales
Un mapa estructural es la proyección en el plano horizontal del tope o la base de
un cuerpo de arena o nivel estratigráfico de interés
las fuente de información para la construcción de este tipo de mapa, son en
primera instancia los datos sísmicos y los registros de pozos.
el mapa estructural esta conformado por los contornos o curvas estructurales y
las trazas de las fallas. los contornos estructurales nos informa sobre la
orientación del estrato mapeado (rumbo), la inclinación y magnitud del estrato
en relación al plano horizontal (buzamiento), la morfología de la estructura
(pliegues, anticlinales, homoclinales), el desplazamiento de las fallas, etc.
un buen control estructural permite establecer los mejores diseños de
perforación, por ejemplo, establecer las profundidades hasta donde perforar,
garantizando por una parte, encontrar el objetivo, y por otra, no perforar en
exceso.
construcción de las lineas de contorno.
todos los mapas de contorno deben tener una referencia seleccionada con la cual
los valores de las líneas de contorno son comparados.
• el intervalo de contorno sobre un mapa debe ser constante.
• el espaciamiento del contorno depende del buzamiento de la estructura a ser
mapeada.
• todos los mapas deben incluir una escala gráfica.
• cada quinto contorno es un contorno indicador. debe ser más oscuro o más
ancho y etiquetado con su valor.
• deben utilizadarse líneas rayadas para indicar una depresión cerrada.
construcción de las lineas de contorno.
el contorno debe ser comenzado en áreas con el máximo número de puntos de
control.
• es preferible construir un grupo de líneas de contorno que una línea de forma
individual.
• usar un estilo de contorno suave es preferible que un estilo ondulado a menos
que la data indique otro modo.
•inicialmente un mapa debe ser contorneado en lápiz con líneas dibujadas
suavemente tal que ellas puedan ser borradas cuando el mapa requiera revisión.
establecer el buzamiento regional cuando sea posible. cualquier cambio en la
rata de inclinación podría ser una indicación de estructuras locales .
• el contorneo puede ser optimista o pesimista dependiendo de su experiencia,
normas corporativas y filosofía de explotación. el geólogo debe usar toda su
pericia técnica para mapear realistamente.
en áreas de limitado control o de fallas verticales, es importante contornear la
limitada data para reflejar la interpretación geológica tan simple como sea
posible.
• cualquier cambio radical en la dirección de los contornos puede sugerir
fallamiento, aun cuando las fallas no han sido reconocidas por el pozo control.
• un incremento en el valor de buzamiento acompañado por un cambio abrupto
en la dirección es una fuerte evidencia de fallamiento (bishop 1960) .
un cambio o inversión en la dirección del buzamiento sugiere el cruce del eje de
un pliegue.
• las estructuras pueden tener o no tener compatibilidad de contorno a través de
una falla.
las estructuras altas se aplanan en el eje con buzamientos suaves a en tope de la
estructura, generando espaciamientos grandes de las líneas de contorno a través
de la cresta de la estructura comparado al espaciamiento en los flancos.
• una pendiente abrupta continua hacia la cresta con escaso o nulo aplanamiento
de la pendiente, indica que la superficie a sido afectada por la erosión o indica la
presencia de una discordancia.
• las estructuras bajas cerradas no son comunes
el geólogo puede contornear una estructura en la forma que mejor ajuste a la
data geológica y de ingeniería, y que mejor represente el tipo de estructura
presente en el ambiente tectónico.
• la mejor prueba de la validez geométrica tridimensional de un mapa
estructural de contorno es la capacidad de pronóstico. el ajuste del modelo
interpretativo con data nueva de pozos o líneas sísmicas indican la consistencia y
validez del modelo estructural.
métodos de contorneo
contorneo mecánico: se asume que la pendiente o el ángulo de buzamiento de la
superficie que está siendo contorneada es uniforme entre puntos de control.
• contorneo paralelo: con este método, las líneas de contorno son dibujadas
paralelas o cercanamente paralelas a las otras.
igual espaciamiento: asume pendiente o ángulo de buzamiento uniforme sobre
un área entera o al menos sobre un flanco individual de una estructura.
• contorneo interpretativo: el geólogo tiene plena capacidad para generar un
mapa que refleje la mejor interpretación del área de estudio, mientras honra el
control disponible.
contorneo de planos de fallas
falla.
requerimientos para una interpretación estructural razonable
correlaciones correctas (de registros y sísmica). 2. un buen entendimiento del
escenario tectónico que ha sido trabajado. 3. un claro entendimiento de los
principios básicos de geología, incluyendo la geometría de intersección de
formaciones y fallas. 4. validación tridimensional de la interpretación. 5. uso de
toda la data disponible. 6. un entendimiento de la exactitud de la data. 7. uso de
técnicas de mapeo correctas y exactas. 8. construcción e integración de todos los
mapas requeridos. 9. construcción de secciones estructurales. 10. mapeo de
múltiples horizontes. 11. buena documentación de todo el trabajo.
mapas isópacos
un mapa isópaco es la representación cartográfica de las variaciones en espesor
de cuerpos o entidades en el subsuelo.
• representa, a través de líneas de contorno, la distribución y espesor de una
unidad específica y su construcción es similar, en cuanto al método, a la del
mapa estructural.
•el isocoro representa el espesor vertical de una unidad.
•el isópaco ilustra el espesor estratigráfico, es decir, medido con respecto al
buzamiento.
•la diferencia entre estos mapas se hace insignificante en estratos de muy poco
buzamiento.
los mapas isópacos son utilizados para varios propósitos:
• estudios de ambientes de depositación.
• estudios genéticos de cuerpos de arenas.
• historia de movimiento de fallas.
• caracterización de yacimientos.
• estudio de recuperación de crudos.
calculo los volúmenes de hidrocarburos.
mapas isópacos de arena total
un mapa isópaco de arena total es la representación en el plano horizontal de los
espesores de un cuerpo de arena, los cuales son medidos en los perfiles de pozos
(registros eléctrico, densidad, microlog, etc.).
•el espesor de cada cuerpo de arena se determina estableciendo el tope y la base
del cuerpo completo.
•la interpretación de este mapa informa sobre la orientación del cuerpo de arena
y su distribución en el área.
mapas isópacos de arena neta
un mapa isópaco de arena neta representa el espesor de la roca con calidad de
yacimiento dentro de un intervalo o unidad particular.
• el espesor de arena se determina estableciendo un límite de arena permeable,
donde solo se seleccionan las arenas que contengan un volumen de arcilla menor
o igual que el 50%.
mapas isópacos de arena neta petrolífera
un mapa isópaco de arena neta petrolífera representa la geometría de la arena
neta saturada de hidrocarburos.
• se elabora a partir del mapa de arena neta al cual se le integran los límites del
yacimiento que generalmente son una o más fallas sellantes y el contacto agua
petróleo.
• es a partir de este mapa que se evalúan los volúmenes de arena neta con
hidrocarburos.
construcción de mapas isópacos
los mapas de isópacos siguen las normas generales del trazado de isolineas.
• curvas del mismo valor deben ser repetidas donde se presenta un cambio de un
adelgazamiento a un engrosamiento de la unidad.
• la línea cero, determina el límite de la presencia de la unidad estratigráfica.
pequeñas curvas cerradas que indican adelgazamientos locales o
engrosamientos.
• se debe tomar en cuenta la geología regional del área, la cual suministra la
información de la geometría que puede encontrarse.
• cuando están destinados al desarrollo exploratorio o al cálculo de reservas, se
debe evitar un optimismo excesivo en cuanto al espesor y extensión de las
unidades productoras o potencialmente productivas.
a medida que se obtiene información adicional de nuevos pozos, las isópacas
deben ser modificadas conforme a los datos.
•para la construcción de un mapa isópaco de arena neta petrolífera hay que
tomar ciertas consideraciones adicionales, relacionadas con los contactos de
fluidos.
•el procedimiento para la construcción de este tipo de mapas depende si se trata
de un yacimiento con acuífero de fondo o lateral, y si existe capa de gas en el
yacimiento.
CAPITULO III
METODOLOGIA
3.1 Áreas de aplicación
