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7/22/2019 Dong Liu.pdf

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UNIVERSIDAD SIMN BOLVARINGENIERA GEOFSICA

Estudio de Factibilidad de la Aplicacin del Mtodo

de Bombeo Electro Sumergible (BES) en el Campo

Bare, Faja Petrolfera del Orinoco

Por

Dong Liu

Realizado con la accesora del ProfesorJorge Mendoza

INFORME FINAL DE CURSO EN COOPERACINPresentado ante la Ilustre Universidad Simn Bolvar

Como requisito parcial para optar al Ttulo de

Ingeniero Geofsico

Sartenejas, mayo del 2007


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Este trabajo ha sido aprobado en nombre de la Universidad Simn Bolvar por el

siguiente jurado calificador:

________________________

Presidente

Prof. Ana Cabrera

________________________

Tutor Acadmico

Prof. Jorge Mendoza

________________________

Tutor Industrial

Ing. Csar Ayala


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I

Estudio de Factibilidad de la Aplicacin del Mtodo de Bombeo ElectroSumergible (BES) en el Campo Bare, Faja Petrolfera del Orinoco

PorDong Liu

RESUMEN

El presente proyecto de pasanta consiste en estudiar la factibilidad de la aplicacin

Mtodo de Bombeo Electro Sumergible (BES) como un mtodo de levantamiento artificial en

dos pozos, ubicados en el yacimiento MFB -53 de Campo Bare- Faja Petrolfera del Orinoco.

Dicho estudio tiene la finalidad de encontrar la relacin que existe entre yacimiento, pozo deproduccin y equipo de levantamiento, para determinar una aplicacin adecuada del mtodo

BES.

Para la realizacin del proyecto se elabora un modelo petrofsico en la zona de estudio,

el cual permite calcular los variables relevantes que define el yacimiento, tal como arcillosidad,

porosidad, saturacin de agua, permeabilidad y espesor neto de arena. Luego de obtener los

parmetros del yacimiento, stos son utilizados en los programas Wellflo y AutographPC para

determinar la configuracin y la dimensin ptima del equipo BES.

De los resultados del estudio obtenido en los dos pozos, se afirma que es factible la

aplicacin del mtodo BES en el Campo Bare, gracias a las condiciones favorables

petrofsicas: alta porosidad, alta permeabilidad, espesor neto de arena considerable y al mismo

tiempo, por la alta tasas de produccin, alta relacin agua petrleo, y baja relacin gas

petrleo, que se presenta en el yacimiento.

PALABRAS CLAVES

Bombeo Electro SumergiblePetrofsica


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II

AGRADECIMIENTOS

A mi Mam por ser la mejor del mundo, por su paciencia, su apoyo incondicional a misestudios, por estar siempre a mi lado, darme confianza y permitirme progresar como persona y

como profesional. A mi Papa, por todos los consejos que me ha dado. Por ser un hombre de

carcter, y corregirme todas las veces que fueran necesario, por todos!

A la Universidad Simn Bolvar en Caracas por tener una importante poltica de

aceptacin de estudiantes extranjeros y permitir que nuestra convivencia en esta Magna Casa

de Estudio haya sido tan enriquecedora y de una excelente calidad profesional, que es

reconocida a nivel mundial.

A mi Tutor acadmico Jorge Mendoza por ser un buen gua. Y tambin a mi Tutor

industrial Csar Ayala por sus consejos y sus regaos, por tallarme en mi formacin

profesional.

A la Arq. Xiomara Arcia Mama Chi Por su gran esfuerzo en fomentar la amistad y la

convivencia con la comunidad china en Venezuela y por su tutora y entrenamiento en la

culminacin de este trabajo.

A los empleados y trabajadores de Baker Hughes y PDVSA San Tom en especial a los

Ingenieros Fred Talavera, Rafael Urdaneta, Jess Viloria, Walter Urbina, Enrique Paruta, Elas

Acosta, Adriana Marcano y Jos Sandoval, por el apoyo personal, que me han brindado, sin

ellos no hubiese sido posible realizar este estudio.

A mis amigos de la Universidad: Alejandra, Carlos, Choy, Dave, Leo, Juan P, Simn,

Jorge, Jean, Raymond, Rosabel, Sofa, por los momentos de alegras y tristezas que

compartimos juntos. Tambin a los compaeros de la carrera: Ana K, Daniela, Adelo el

Baijiu, Andrs, Justin, Yolenis, William, por ser tan buenos compaeros!

Finalmente, y lo ms importante las gracias a DIOS, por darme la vida, salud, felicidad

y una buena familia!


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III

NDICE GENERAL

RESUMEN...............I

AGRADECIMIENTO........II

NDICE GENERAL......III

NDICE DE FIGURA.......VI

NDICE DE TABLAS...........IX

LISTA DE SMBOLOS Y ABREVIATURAS...........X

CAPITULO I INTRODUCCIN.. 1I.i Introduccin. 1

I.ii Objetivo general.. 2

I.iii Objetivos especficos. 2

I.iv Planteamiento del problema... 3

I.v Ubicacin del rea de estudio.. 3

I.vi Breve resea de la empresa 5

CAPITULO II MARCO GEOLGICO. 7

II.i Geologa Regional... 7

II.i.i Generalidades.. 7

II.i.ii Evolucin geodinmicoa y estratigrfica. 9

II.ii Geologa local...16

II.ii.i Rasgos estructurales locales..25

II.ii.ii Ambiente sedimentario26

II.ii.iii Caractersticas principales del yacimiento. 27

CAPITULO III MARCO TERICO 29

III.i Mtodo de levantamiento artificial.. 29


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IV

III.ii Fundamentos Hidrulicos del mtodo de levantamiento artificial..... 30

III.iii Bombeo electro sumergible (BES)... 34

III.iii.i Equipos de fondo.. 36

III.iii.ii Equipos de superficie BES.. 43

III.iii.iii Aplicacin de BES. 44

III.iii.iv Ventajas y desventajas de la aplicacin de BES..44

III.iv Fundamentos petrofsicos e interpretacin de perfiles.. 46

CAPITULO IV MARCO METODOLGICO.... 72

IV.i Modelo Petrofsico.. 72

IV.ii Simulacin de equipo de levantamiento artificial BES.. 94IV.ii.i Programa de Anlisis Nodal WELLFLO..... 94

IV.ii.ii Simulador AutographPC..... 95

IV.ii.iii Metodologa...... 96

CAPITULO V RESULTADOS Y ANLISIS DE RESULTADOS.... 99

V.i Modelo Petrofsico... 99

V.ii Simulacin del mtodo BES en Wellflo. 118

V.ii.i MFB-698... 120

V.ii.ii MFB-672.. 123

V.iii Equipos de BES seleccionados..... 126

CAPITULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENTACIONES.... 133

VI.i Conclusiones.. 133

VI.ii Recomendaciones. 135

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS...... 136

APENDICE A 137

APENDICE B 143

APENDICE C 149


7/176

V

APENDICE D 156

APENDICE E 160

APENDICE F 163


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VI

NDICE DE FIGURA

Figura 1.1 Yacimiento MFB-53, Campo Bare.... 3

Figura 1.2 Ubicacin geogrfica de la Faja Petrolfera del Orinoco y Campo Bare.. 4

Figura 2.1 Cuenca Oriental de Venezuela y sus subcuencas.. 7

Figura 2.3 Configuracin simplificado en el flanco sur de la Cuenca Oriental 10

Figura 2.4 Mega secuencia de Rift durante Jursico Tardo y Cretceo Temprano.. 11

Figura 2.5 Margen pasivo en la regin del Caribe, Cretceo Tardo Paleoceno.... 12

Figura 2.6 Reconstruccin paleogeografita del Maestrichtiense en la regin oriental de

Venezuela 13Figura 2.7 Colisin oblicua del la Placa del Caribe contra la Placa Suramericana.............. 15

Figura 2.8 Seccin estratigrfica de la Faja Petrolfera del Orinoco 18

Figura 2.9 Columna estratigrfico del rea Ayacucho, Faja Petrolfera del Orinoco...... 19

Figura 3.1 Curva generalizada de comportamiento de afluencia IPR.. 32

Figura 3.2 Instalacin Tpica de un Sistema de bombeo electro-sumergible (BES) 35

Figura 3.3 Bomba centrfuga multietapa y sus partes.. 36

Figura 3.4 Etapas de Bombas Centrfugas para diferentes tipos de flujo.... 37

Figura 3.5 Separador de Gas Rotativo. 38

Figura 3.6 Seccin Sellante.. 39

Figura 3.7 Conjunto Estator y Rotores. 40

Figura 3.8 Sensor de fondo... 41

Figura 3.9 Cable de potencia trifsico....... 42

Figura 3.10 Variador de frecuencia.. 44

Figura 3.11 Interfase Petrleo Agua en un Tubo Capilar.. 52

Figura 3.12 Ley de Darcy, Flujo Multifsico... 64

Figura 3.13 Direccin de flujo y tipo de fluido.... 68


9/176

VII

Figura 3.14 Efecto de la temperatura sobre la viscosidad del petrleo 70

Figura 4.1 Pasos a seguir para la realizacin del Modelo Petrofsico.. 72

Figura 4.2 Ubicacin de los pozos claves en el Yacimiento MFB-53.. 74

Figura 4.3 Regla de aproximacin de Resistividad segn Hilchie... 75

Figura 4.4 Grfico tipo Hingle. 78

Figura 4.5 Grfico Log-Log de Factor de formacin (F) Vs. Porosidad ().. 82

Figura 4.6 Grfico k vs. , mtodo desarrollado por Winland (1980). 83

Figura 4.7 Grfica de correlacin de Vs. Vsh (Realizada en Curve expert).. 87

Figura 4.8 Mapa de Electrofacies. 88

Figura 4.9. Parmetros del yacimiento en el programa WellFlo. . 96Figura 4.10. Correlaciones para clculo de propiedades PVT del fluido. 97

Figura 4.12 Seleccin de equipo BES en el simulador AutographPC .. 98

Figura 4.13 Seccin de anlisis nodal en Wellflo. 98

Figura 5.1 Ubicacin de los pozos claves en el Yacimiento MFB-53.... 100

Figura 5.3 Valor de corte de resistividad verdadera 108

Figura 5.4 Mapa de isoarcillosidad 112

Figura 5.5 Mapa de isoporosidad....... 113

Figura 5.6 Mapa de saturacin de agua.. 114

Figura 5.7 Mapa de isopermeabilidad. 115

Figura 5.8 Mapa isopquica 116

Figura 5.9 Ubicacin de los pozos estudiados en el Yacimiento MFB-53. 118

Figura 5.10 Parmetros del yacimiento, pozo MFB-698 121

Figura 5.11 Parmetros y propiedades PVT del fluido, pozo MFB-698.... 122

Figura 5.12 Curva de ndice de Productividad (IP), pozo MFB-698. 122

Figura 5.13 Parmetros del yacimiento, pozo MFB-672....... 123

Figura 5.14 Parmetros y propiedades PVT del fluido, pozo MFB-672 124


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VIII

Figura 5.15 Curva de ndice de Productividad (IP), pozo MFB-672 124

Figura 5.16 Bomba seleccionada para el pozo MFB-698. 127

Figura 5.17 Motor seleccionado para el pozo MFB-698.. 128

Figura 5.18 Sello seleccionado para el pozo MFB-698 128

Figura 5.19 Bomba seleccionada para el pozo MFB-672. 129

Figura 5.20 Motor seleccionado para el pozo MFB-672... 129

Figura 5.21 Sello seleccionado para el pozo MFB-672......... 130

Figura B.1 Pantalla de la informacin de pozo.. 144

Figura B.2 Relacin de Comportamiento de Afluencia (IPR) 145

Figura B.3 Pantalla de Bomba Pump Setting.. 146Figura B.4 Curva de funcionamiento de la bomba, succin y la descarga identificados........ 147

Figura B.5 Pantalla del Motor Motor Sizing... 148

Figura B.6 Pantalla del Sello Seal Sizing.... 148

Figura C.1 Opcin de preparacin de datos.... 151

Figura C.2 Datos o Control del Yacimiento.... 153

Figura C.3 Datos de BES.... 154

Figura C.4 Opcin de anlisis nodal - Curva de oferta y demanda.... 155

Figura D.1 Esquema general de un pozo horizontal....... 156

Figura D.2 Esquema general de un pozo reentrado horizontal... 157

Figura E.1 Diagrama de completacin del pozo MFB-698 161

Figura E.2 Diagrama de completacin del pozo MFB-672.... 162

Figura F.1 Mdulo Pozo de CENTINELA.. 163


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IX

NDICE DE TABLA

Tabla 2.1 Caractersticas principales del Yacimiento MFB-53, Campo Bare... 27

Tabla 3.1 Valor Promedio de para Arenas de Campos del Oriente de Venezuela.. 55Tabla 3.2 Clasificacin de los registros elctricos segn resistividad del lodo (ohmm) y

profundidad de investigacin (pies).. 58

Tabla 3.3 Permeabilidad en rocas. 62

Tabla 4.1. Inventario de informacin validada de perfiles de pozos 73

Tabla 4.2. Valores de factores de formacin (F) obtenidos para diferentes modelos.... 81

Tabla 4.3 Clasificacin de tipo de roca segn sus tamaos de la garganta de poro.. 83

Tabla 5.1 Valores de resistividad de la formacin Rt. ..101

Tabla 5.2 Valores promedios de resistividad del agua de formacin Rw... 102

Tabla 5.3 Valores calculados de a, m y n 102

Tabla 5.4 Tipo de roca predominante, Yacimiento MFB-53.. 103

Tabla 5.5 Modelo de arcillosidad determinado.. 105

Tabla 5.6 Valores promedios de Saturacin y Saturacin irreducible de agua.. 106

Tabla 5.7 Valor promedio de permeabilidad obtenido por modelo terico y anlisis

de muestras de ncleos.. 107

Tabla 5.8 Los parmetros petrofsicos resultantes y sus valores promedios. 110

Tabla 5.9 Datos calculados y recolectados para los pozos MFB-657 y MFB-698 119

Tabla 5.10 Equipos BES seleccionados para los pozos MFB-657 y MFB-698.... 126

Tabla 5.11 Configuraciones finales para los pozos MFB-657 y MFB-698... 127


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X

LISTA DE SMBOLOS Y ABREVIATURAS

BES Bombeo Electro SumergibleIP ndice de Productividad

Pwf Presin de fondo fluyente [lpc]

Pf Presin esttica del yacimiento [lpc]

Pb Presin de burbujeo [lpc]

PIP Presin entrada de la bomba [lpc]

RGP (GOR) Relacin Gas Petrleo [PCN/BN]

Rs Relacin Gas Petrleo en solucin [PCN/BN]

T Temperatura [F]

DATUM Profundidad de plano de referencia[pie]

Q Flujo volumtrico [BPD]

Qmax Produccin total mxima[BPD]

Qd Produccin total deseado[BPD]

BPD Barril por da

BN Barriles a condiciones normales

BY Barriles a condiciones de yacimiento

cP centiPoise

mD miliDarcy

LPC Libra por Pulgada cuadrada

PCN Pie cbico a condiciones normales

TVD Profundidad vertical verdadera

MD Profundidad Medido

Bo Factor volumtrico del petrleo [BY/BN]

Bw Factor volumtrico de agua


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XI

Wc Corte de agua

TDH Altura total dinmica

API Gravedad del petrleo segn la norma de American Petroleum Institute

o Viscosidad del Petrleo

o Gravedad especfica

Densidad [g/cc]

Permeabilidad

r Permeabilidad relativa

Porosidad

e Porosidad EfectivaVsh Volumen de Arcilla

Rt Resistividad verdadera de la formacin [m]

Ro Resistividad de la roca saturada 100% de agua

Rw Resistividad de agua

a Coeficiente de tortuosidad

m Exponente de cementacin

n Exponente de saturacin

F Factor de formacin


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1

Liu Dong

CAPITULO I

INTRODUCCIN

I.i Introduccin

La Faja Petrolfera del Orinoco es una de las acumulaciones de petrleo pesado y

extrapesado ms grande del mundo, con una reserva recuperable estimado de unos 270

millares de barriles. Ella se encuentra ubicada en la parte sur de la Cuenca Oriental con una

extensin de 55.000 Km2 aproximadamente. Segn su productividad y reserva contenida, la

Faja Petrolfera del Orinoco se subdivide en cuatro grandes reas de produccin de crudos

pesados y extrapesados, las cuales son en orden de Oeste a Este: Boyac, Junn, Ayacucho y

Carabobo.

El yacimiento MFB - 53 se encuentra en el Campo Bare, rea de Ayacucho, pertenece a

la unidad de explotacin y produccin extrapesados, Distrito Social San Tom, Petrleos de

Venezuela S.A. (PDVSA). Dicho yacimiento est ubicado en el Estado Anzotegui a unos 40

Km. al sur de la Ciudad de El Tigre y a unos 70 Km. al Norte del Ro Orinoco en el sector

noroccidental del rea de Ayacucho.

La produccin de este yacimiento se inici en el ao 1982, con pozos productores

verticales y desviados con bajo potencial productivo, luego en 1993 se comenz la

incorporacin de pozos horizontales completados con distintos mtodos de levantamiento

artificial, los cuales proporcionan un potencial promedio de 800 BPD.El uso de los mtodos de levantamiento artificial depende de las caractersticas de cada

yacimiento. Si el mismo posee alto potencial energtico, la produccin del petrleo se realiza

por flujo natural, de lo contrario se requiere de un mtodo artificial para iniciar la vida

productiva del pozo. Los mtodos de levantamiento artificial ms comunes son: Bombeo

Mecnico (BM), Bombeo Electro sumergible (BES), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),


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2

Liu Dong

levantamiento por gas (Gas Lift), etc.

El presente proyecto se lleva a cabo con el objetivo de evaluar la aplicabilidad del

mtodo de Bombeo Electro sumergible (BES) en el Campo Bare, determinar las variables

petrofsicas manejadas y utilizadas por los simuladores de Bombeo Electro sumergible (BES)

Autograph PC y Wellflo para la aplicacin y seleccin de equipos BES, usando como

herramienta los anlisis de data de yacimiento y reinterpretaciones petrofsicas.

I.ii Objetivo general

Estudiar la factibilidad del uso de Bombeo Electro Sumergible BES como mtodo de

levantamiento artificial en el Campo Bare, a travs del anlisis de data de yacimiento,

reinterpretacin de registros petrofsicos y el uso de programas de simulacin.

I.iii Objetivos especficos:

1. Conocer el mtodo de Bombeo Electro Sumergible BES como un sistema delevantamiento artificial.

2. Verificar las ventajas y desventajas de la aplicacin del mtodo BES en el Campo Bare.3. Realizar un modelo petrofsico de la arena productora U2,3 del Campo Bare.4. Calcular las variables petrofsicas utilizadas en el simulador Wellflo y determinar la

relacin de flujo (IPR) en los pozos estudiados.

5. Determinar la aplicacin adecuada del mtodo BES para los pozos estudiados medianteel simulador Autograph PC


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3

Liu Dong

I.iv Planteamiento del problema

El mtodo de bombeo electro sumergibles (BES) es un sistema de levantamiento

artificial que consiste en una bomba centrfuga multietapa con un motor elctrico de fondo

acoplado, capaz de levantar grandes cantidades de fluido desde grandes profundidades en una

variedad de condiciones de pozo. Las etapas de la bomba son diseadas originalmente para

operar en pozo de agua, debido que el agua es un fluido cuya propiedades son las ms simples

de estudiar. Para la aplicacin del mtodo BES en campos de produccin de petrleo hay que

considerar diferentes factores tales como condicin del yacimiento, tipo de pozo, propiedades

del crudo, etc. De acuerdo con las caractersticas particulares del Campo Bare, tales como

formacin poco consolidada, alto porcentaje de pozos horizontales, petrleo de alto grado API

y alta viscosidad. Es importante encontrar la relacin entre yacimiento, pozo de produccin y

equipo de levantamiento, para lograr una aplicacin adecuada y eficiente del mtodo BES.

I.v Ubicacin del rea de estudio:

El rea de estudio es el yacimiento MFB 53 ubicado en el sector sureste del Campo

Bare, Faja Petrolfera del Orinoco. (Figura 1.1)

Figura 1.1 Yacimiento MFB-53, Campo Bare

NNNN

Yacimiento MFB-53


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4

Liu Dong

El Campo Bare se encuentra ubicado en el Estado Anzotegui a unos 40 Km. al sur de

la ciudad de El Tigre y a unos 70 Km. al norte del Ro Orinoco entre las coordenadas

geogrficas de 8 2800 de latitud norte, y 64 0100 de longitud este. (Figura 1.2). El

yacimiento MFB 53 estn constituidos por las arenas ms prospectivas de la formacin

Oficina y Merecure, con produccin de petrleo pesados y extrapesados.

Figura 1.2 Ubicacin geogrfica de la Faja Petrolfera del Orinoco y Campo Bare

PTO LA CRUZEl TIGRE

BareArecuna

Caria

Cuanibo

LacheQuiriquire

HuyapariMakiritareRionegrino

IrapaNinan

Sanema

DobokubiJaprena

OrecnicanoTaure anYaruro

FaranteKuripacoPianoaUaica

N


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5

Liu Dong

I.vi Breve resea de la empresa

En el ao de 1907, Reuben Baker desarroll un sistema de perforacin que revolucion

el estilo existente para la poca. Dos aos despus, en 1909, Howard Hughes introdujo la

primera mecha de dos conos, que impuls dramticamente la velocidad del proceso de

perforacin. En 1987, luego de dos grandes descensos en los precios del crudo y en las

actividades de perforacin, Baker International y Hughes Tool Company acuerdan fusionarse

para crear lo que es hoy BAKER HUGHES INCORPORATED. La estructura Actual de Baker

Hughes es la siguiente:

Baker Atlas (BA) Baker INTEQ (BI) Baker Hughes Drilling Fluids (BHDF) Baker Oil Tools (BOT) Hughes Christensen (HCC) Centrilift (CTL) Baker Petrolite (BPC) Business Support Services (BSS) Corporate

CENTRILIFT

La divisin Centrilift (CTL) fundada en 1957, es reconocida como el lder mundial en

cuanto a la tecnologa utilizada en la fabricacin y el desarrollo de los sistemas de bombeoselectro sumergibles, es la nica compaa que disea y fabrica el sistema completo de bombas

electro sumergibles, incluyendo la bomba, el motor, el sello, el cable de transmisin y los

reguladores de la superficie. As como los separadores del gas, el equipo de supervisin de

fondo y AutographPC, software de simulacin para el sistema de bombeo electro sumergible.


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6

Liu Dong

Adems del sistema de bombeo electro sumergible.

MISIN.Convertir a Baker Hughes Divisin Centrilift, en una empresa modelo en el mercado

de equipos de bombeo, que adems de lograr la satisfaccin del cliente, llegue a alcanzar un

nivel de rentabilidad adecuado que le permita mantenerse en un proceso de mejoramiento

continuo de la productividad y la calidad, sin daos al ambiente.

VISIN

Ser la empresa que ofrece los mayores rendimientos con respecto a la satisfaccin de

sus clientes, para lograr una posicin importante dentro del mercado en el que se desarrollan

sus actividades, ofreciendo la atencin de un personal calificado y preparado para llevar a cabo

dicha actividad.

OBJETIVOS

Liderizar la industria en el desempeo del sistema Run-Life Liderizar la industria ineficiencia de costo sin comprometer la seguridad o lacalidad

Liderizar la industria en adquirir y aplicar productos y tecnologa deavanzada

Desarrollar las competencias medulares de Centrilift para expandirse enmercados tradicionales y no tradicionales

Responder eficientemente al cliente mediante una manufactura, distribucin yred de servicios competente

Proveer la capacitacin adecuada para cumplir con la aptitudes requeridas porCentrilift

Contratar, capacitar y captar los mejores profesionales de la industria


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7

Liu Dong

CAPITULO II

MARCO GEOLOGICO

II.i Geologa Regional

II.i.i Generalidades

La Cuenca Oriental de Venezuela se encuentra ubicada en la zona centro este de

Venezuela, entre los 8 a 11 de latitud norte y los 61 a 66 de longitud oeste. Esta limitada

entre el geotectoclinal de la Cordillera de la Costa al Norte y el Estado de Guayana al Sur;

hacia el Este se extiende a la Plataforma Continental del Atlntico y al Oeste est separada de

la cuenca de Barinas por el Arco de El Bal. Comprende la subcuenca de Gurico al Oeste y

subcuenca de Maturn al Este. (Figura 2.1)

Figura 2.1 Cuenca Oriental de Venezuela y sus subcuencas. (Tomado y modificado de

Ensambler, 2005)

Subcuenca Gurico

Subcuenca Maturn


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Liu Dong

Esta cuenca est situada en la zona Centro Este de Venezuela formando una depresin

topogrfica y estructural, limitada al Sur por el Ro Orinoco, desde la desembocadura del ro

Arauca hacia el Este con Boca Grande, siguiendo el borde septentrional del Cratn de

Guayana; al Oeste por el levantamiento del El Bal y su conexin estructural con el

mencionado Cratn, que sigue aproximadamente el curso de los ros Portuguesa y Pao al

Norte, por la lnea que demarca el pie de monte meridional de la Serrana del Interior Central y

Oriental. Hacia el este la cuenca contina por debajo del Golfo de Paria, se hunde en el

Atlntico al este de la Costa de Delta del Orinoco. Esta cuenca sedimentaria tiene una longitud

aproximada de 600 Km. en sentido Oeste-Este, una anchura promedio de 200 Km de Norte aSur y un rea total aproximada de 120.000 Km2y comprende la mayor parte de los estados

Gurico, Anzotegui, Monagas y Delta Amacuro.

La Cuenca Oriental de Venezuela es la segunda provincia ms rica en hidrocarburos de

Sur Amrica despus de la cuenca de Maracaibo, ms de 12.000 pozos han sido perforados y

35 grandes campos y 260 campos menores han sido descubierto en los 90 aos de exploracin

y produccin. Junto con las reservas de la Faja Petrolfera del Orinoco (Figura 2.2), la Cuenca

Oriental de Venezuela formara la cuenca de mayor recurso petrolfero de Sur Amrica

(Gonzlez de Juana et al., 1980).

Figura 2.2 Ubicacin de la Faja Petrolfera del Orinoco (Modificado de Prez M. et, al. 1980).


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Liu Dong

II.i.ii Evolucin geodinmica y estratigrfica

La evolucin geodinmica de la cuenca Oriental de Venezuela puede ser dividida en

cuatro eventos (Eva et. al, 1989; Parnaud et. al, 1995):

1. Una fase Prerift en el Paleozoico.2. Una fase de Rifting y Drifting durante el Jursico y el Cretceo Temprano.3. Un periodo de margen pasivo durante el Cretceo y el Paleoceno.4. Una fase final durante la colisin oblicua en el Plioceno - Mioceno y el Cuaternario queresult en la formacin de la Serrana del Interior y la transformacin de la cuenca de margen

pasivo a una cuenca tipo antepas.

Las primeras dos etapas son interpretadas a partir de data ssmica de la Subcuenca de

Maturn al este y de la Subcuenca de Gurico al oeste; Los dos ltimos episodios de la

evolucin geodinmico a partir de los pozos y muestras de los afloramientos.

1.1.1.1.Mega secuencia de PreriftEsta mega secuencia tuvo lugar en el Paleozoico y fue identificada a partir de perfiles

ssmicos. Est asociada con las Formaciones Hato Viejo y Carrizal de la Subcuenca de

Gurico, las cuales fueron depositadas en ambientes marinos costeros a nerticos. Las

secuencias encontradas por perforaciones estn compuestas por areniscas de grano fino,ligeramente calcreas con intercalaciones con conglomerados y lutitas verdes. Stover (1967)

dat la Formacin Carrizal como Devnico tardo a Carbonfero temprano, y tiene un espesor

entre 3.000 y 5.000 m (Parnaud et al., 1995).


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Liu Dong

Figura 2.3 Configuracin simplificado en el flanco sur de la Cuenca Oriental. Mostrando las

depresiones de Carrizal y Tigre donde existen grandes espesores de rocas paleozoicas descritas

como formaciones Carrizal y Hato Viejo. (Modificado de Gutirrez et al. 1977)

2.2.2.2.Mega secuencia de RiftLa mega secuencia de Rift tuvo origen durante el Jursico Tardo y el Cretceo

Temprano (Figura 2.4). Est caracterizada por el levantamiento vertical del borde cratnico,actividad volcnica en el Macizo de El Bal, as como por un largo perodo de erosin sobre la

mayor parte de la Cuenca Oriental. La transgresin est bien representada por la

sedimentacin de clsticos y calizas marinas de la Formacin Barranqun y la depositacin

hacia el sur del Grupo Temblador con la Formacin Canoa de ambiente continental. Las


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1 1

Liu Dong

calizas y arenas de estos perodos constituyen legtimos prospectos para el petrleo (Gonzlez

de Juana et al., 1980).

Figura 2.4 Mega secuencia de Rift durante Jursico Tardo y Cretceo Temprano.

(Modificado de Pindell, J. L. y Barrett, S. F., 1990 1990)

Esta mega secuencia es ssmicamente reconocible por medios graben y alcanza unespesor de 3.600 m (Feo Codecido et al., 1984).

3.3.3.3.Mega secuencia de Margen PasivoLa mega secuencia de Margen Pasivo cubre el Cretceo - Paleoceno (Figura 2.5) y est

caracterizado por tres fases principales transgresivas observadas de norte a sur y que culminan

durante el Turoniano, Paleoceno temprano - Eoceno, y Oligoceno respectivamente. Aunque


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1 2

Liu Dong

esta mega secuencia se observa claramente en las secciones ssmicas, la base de la misma no

ha podido ser reconocida ni por muestras de pozos ni de afloramientos (Parnaud et al., 1995).

Figura 2.5 Margen pasivo en la regin del Caribe, Cretceo Tardo Paleoceno (Tomado y

modificado de Pindell 1991)

La fase inicial transgresiva comenz con la depositacin de las arenas basales de la

Formacin Barranqun (Van der Osten, 1957). El mximo avance transgresivo de esta fase est

marcado por la depositacin de carbonatos de plataforma que son diacrnicos en direccin

norte sur en la cuenca oriental, y claramente observados en las lneas ssmicas. Esta

trasgresin est definida como una secuencia de edad Cretceo medio. La principal roca madre

fue depositada en esta fase transgresiva. Estas rocas son ricas en material orgnico de origen

marino depositadas en un ambiente batal entre el Alto de Pirital y la falla de El Pilar. Estas

rocas madre corresponde a las Formaciones Querecual y San Antonio de edad Cenomanense


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Campanense y estn cubiertas por carbonatos de plataforma en la regin sur (Parnaud, 1995).

La siguiente transgresin tuvo lugar durante la edad Paleoceno - Eoceno seguida por la

regresin del Maastrichtiense (Figura 2.6), y est representada por fenmeno tectonotermales

que afectaron las rocas mesozoicas al norte de las actuales regiones de Venezuela central y

oriental, produciendo metamorfismo regional acompaado de intrusiones cidas (Gonzlez de

Juana et al., 1980). Durante el Paleoceno - Eoceno, finaliza la retirada de los mares iniciada en

el Campanense por lo que aguas invaden nuevamente la cuenca a nivel de la parte central de

Gurico posteriormente las zonas meridionales de los estados Anzotegui, Monagas y Sucre.

Figura 2.6 Reconstruccin paleogeografita del Maestrichtiense en la regin oriental de

Venezuela. (Modificado de Rosales, 1972)


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El levantamiento ocurrido a finales del cretcico determin una extensin, zona donde

se sedimentaron las primeras unidades "antepas" del Paleoceno - Eoceno (Gonzlez de Juana

et al., 1980).

La fase final de la transgresin ocurrida durante el Oligoceno comenz con la

depositacin de las arenas basales de la Formacin Merecure, las cuales son las principales

rocas yacimientos del rea de El Furrial. La Formacin Merecure depositada bajo un ambiente

continental en la parte sur de la cuenca y hacia el norte fue depositada bajo un ambiente

marino somero. Esta compuesta principalmente de alteraciones de arena y lutita de grano fino,

y la fuente de los sedimentos proviene del Escudo de Guayana ubicado al sur de la cuenca(Stainforth, 1971).

Evidencias de un hiato post Eoceno medio y levantamiento en la parte norte de la

cuenca, sugieren que la Subcuenca de Gurico y los mares existentes en el extremo oriental de

Venezuela y Trinidad estuvieron separados al comienzo de esta poca por una extensin de

tierras bajas y pantanosas (Gonzlez de Juana et al., 1980).

4.4.4.4.Mega secuencia de la Colisin OblicuaLa mega secuencia del margen pasivo finaliz durante el Oligoceno con el final de la

colisin del la Placa del Caribe contra la Placa Suramericana en la cual la cuenca cambi a

tipo cuenca antepas. Durante esta colisin oblicua la Placa del Caribe (Figura 2.7) fue

migrando hacia el este durante el Oligoceno Tardo al Mioceno Temprano, dividiendo la

cuenca antepas en tres reas: la primera, ubicada al sur de la cuenca (de Carabobo a Oritupano)

correspondiente a la zona de plataforma, la segunda en la zona central (de Acema-Casma a

Pirital) correspondiente al antearco, y hacia el norte (zona norte de la falla de Pirital)

correspondiente a la zona de sobrecorrmento (Parnaud et, al. 1995).

El lmite mximo de las aguas gener una lnea de costa hasta las inmediaciones del Ro

Orinoco. La activa interaccin de la placa Caribe y el borde meridional de Suramrica durante


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el Negeno permitieron el desarrollo de un cinturn orognico en la actual Serrana del

Interior, la cual fue intensamente plegada y fallada por movimientos compresivos de norte a

sur, indicados por largos pliegues, asimetra, fuertes volcamientos hacia el sur y numerosas

fallas de corrimiento. El levantamiento de la Serrana del Interior estuvo caracterizado por una

serie de movimientos espasmdicos. El reflejo de esta tectnica compresiva en el flanco norte

de la cuenca son grandes corrimientos como el de Pirital.

Figura 2.7 Colisin oblicua del la Placa del Caribe contra la Placa Suramericana. Oligoceno

Tardo al Mioceno Temprano (Modificado de Pindell et, al. 1988)

La cuenca, al iniciarse asimtrica, acumul su mayor volumen de sedimentos hacia el

norte donde tambin se dispona su eje axial. El esquema generalizado de la sedimentacin

durante el Negeno se ajusta bien a un modelo con ambientes predominantes continentales a

salobres, fluvio-deltaicos, con grandes extensiones pantanosas y recurrencia de cortas


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invasiones marinas que en el flanco sur se encuentran representadas por la secuencia Merecure,

Oficina, Freites (Gonzlez de Juana et, al. 1980).

La sedimentacin de las unidades Las Piedras y Mesa bajo ambientes marino somero y

continental, que actualmente se observan en superficie y en el subsuelo y la actividad tectnica

que ellos determinan, cierran la evolucin geolgica de la Cuenca Oriental de Venezuela,

donde se observan los rasgos estructurales mayores y la continuidad de la sedimentacin

ocurrida durante su historia

Segn Omar J. Prez (2001), el movimiento relativo de la Placa del Caribe con respecto

a la Placa Suramericana es de 20,5 mm/ao en direccin N84E. El mximo espesoracumulado correspondiente a la colisin oblicua es de aproximadamente 6.000 m (Parnaud F.

et, al. 1995).

II.ii Geologa local

La Faja Petrolfera del Orinoco (FPO) inicialmente conocida como Faja Bituminosa,

est situada en la parte sur de la cuenca Oriental de Venezuela y se extiende desde las

cercanas de la ciudad de Tucupita, en el Estado Delta Amacuro, hasta inmediaciones de la

ciudad de calabozo en el Estado Gurico. Cubre un rea de 700 Km. de largo por 32 a 100 Km.

de ancho, lo cual le da una extensin de 55.314Km2aproximadamente. Geolgicamente, es la

parte sur de la Cuenca Oriental, y geogrficamente se le ha dado el nombre de Faja Petrolfera

del Orinoco porque la gran parte de su lmite Sur corre a lo largo y cercano al Ro Orinoco.

La Faja Petrolfera del Orinoco contiene una sola segregacin de crudo pesado y

extrapesado, con varios rangos de gravedad que cubre desde 7 hasta 18 API (Felder B. et, al.

1980), la gravedad promedio es cerca de 10 API. En la actualidad la Faja constituye uno de

los mayores yacimientos del mundo, con enormes reservas de Petrleo Original en Sitio


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alrededor de 1.2 billones de barriles de crudo pesado, extrapesado y bitumen, de los cuales

unos 270 millares de barriles son econmicamente recuperable con la tecnologa actualmente

disponible.

La Faja Petrolfera del Orinoco esta dividida en cuatro grandes reas de crudos pesados

y extrapesados como son:

Boyac (anteriormente Machete): ubicada al Centro Sur del Estado Guarico Junn (anteriormente Zuata): ubicada al Sur Este del Estado Guarico y el Sur Oeste del

Estado Anzotegui. Ayacucho (anteriormente Hamaca): ubicado en la zona Centro Sur del Estado Monagas

y Sur Este del Estado Anzotegui.

Carabobo (anteriormente Cerro Negro): ubicado en la zona Centro Sur del EstadoMonagas y Sur Este del Estado Anzotegui

La acumulacin Ayacucho tiene una extensin de 113.00 Km2 y esta ubicada en la parte

Sur central del Estado Anzotegui. Constituye una de las reas operacionales de crudo pesado

y extrapesado: Yopales, Miga, Melones, Adas y Lejos: al Sur con el Ro Orinoco, al Este con

el rea de Carabobo y al Oeste con el rea de Junn. Para los efectos de cuantificacin de

recursos, el rea de Ayacucho se ha dividido en Ayacucho Norte y Ayacucho Sur, la primera se

considera rea de inters de desarrollo primario a corto plazo, en la cual se encuentra el bloque

Bare. El rea Sur se subdivide en dos reas: una denominada rea Pao o sector Sur Oeste y

otra conocida como sector Sur Este.

La estructura de la Faja Petrolfera del Orinoco se describe como un homoclinal suave,

con buzamiento de 3 a 4 grados hacia el norte, cortado por fallas normales de rumbo

predominante Noreste y un sistema ms joven de direccin noroeste. La mayor parte de las

fallas buzan al Sur y sus bloques levantados presentan plegamientos menores. El salto vertical


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de las fallas generalmente no excede los 20 pies.

Los rasgos regionales predominantes permiten identificar dos provincias tectnicas

separadas por el sistema de fallas de Hato Viejo. La Provincia de Carabobo y Ayacucho, y la

Provincia de Junn y Boyac. La figura 2.8 ilustra la seccin estratigrfica de la Faja

Petrolfera del Orinoco, donde se aprecian algunos de los aspectos descritos anteriormente.

Figura 2.8 Seccin estratigrfica de la Faja Petrolfera del Orinoco. (Tomado y modificado deEudemard et al. 1985)

El rea Ayacucho (anteriormente Hamaca) puede definirse estratigrficamente como

una cua de rocas sedimentarias que se engrosa e inclina hacia el norte, suprayacente al

basamento gneo metamrfico de edad Precmbrica. La columna estratigrfica (Figura 2.9)

en el rea es representada por los Campos de Oficina que comprende desde el Cretcico hasta

el Cuaternario incluyendo las Formaciones Canoa y Tigre del Grupo Temblador de edad

Cretcico, las Formaciones Merecure, Oficina, Freites, Las Piedras y Mesa de edades

comprendidas entre Terciario hasta Cuaternario.


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Figura 2.9 Columna estratigrfico del rea Ayacucho (Cuadro rojo). Faja Petrolfera Del

Orinoco (Tomado y modificado de L.E.V., 1997)


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Grupo Temblador (Cretcico Tardo)

Est conformado por las formaciones Canoa y Tigre nombrada por Dusenbury (1960 y

1964) para reemplazar los trminos de los miembros de abigarrado inferior y glaucontico

superior. Se encuentra ubicado en el sur de Estado Monagas. Su sedimentacin ocurri durante

el desarrollo del margen pasivo al norte de Sudamrica (Cruz, 1997). Su edad es Aptense a

Maastrichtiense Segn Sinanoglu (1984).

Formacin Canoa (Aptiense-Albiense)Se localiza en el subsuelo de la regin meridional, central y parte de la reginseptentrional de los estados Monagas, Anzotegui y Gurico (Patterson y Wilson, 1953).

Litolgicamente est constituido por conglomerados de grano fino y areniscas

conglomerticas, areniscas, limolitas y arcillitas generalmente moteadas con manchas

grises, gris verdoso, amarillo, marrn, rojo, prpura (Hedberg, 1950). Se encuentran

tambin algunos intervalos de grano grueso, areniscas y limolitas blanquecinas,

pulverulentas e intercalaciones de arcillita gris azulada, con restos de plantas (Hedberg,

op. cit.). Segn Sinanoglu (1984) el ambiente sedimentario es continental fluvial,

probablemente de "point bar", en aguas llanas no-marinas "sub-arial", bajo clima rido y

una topografa plana. El contacto inferior es discordante con las formaciones Hato Viejo

y Carrizal (Hedberg, et al., 1947). El contacto superior es transicional a facies

dominantemente marinas suprayacentes del Miembro La Cruz de la Formacin Tigre

(Patterson y Wilson, 1953). Espesor promedio es de 314 pies (100 m) segn Dusenbury,

1960. La unidad se adelgaza hasta desaparecer al sur, hacia el escudo de Guayana, as

como hacia el rea de Hamaca (Latreille, et al., en Isea, 1987).

Formacin Tigre (Turoniense - Maastrichtiense)Se extiende en el subsuelo del sur, centro y parte del norte de los estados Monagas,


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Anzotegui y Gurico (Patterson y Wilson, 1953). La formacin es una secuencia

variable, irregularmente estratificada, de areniscas y limolitas de grano fino,

glauconticas, gris a gris verdoso areniscas gruesas friables y espesas, limolitas gris a gris

verdoso y lutitas carbonosas y fosfticas (Hedberg et al.1947). El ambiente sedimentario

de la formacin es generalmente profundo y de tipo talud, con el desarrollo de ambientes

de plataforma hacia el sur de la regin de Gurico (Villain y Cabrera 1988). Su contacto

inferior es diacrnico y transicional sobre los sedimentos continentales de la Formacin

Canoa (Patterson y Wilson, 1953). El contacto superior es discordante y erosional, por

debajo de las formaciones La Pascua o Merecure, segn la regin de estudio. Estecontacto corresponde a un hiato de considerable duracin.

Formacin Merecure (Terciario: Oligoceno-Mioceno Temprano)

Es reconocida en el subsuelo de la subcuenca de Maturn, al sur del frente de

deformacin y en los campos de Anaco. Segn Funkhouser et al. (1948) la formacin se

compone ms del 50% de areniscas, de color gris claro a oscuro, masivas, mal estratificadas y

muy lenticulares, duras, de grano fino a grueso, incluso conglomertica, con estratificacin

cruzada y una variabilidad infinita de porosidad y permeabilidad. Segn el LEV (1970), la

sedimentacin de la Formacin Merecure ocurri en aguas dulces a salobres. Campos et al.

(1985) Interpretan un ambiente variable de lagunas y aguas salobres a francamente marinas.

El contacto superior con la Formacin Oficina es de aparente concordancia, pese al

marcado cambio litolgico a ese nivel. Por consideraciones regionales, se presume que tanto el

tope como la base de la Formacin Merecure, se hacen ms jvenes hacia el sur y reflejan el

avance del mar de Oficina en esa direccin. (LEV II, 1970); Gonzlez de Juana et al.(1980).

Para Campos et al. (1985) la Formacin Merecure, en el noreste de Anzotegui, subyace

concordantemente a las formaciones Oficina o Capaya y discordantemente a la Formacin Las

Piedras; el contacto inferior de la unidad, a pesar de la aparente concordancia sobre la


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Formacin Caratas, representa un hiato, es probablemente de contacto transicional

lateralmente con la parte inferior de la Formacin Carapita.

Funkhouser et al. (1948) mencionaron un espesor mximo de 1.900 pies (520 m),

ilustrado en el registro elctrico del pozo Gurico N 3. Mencher et al. (1953) sealaron un

espesor total de 1.800 pies (494 m) en el campo Toco. (LEV, 1970). Segn Campos et al.

(1985) El espesor de la unidad es de 2.340 pies en el pozo La Vieja 1 (tope erosionado), 2.162

pies en el pozo CG-18X y de aproximadamente 2000 pies en campo Santa Rosa. La formacin

se adelgaza hacia el sur hasta acuarse, por debajo de la Formacin Oficina, en los lmites sur

del rea mayor de Oficina.

Formacin Oficina (Terciario: Mioceno Temprano Mioceno Medio)

Se localiza en el subsuelo de los estados Anzotegui y Monagas, formando parte de las

unidades de la cuenca oriental. Aflora en la superficie de los domos de Santa Ana y San

Joaqun y en las cercanas del campo Cerro Pelado. Hedberg et al. (1947) Describen la

Formacin Oficina como una intercalacin de lutitas grises, gris oscuro y gris marrn, con

areniscas y limolitas de color claro y grano fino a grueso. Para Hedberg et al. (1947) la

sedimentacin se inicia en condiciones de aguas dulces o salobres, continuando con repetidas

alternancias de ambientes marinos someros, salobres y pantanosos; en general, las condiciones

se hacen ms marinas de oeste a este y de sur a norte.

El contacto inferior de la formacin puede ser discordante sobre unidades cretcicas

Hedberg et al.(1947) o ms antiguas (Audemar et al., 1985), as como tambin, concordante

sobre la Formacin Merecure (Funkhouser et al., 1948). El contacto superior con la Formacin

Freites, ha sido definido como concordante, por la mayora de los autores. Campos et al.(1985)

Proponen que en el campo de Cerro Pelado est discordante bajo la Formacin Las Piedras,

mientras que en la mayor parte del rea de Anaco, su tope es concordante con la base de la

Formacin Freites.


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El espesor de la Formacin Oficina vara de 2000 a 4000 pies (Hedberg et al., 1947). En

los campos de Anaco vara entre 7.800 y 10.600 pies (Funkhouser et al., 1948). El espesor de

la unidad en el rea de Temblador es de 600 pies, que aumenta hacia el oeste (Mencher et al.,

1951).

Es importante tener en cuenta que las arenas de la Formacin Oficina y Merecure,

constituyen los principales yacimientos petrolferos en la mayora de los campos de la cuenca

oriental. Y Las lutitas de la unidad han sido consideradas por algunos autores, como posible

roca generadora de hidrocarburos (Hedberg, 1950; Mndez, 1985).

Formacin Freites (Terciario: Mioceno medio Mioceno tardo basal)

Se extiende en el subsuelo, a travs de todo el flanco sur de la subcuenca de Maturn

casi hasta el ro Orinoco. Funkhouser et al.(1948) afirmaron que aflora en los domos de Santa

Ana y San Joaqun del rea de Anaco y en una faja amplia al oeste del campo Santa Ana y al

norte hasta Aragua de Barcelona. Litolgicamente se divide en tres intervalos a causa de su

ambiente de depositacin, siendo tanto la parte inferior como superior, marino somero

observndose la presencia de areniscas, en contraste con la parte media y mayor de la unidad,

esencialmente lutitas fosilfera de ambiente de aguas ms profundas. Representa la primera

evidencia regional de transgresin marina somera, sin restricciones. (Hedberg et al., 1947).

El contacto inferior de la formacin es concordante con la Formacin Oficina en casi

toda su extensin, excepto en el rea de Anaco, donde se presenta una discordancia. En esa

regin, en los domos de Santa Ana y San Joaqun, y en una amplia franja al oeste del campo

Santa Ana, la formacin aflora, estando en contacto discordante sobre la Formacin Quiamare

(Gonzlez de Juana, et al. 1980). El contacto de la Formacin es concordante con la

Formacin Las Piedras suprayacente (Hedberg et al.,1947).

Hedberg et al. (1947) Mencionaron espesores variados de 335 m a 610 m desde el

campo Yopales hacia los campos de Guara Oeste, Nipa y Leona Norte. Funkhouser et al.


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(1948) reportaron un espesor de 792 m en la carretera de Aragua de Barcelona.

Las lutitas y arcillas de la formacin constituyen el sello principal de los yacimientos

petrolferos de la Formacin Oficina en el rea Mayor de Oficina, y contienen, en la parte

inferior, arenas productoras de hidrocarburos en algunos campos del parte media y sur de esa

rea.

Formacin Las Piedras (Terciario: Mioceno Tardo-Plioceno)

Aflora en la porcin septentrional de los estados Anzotegui y Monagas. En el subsuelo

se extiende al este hasta Pedernales, Territorio Delta Amacuro y golfo de Paria. Hacia el sur,llega a las cercanas del ro Orinoco en la faja petrolfera. Litolgicamente consiste en

areniscas micceas, friables, de grano fino y colores gris claro a gris verdoso, interlaminada

con lutitas gris a verdoso, arcilitas siderticas, grises, lutitas lignticas y lignitos Hedberg

(1950). Las secuencias sedimentarias se depositaron en ambientes continentales y marinos

someros poco profundos que desarrollaron el foredeep en el periodo Plioceno Pleistoceno

segn Parnaud et al., (1985). En el rea del campo Pedernales, la formacin fue depositada en

un ambiente deltaico a marino somero (Barnola, 1960, p. 561).

El contacto inferior es aparentemente concordante y transicional, infrayace en su gran

parte de su extensin a la formacin Mesa (Gonzlez de Juana, 1980). El espesor de la unidad

es de unos 1005 m, el cual aumenta hacia el eje de la cuenca de Maturn, hasta un mximo

probable de 1370 m (L.E.V., 1970). Hacia los flancos de la cuenca, el espesor disminuye

aproximadamente a la mitad.

Las arenas de la Formacin Las Piedras son productoras de petrleo pesado en los

campos de Orocual, Manresa y Pirital, en el norte del estado Monagas.

Formacin Mesa (Cuaternario: Pleistoceno)

Se extiende por los llanos centro-orientales y orientales (estados Gurico, Anzotegui,


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a que la distribucin de los sistemas sedimentarios est casi paralelo a dicho sistema de fallas.

El buzamiento es de alto ngulo y hacia el Suroeste.

Fallas normales de rumbo noreste suroeste, presentan casos perpendiculares al patrn

principal de fallamiento antes mencionado. El buzamiento de estas fallas es hacia el Sureste

(Intevep, 1997).

El tipo de entrampamiento es estructural estratigrfico y el patrn estructural del rea

es un homoclinal fallado, de rumbo general Este Oeste y buzamiento hacia el norte, con

inclinaciones de 2 en el Sur y hasta 6 en el Noroeste.

II.ii.ii Ambiente sedimentario

En el Campo Bare, los yacimientos principales son canales de arena no consolidada de

las formaciones Merecure y Oficina, una seccin de gran espesor de sedimentos fluvio

deltaicos de edad Terciaria. Sobre la base de datos disponibles en informes tcnicos de Intevep,

se define que la secuencia de arenas bsales pueden dividirse en dos unidades:Unidad U2,3 (unidad inferior): se asocia a un relleno de valle, el cual esta

litolgicamente representado por areniscas de grano medio a fino, bien escogidos, no

consolidados, cuarzosas con intercalaciones de lutitas. Segn anlisis palinolgicos (Intevep)

se determin que la unidad U2,3 se deposit en un ambiente fluvial denominado ros con

corrientes entrelazadas.

Unidad U1 (unidad superior): Esta litolgicamente representado por areniscas de granos

finos, cuarzosas, poco consolidadas las cuales presentan intercalaciones de lutitas, limonitas y

carbones. El anlisis palinolgico indica la presencia de dinoflagelados enmarcados dentro del

ambiente costero con influencia marina.


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II.ii.iii Caractersticas principales del yacimiento

El Yacimiento MFB 53 inicio su produccin en febrero de 1985 mediante pozos

verticales y desviados, acumulando 44.214 Mbls de crudos extrados hasta el ao 1993, en la

cual se comienza la incorporacin a produccin de pozos horizontales con un potencial

promedio de 1300 BPD. Actualmente este yacimiento posee un POES de 1.901.143 MMbls de

petrleo y sus reservas recuperables son de 361.217MMbls. (Libro de Reserva UE.

Extrapesado.) En la Tabla 2.1 se presentan las caractersticas principales de este yacimiento.

Tabla 2.1 Caractersticas principales del Yacimiento MFB-53, Campo Bare.

Yacimiento MFB-53

Arena U2,3

rea (acre) 17.206

Espesor promedio neto (pie) 55

Porosidad promedio (%) 32

Permeabilidad promedio(mD) 1.074

Saturacin del petrleo inicial (%) 85

Saturacin de agua inicial (%) 15

DATUM (pies) 2.600

Presin inicial (lpc) 1.200

Presin de burbujeo de gas (lpc) 1.060

Relacin gas petrleo inicial 161

Viscosidad del petrleo(cP) 106

Temperatura del yacimiento (F) 137

Gravedad API promedio () 10POES (MMbls) 1.901.143

Reservas Recuperables (MMbls) 361.217

Fuente: Libro de Reservas UE. Extrapesado, Dist. San Tome, PDVSA.


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El mecanismo principal de produccin en el Yacimiento MFB 53 es desplazamiento

por gas en solucin, el cual esta asociado al comportamiento espumante del crudo y empuje

hidrulico. Las presiones originales del yacimiento son inferiores a la presin de saturacin,

por lo que desde el inicio de la produccin de los pozos existe la presencia de gas libre, y

requiere algn mtodo de levantamiento artificial.

En base a los estudios realizados de la geologa regional de la Cuenca Oriental de

Venezuela se afirma que la principal roca madre fue depositada durante la fase inicialtransgresiva de la megasecuencia de margen pasivo. Estas rocas madre corresponde a las

Formaciones Querecual y San Antonio de edad Cenomanense a Campanense; Y la principal

roca yacimiento fue depositada en la fase final de la transgresin ocurrida durante el

Oligoceno. Estas rocas de yacimiento pertenecen a las arenas basales de la Formacin

Merecure de edad Oligoceno a Mioceno Temprano.

La estructura geolgica del yacimiento MFB 53, Campo Bare est representada por un

homoclinal de rumbo Este Oeste cuyo buzamiento es de 3 hacia el norte, el tipo de

entrampamiento es estructural estratigrfico y el patrn estructural del rea es un homoclinal

fallado, de rumbo Este Oeste y buzamiento hacia el norte, con inclinaciones de 2 en el Sur y

hasta 6 en el Noroeste.

Dicho homoclinal entrampa varias arenas productoras de espesor considerable (R1, S2,

S3, U1, U2,3). Entre ellas, la arena U2,3 representada por areniscas de grano medio a fino no

consolidada, segn estudios realizados por Intevep es la unidad que posee mayor cantidad de

reserva recuperable por su gran espesor (Promedio 55 pies) y alta permeabilidad (Promedio

1000 mD).


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CAPITULO III

MARCO TEORICO

En este captulo se discutir las bases tericas del mtodo de levantamiento artificial,

componentes, aplicaciones, ventajas y desventajas de un equipo de Bombeo Electro

Sumergible (BES), y los conceptos bsicos del estudio petrofsico.

El estudio petrofsico permite definir y cuantificar los parmetros bsicos del

yacimiento, y luego mediante estos parmetros se realizar la simulacin el mtodo BES;

mientras que las bases tericas del mtodo de levantamiento artificial permite comprender el

proceso de simulacin y seleccin de equipo del mtodo BES.

III.i Mtodo de levantamiento artificial

La fuerza de empuje que desplaza al petrleo de un yacimiento viene de la energa

natural de los fluidos comprimidos almacenados en el yacimiento. La energa que realmente

hace que el pozo produzca es el resultado de una reduccin en la presin entre el yacimiento y

la cavidad del pozo. Si la diferencia de presin entre el yacimiento y las instalaciones de

produccin de la superficie es lo suficientemente grande, el pozo fluir naturalmente a la

superficie utilizando solamente la energa natural suministrada por el yacimiento.

Cuando la energa natural asociada con el petrleo no produce una presin diferencial

suficientemente grande entre el yacimiento y la cavidad del pozo como para levantar los

fluidos del yacimiento hasta la superficie y las instalaciones, o si no lo levantara a la superficie

en cantidad suficiente, la energa del yacimiento debe ser suplementada con alguna forma de

levantamiento artificial.


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Existen diversos Mtodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran:

Bombeo Mecnico Convencional (BMC), Bombeo Electro sumergible (BES), Bombeo de

Cavidad Progresiva (BCP), y Levantamiento Artificial por Gas (LAG).

III.ii Fundamentos Hidrulicos del mtodo de levantamiento artificial

ndice de Productividad (IP)

El enfoque de IP es la forma ms simple de ensayo de produccin. Comprende la

medicin de la presin esttica de fondo de pozo y la medicin del gasto a una presin de

fondo de pozo fluyente a condiciones estabilizadas. El ndice de Productividad se define

como:

IP =wfP-P Qf

Ecuacin 3.1

Donde:

Q = Tasa de produccin de ensayo (BPD)

Pf= Presin de fondo esttica del yacimiento (lpc)

Pwf= Presin de fondo fluyente (lpc)

Pf- Pw= Reduccin de presin (lpc)

Cuando la presin fluyente del pozo (Pwf) es mayor que la presin de punto de

burbujeo, el fluido que entra al pozo es de caracterstica similar a la condicin de flujo


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monofsico y se asume que el aporte al pozo es directamente proporcional a la diferencia de

presin entre el yacimiento y la cavidad del pozo. Por lo tanto, el IP es constante y la

produccin es directamente proporcional a la reduccin en la presin.

Suponiendo un IP constante, podemos transformar la ecuacin anterior para resolver

nuevas tasas de produccin (Qd) en base a las nuevas presiones de flujo (Pwf). La ecuacin

podra ser definida como:

Qd= IP ( Pf- Pwf) Ecuacin 3.2

Adems, para predecir la presin de flujo del pozo (Pwf), en base a una nueva tasa de

produccin (Qd), la ecuacin puede ser transformada en la siguiente:

Pwf= P f-

IPQd Ecuacin 3.3

Relacin del Comportamiento de Afluencia (IPR)

Cuando la presin de flujo del pozo cae por debajo de la presin del punto de burbujeo,

el gas sale de la solucin e interfiere con el flujo del petrleo y del agua. El resultado final es

que la curva real de comportamiento del aporte del fluido al pozo no es una lnea recta,

generalmente declina a mayores reducciones de la presin. Una prueba de pozo exacta

consistira de pruebas de IP a diferentes tasas de produccin para proporcionar una

representacin mejor del comportamiento de afluencia real del pozo.


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Liu Dong

Vogel desarroll una curva de referencia adimensional que se ha convertido en una

herramienta efectiva en la definicin del comportamiento de afluencia del pozo (Figura 3.9).

Figura 3.1 Curva generalizada de comportamiento de afluencia IPR.

Su tcnica, con base en una simulacin por computador de yacimientos con empuje por

gas disuelto, proporciona un indicador ms realista del potencial de produccin del pozo. La

ecuacin de la curva que da un ajuste emprico ms razonable es:

2

r

wf

r

wf

max

P

P0.8-

P

P0.2-1

Q=Q

Ecuacin 3.4


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Liu Dong

Donde:

Q = Tasa de produccin de ensayo (BPD)

fP = Presin esttica del Yacimiento (lpc)

Pwf= Presin fluyente del pozo (@ a la rata Q)

Qmax= Tasa mxima de produccin (Pwf= 0)

Si suponemos que existen condiciones constantes en el yacimiento, podemos

transformar la afirmacin matemtica de Vogel para resolver la produccin anticipada (Q d) en

base a los cambios en la presin de flujo del pozo (Pwfd). La ecuacin transformada estar

definida como:

2

r

wfd

r

wfdmaxd

P

P0.8-

P

P0.2-1Q=Q Ecuacin 3.5

Adems, para predecir la presin fluyente del pozo (Pwfd), en base a los cambios en la

tasa de produccin (Qd), la ecuacin puede ser transformada en la siguiente:

max

dfwfd Q

Q80-81+1-P0.125=P Ecuacin 3.6

Las ecuaciones de Vogel proporcionan una relacin ms realista del potencial de

produccin de pozo para yacimientos con empuje por gas, y presencia de flujos bifsicos

(Agua Petrleo y Gas Petrleo).


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Liu Dong

III.iii Bombeo electro sumergible (BES)

El sistema de bombeo electro-sumergible es un sistema de levantamiento artificial

comnmente usado para la produccin de crudos pesados y extrapesados, es considerado

como un medio econmico y efectivo para levantar grandes cantidades de fluido desde

grandes profundidades en una variedad de condiciones de pozo.

Este mtodo de levantamiento artificial consiste en una bomba centrfuga multietapa

con un motor elctrico de fondo acoplado, la cual es capaz de levantar fluido desde el fondo

del yacimiento hacia la superficie, mediante la rotacin centrfuga de los impulsores de labomba, lo que permite que el fluido ascienda a travs de las etapas de la bomba centrfuga y

llegue a la superficie con suficiente energa.

El sistema de Bombeo Electro-Sumergible consta de varios componentes principales,

incluyendo equipos de fondo y equipos de superficie.

Los equipos de fondo consisten bsicamente de una bomba centrfuga multietapa, cuyo

eje est conectado a un motor elctrico sumergible a travs de una seccin sellante, el cable se

sujeta a la tubera mediante bandas metlicas flexibles o protectores de cable. La entrada del

fluido a la bomba se efecta a travs del separador de gas, dispuesto en la parte inferior de la

bomba.

Los equipos de superficie incluyen cabezal de pozo, caja de venteo, transformador de

corriente y variador de frecuencia.

Como equipo opcional est el sensor de fondo cuya funcin es medir los valores de

presin y temperatura del fondo. En su posicin de funcionamiento, los equipos de fondo de

pozo estas suspendidos de la tubera de produccin y sumergidos en los fluidos del pozo.


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Liu Dong

Una instalacin tpica del Bombeo Electro-Sumergible BES se muestra en la figura 3.2

Figura 3.2 Instalacin Tpica de un Sistema de bombeo electro-sumergible (BES)


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Liu Dong

III.iii.i Equipos de fondo

Bomba Centrfuga

Las bombas sumergibles son bombas centrfugas multietapa. Cada etapa de una bomba

sumergible consta de un impulsor rotativo y un difusor esttico (Figura 3.3). El cambio

presin - energa se logra cuando el lquido que est siendo bombeado rodea el impulsor, y a

medida que el impulsor gira induce un movimiento rotatorio en el lquido. Existen en realidad

dos componentes para el movimiento impartido al lquido por el impulsor. Un movimiento

es en direccin radial hacia afuera, desde el centro del impulsor. Este movimiento es causadopor la fuerza centrfuga. El otro movimiento es en direccin tangencial al dimetro externo del

impulsor. El resultado de estos dos componentes es la direccin real del flujo.

Figura 3.3 Bomba centrfuga multietapa y sus partes

El diseo de las bombas centrfugas sumergibles cae dentro de dos categoras generales.

Las bombas de flujo pequeo tienen generalmente un diseo de flujo radial. La figura 3.4a

muestra la configuracin de este tipo de etapa. Se puede observar que el impulsor descarga la

mayor parte del fluido en una direccin radial. Cuando las bombas alcanzan flujos de diseo,

del orden de aproximadamente 1,900BPD (300 m3/d) en las bombas serie 400 y del orden de

CABEZAL IMPULSOR DIFUSOR

BASECOJINETE


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Liu Dong

3,500 BPD (550 m3/d) en bombas de mayor dimetro, el diseo cambia a un flujo mixto. La

figura 3.4b muestra esta configuracin. El impulsor en este tipo de diseo de etapa le

imparte una direccin al fluido que contiene una componente axial considerable, a la vez que

mantiene una direccin radial.

Figura 3.4 Etapas de Bombas Centrfugas para diferentes tipos de flujo.

Separador de Gas Rotativo

El uso de equipos de BES en pozos que tienen una alta relacin gas-petrleo ha

comenzado a ser algo comn. La capacidad de una bomba centrfuga para el manejo del gas

sin bloquearse es limitada. En la ltima dcada, ha sido posible extender la aplicacin del

sistema BES por el diseo, desarrollo y utilizacin de separadores de gas rotativos. Estos

componentes utilizan la fuerza centrfuga para separar el gas libre (gas que no est en solucin)

del fluido del pozo antes de entrar en la bomba.

La figura 3.5 muestra el diseo de un separador de gas rotativo tpico. El fluido entra

en el separador y es guiado hacia una cmara centrfuga rotativa por la accin de un inductor.


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Liu Dong

Una vez en el centrifugado, el fluido con la mayor gravedad especfica es llevado a la pared

externa de la cmara rotativa por la fuerza centrfuga, dejando al gas en cercanas del centro.

El gas es separado del fluido por medio de un divisor y es expulsado nuevamente al espacio

anular del pozo donde asciende por el mismo. El fluido ms pesado se dirige hacia la entrada

de la bomba en donde es bombeada hacia la superficie.

Figura 3.5 Separador de Gas Rotativo

El separador de gas tpico tiene un rango de eficiencia de 80% a 95%. La eficiencia del

sistema se ve afectada por los volmenes, la composicin y las propiedades del fluido. Los

dispositivos de separacin de gas se conectan frecuentemente en tndem para mejorar la

eficiencia total en aplicaciones con elevada cantidad de gas.

Seccin Sellante

La seccin sellante (Figura 3.6) se encuentra entre el motor y la bomba o el separador

de gas y realiza las siguientes funciones vitales:


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Liu Dong

(1) Permite la expansin del petrleo dielctrico contenido en el entrehierro del motor.

(2) Igualar la presin en la cavidad del pozo con el fluido dielctrico del motor.

(3) Aislar el fluido del pozo del fluido dielctrico limpio del motor.

(4) Absorber el empuje axial descendente de la bomba.

Figura 3.6 Seccin Sellante

Motor Elctrico Sumergible

Los motores elctricos utilizados para la operacin de las bombas sumergibles son

trifsicos, de dos polos y de induccin, tipo jaula de ardilla. Estos motores se llenan con un

petrleo mineral altamente refinado que posee alta rigidez dielctrica. El voltaje de operacin

de estos motores puede ser tan bajo como 230 voltios o tan alto como 5.000 voltios. Elrequerimiento de amperaje puede variar de 12 a 200 amperios. La potencia requerida se logra

simplemente incrementando la longitud, o el dimetro, del cuerpo del motor.

El motor est compuesto de rotores, generalmente de unas 12 a 18 pulgadas de

longitud, que estn montados en una flecha y localizados en el campo elctrico (estator)


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montado dentro de la carcaza de acero. Los motores de un solo cuerpo o seccin ms largos se

aproximan a los 33 pies de largo y pueden estar diseados para generar hasta 400 caballos de

fuerza, mientras que los motores tndem se aproximan a los 90 pies de largo y pueden tener

una potencia que alcanza los 750 caballos de fuerza. La figura 3.7 muestra el ensamble del

estator, rotores y eje de un motor sumergible.

Figura 3.7 Conjunto Estator y Rotores

El estator est compuesto de un grupo de electroimanes individuales organizados de tal

manera que forman un cilindro hueco con un polo de cada electroimn mirando hacia el centro

del grupo. Ya que no hay ningn movimiento fsico del estator, el movimiento elctrico es

creado por el cambio progresivo de la polaridad en los polos del estator de manera que su

campo magntico combinado gira. En un motor de corriente alterna, esto se logra fcilmente

ya que la inversin de la corriente cada medio ciclo automticamente cambiar la polaridad en

cada polo del estator.

El rotor tambin est compuesto de un grupo de electroimanes arreglados en un

cilindro con los polos mirando hacia los polos del estator. El rotor gira simplemente por medio


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de atraccin y repulsin magntica al tratar sus polos de seguir el campo elctrico rotante

generado por el estator. No hay conexin externa al rotor, el flujo de corriente a travs de los

polos elctricos del rotor est inducido por el campo magntico creado en el estator. La

velocidad a la cual gira el campo del estator es la velocidad sincrnica.

Sensor de Presin y Temperatura de Fondo

Se obtienen datos valiosos del comportamiento de la bomba y del yacimiento mediante

el empleo de sistemas de deteccin de la presin y la temperatura en el fondo del pozo.

Correlacionando la presin del yacimiento con la tasa de produccin, un operador puede

determinar cuando es necesario cambiar el tamao de la bomba, cambiar el volumen de

inyeccin o considerar una intervencin del pozo.

Figura 3.8 Sensor de fondo

Los proveedores de los sistemas BES ofrecen diferentes tipos de sensores de presin y


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temperatura de fondo de pozo. Estos sistemas varan en diseo, costo, precisin, confiabilidad,

operacin y capacidad. El sistema tpico tiene la capacidad de (1) monitorear continuamente la

temperatura y la presin de fondo del pozo, (2) proporcionar la deteccin de las fallas

elctricas, y (3) puede colocarse en interfase con el controlador de velocidad variable para

regular la velocidad.

Cable de Potencia para el Sistema BES

La potencia es transmitida al motor electro-sumergible por medio de un cable de

potencia trifsico el cual se fija a la tubera de produccin por medio de flejes o con

protectores sujetadores especiales. Este cable debe ser pequeo en dimetro, bien protegido

del abuso mecnico y resistente al deterioro de sus caractersticas fsicas y elctricas por efecto

de los ambientes calientes y agresivos de los pozos (Figura 3.9).

Figura 3.9 Cable de potencia trifsico


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III.iii.ii Equipos de superficie BES

Caja de Venteo

La caja de conexiones, algunas veces llamado Caja de Venteo, realiza tres funciones: (1)

proporcionar un punto para conectar el cable proveniente del controlador al cable del pozo, (2)

proporcionar un desfogue a la atmsfera para el gas que pueda migrar por el cable de potencia

desde el fondo y (3) proporcionar puntos de prueba fcilmente accesibles para la revisin

elctrica de los equipos subsuperficiales.

Transformador

Los transformadores son dispositivos electromagnticos transmisores de potencia

elctrica en modalidad alterna. Son unidades sumergidas en aceite y con auto enfriamiento.

Estn diseadas para transformar el voltaje primario en la lnea elctrica al voltaje que pueda

requerir el motor correspondiente. Estos dispositivos pueden ser transformadores de una sola

fase o trifsicos.

Variador de frecuencia (VDF)

La Bomba Electro Sumergible generalmente es poco flexible cuando opera a unavelocidad fija; el equipo est limitado a una gama fija de caudales de produccin y a una altura

de columna dinmica generada que es fija para cada caso. El variador de frecuencia (Figura

3.10) ha ganado rpida aceptacin como un accesorio del sistema BES de gran valor para

aliviar estas restricciones. Permitiendo que se vare la velocidad de la bomba, el gasto, la


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altura de columna dinmica o ambas pueden ser ajustadas, dependiendo de las aplicaciones,

sin modificaciones al aparejo en el fondo del pozo.

Figura 3.10 Variador de frecuencia

III.iii.iii Aplicacin de BES

Es posible la aplicacin de Bombeo Electro sumergible en pozos que se encuentren

bajo las siguientes condiciones: altas tasas de produccin (Q), alto ndice de productividad (IP),

baja presin de fondo (Pwf), alta relacin agua petrleo, y baja relacin gas petrleo (RGP).

En caso de alta RGP, se puede emplear este mtodo utilizando un separador de gas.

III.iii.iv Ventajas y desventajas de la aplicacin de BES

La aplicacin del mtodo de levantamiento artificial BES en los campos de produccin


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de crudos presenta ventajas y desventajas de acuerdo a su comportamiento en los pozos:

a) Ventajas

1. Capacidad para levantar alta tasa de produccin de hasta 18000 BPD.

2. Posee un amplio rango de caudal de aplicacin, entre 200 y 18000 BPD.

3. Alta capacidad para manejar crudos liviano 40 API y pesados 9 API con viscosidades de

crudo hasta 5000cp a condicin del fondo.

4. Puede ser instalado en altas profundidades (12000 pies) y resiste alta temperatura del fondo

(350 F).

5. Puede instalarse en pozos desviados y horizontales.

6. Largo periodo de vida til (Prom. tres aos) y bajo gasto por mantenimiento.

7. Capacidad para manejo de cualquier tipo de fluido con los accesorios adecuados.

8. Es aplicable en pozo con baja presin de fondo (Pwf).

b) Desventajas

1. Baja capacidad para manejar gas libre (Mximo 15% de gas libre dentro la bomba)

2. Limitacin en pozos con produccin de materiales slidos.

3. Equipo muy costoso, y genera alto gasto de inversin inicial.

4. Alto gasto por consumo de energa elctrica.

5. Limitacin a instalarse a profundidad mayor que 15000 pies por el costo del cable y la

dificultad de suministrar suficiente potencia en el fondo del pozo


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Liu Dong

III.iv Fundamentos petrofsicos e interpretacin de perfiles

Porosidad ()

La porosidad se define como la relacin entre el volumen ocupado por los espacios

vacos o poros y el volumen total del slido. Entendiendo que el volumen total del slido

puede dividirse en dos, el volumen de la matriz ms el volumen total de poros. Si V p

representa el volumen total de los poros y Vtel volumen total del slido, la porosidad se define

como:

t

p

V

V= Ecuacin 3.7

Por otra parte el volumen total del cuerpo ser:

Vt= Vm+ Vp Ecuacin 3.8

Donde Vm representa el volumen total ocupado por la matriz rocosa. Entonces, la

porosidad puede tambin definirse como:

V

V

V

VV mm=

= 1 Ecuacin 3.9

Porosidad absoluta

Es el porcentaje de espacio poroso total con respecto al volumen total de la roca,

considerando los poros que estn o no interconectados entre si.


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Porosidad efectiva (e)

Es la relacin entre el volumen de poros interconectados y el volumen total de poros, y

se define mediante la siguiente ecuacin:

t=e+ ne Ecuacin 3.10

Donde:

t= porosidad total de poros

e= porosidad efectiva

ne = porosidad no efectiva

En un estudio petrofsico convencional nos interesa conocer la porosidad efectiva,

puesto que este factor determina el espacio accesible de fluido libre y movible.

La porosidad de una roca se puede clasificar segn su origen en dos categoras:

Porosidad Primaria, se forma durante la sedimentacin de la roca, y puede ser

Intercristalina Intergranular Planos estratigrficos

Porosidad Segundaria se forma por procesos despus de la sedimentacin de la roca, y puede

ser por:

Disolucin Dolomitizacin (reemplazo de Ca por Mg)


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Liu Dong

Fractura

Perfil de densidad y la porosidad

El Perfil de Densidad de la Formacin se utiliza principalmente para estimar la

porosidad. La medicin de la densidad de la formacin tiene tambin aplicacin en la

identificacin de minerales en depsitos de evaporitas, presencia de gas,

determinacin de la densidad de hidrocarburos; evaluacin de arenas arcillosas y

litologas complejas y en la determinacin del rendimiento de lutitas petrolferas.

El principio de funcionamiento consiste en una fuente radioactiva colocada

en una almohadilla (patn) blindada es aplicada contra la pared del pozo. Esta fuente

emite hacia la formacin rayos gamma de mediana energa. Los rayos gamma

pueden ser considerados como partculas de alta velocidad que chocan contra los

electrones de la formacin, En cada choque un rayo gamma cede algo de su energa

cintica, pero no toda, al electrn y contina su trayectoria con menor energa. Este

tipo de interaccin se conoce como efecto Compton de dispersin. La fuente y el

detector del aparato estn diseados de manera que su respuesta se debe en mayor

parte, al efecto Compton. Los rayos gamma dispersos llegan a un detector colocado a

una distancia fija de la fuente y son evaluados como una medida de densidad de la

formacin ya que el nmero de rayos gamma de efecto Compton est directamente

relacionado con el nmero de electrones en la formacin.

De este modo la medicin del aparato de densidad est relacionada

esencialmente con la densidad de electrones (nmero de electrones por centmetro

cbico) de la formacin. Por otra parte, la densidad de electrones est relacionada

con la densidad total (b) en g/cc, de la formacin. Esta ltima a su vez depende de la

densidad de la matriz de la roca, de su porosidad y de la densidad de los fluidos que


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ocupan los poros.

Para una formacin limpia de densidad de matriz maconocida y que tiene una

porosidad , y est saturada con un lquido de densidad promedio f, la densidad total

de la formacin bser rigurosamente:

( ) mafb += 1 Ecuacin 3.11

De manera que, despejando:

fma

bma

= Ecuacin 3.12

Donde

ma =2,65g/cc para arenas; 2,68g/cc para calizas arenosas; 2,71 g/cc para calizas;

2,87 g/cc para dolomitas.

f= 1 1,1 g/cc dependiendo de la salinidad del lodo.

Perfiles neutrnicos y determinacin de la porosidad

Los perfiles neutrnicos son usados principalmente para ubicar formaciones

porosas y determinar su porosidad. Ellos responden, en primer lugar a la cantidad de

hidrgeno presente en la formacin. As, en formaciones limpias cuyos poros estn

llenos de agua o petrleo, el Perfil neutrnico nos da el valor real del espacio poral

lleno de fluidos.

Las zonas gasferas pueden frecuentemente identificarse comparando el Perfil

Neutrnico con otro de Porosidad o con los valores de porosidad obtenidos de


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Liu Dong

testigos o ncleos. Una combinacin del perfil Neutrnico con uno o dos Perfiles de

Porosidad, da valores an ms exactos de porosidad y la identificacin litolgica,

incluyendo la evaluacin del contenido de lutita.

El fundamento del mtodo se basa en que los neutrones son partculas

elctricamente neutras cuya masa es casi idntica a la del tomo de hidrogeno. Una

fuente radioactiva colocada en la sonda emite continuamente neutrones de alta ener-

ga (velocidad). Estos neutrones, al encontrarse con ncleos del material de la

formacin, chocan elsticamente a semejanza de bolas de billar y en cada colisin

los neutrones pierden parte de su energa.

Los ncleos capturadotes se excitan y originan una emisin de rayos gamma

de alta energa, denominados Rayos Gamma de Captura. De acuerdo al tipo de

aparato, este puede detectar los rayos gamma de captura o los propios neutrones

mediante un detector colocado en la misma sonda.

Cuando la concentracin de hidrgeno de la formacin que rodea a la fuente

de neutrones es alta, la mayora de los neutrones son retardados y capturados an a

una corta distancia de la fuente. Por el contrario, si la concentracin de hidrogeno es

baja, los neutrones viajan ms lejos antes de ser capturados. Con la distancia de

fuente a detector comnmente utilizada, a una mayor lectura corresponde una menor

concentracin dehidrgeno y viceversa.

Todos los perfiles neutrnicos pueden proporcionar valores de porosidad

aparente siempre que se tomen en cuenta algunas suposiciones y correcciones.

Sin embargo, solamente se pueden reconocer y corregir algunos como son la

litologa, contenido de arcilla y tipo de hidrocarburo cundo exista informacin

adicional de porosidad del perfil snico y/o de densidad. Cuando se hace una

interpretacin basada en perfil neutrnico solo, hay que darse cuenta de las

incertidumbres correspondientes.


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Liu Dong

Presin Capilar

Las fuerzas capilares presentes en el yacimiento se originan por la accin molecular de

dos o ms fluidos inmiscibles (petrleo, agua y gas) que coexisten en el medio poroso.

Muchas caractersticas del sistema roca/fluido de un yacimiento pueden ser medidas, descritas

o explicadas mediante el comportamiento de las curvas de presin capilar.

Los fenmenos capilares se manifiestan cuando ms de una fase fluida est presente en

tubos de pequeos dimetros denominados capilares. En los yacimientos petrolferos esta

situacin se presenta a menudo debido a que los sistemas porosos son considerados anlogos a

tubos capilares si se toma en cuenta que son de dimetros muy pequeos distribuidos en el

medio poroso y donde por lo general se encuentran mas de un fluido inmiscible en fases bien

diferenciadas, como es el caso de petrleo, agua y gas.

Estas fuerzas capilares que existen en los yacimientos de petrleo son responsables de

la distribucin de los fluidos en el sistema poroso, determinan el volumen y la forma como el

petrleo residual permanece atrapado e influyen notablemente en el volumen de petrleo que

se puede recuperar de un yacimiento, ya que son las fuerzas retentivas que impiden el

vaciamiento total del yacimiento.

Se ha demostrado que la interfase agua-petrleo es curva, la presin vara a travs de la

interfase para balancear las fuerzas de tensin interfacial. Esta diferencia de presin se define

como la presin capilar, y est dado por la ecuacin de Laplace.

+==

21

11rr

PwPoPc Ecuacin 3.13

Donde:

Pc= Presin capilar (lpc).

= Tensin interfacial (din/cm).


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Po= Presin en el petrleo lpc).

Pw= Presin en el agua (lpc).

r1, r2= Radio de curvatura de la interfase, medida perpendicularmente a cada uno.

Una geometra donde la presin capilar puede ser calculada como una funcin

geomtrica, humectabilidad y tensin interfacial es un tubo capilar. La ecuacin de Laplace

puede ser usada para resolver la presin capilar como una funcin de la tensin interfacial,

ngulo de contacto, y radio del tubo capilar, La Figura 3.11 muestra la interfase entre dos

fluidos, agua y petrleo, teniendo un ngulo de contacto , a travs del agua en el tubo capilar.

Cuando el tubo capilar es bastante pequeo, la interfase puede ser aproximada como una

porcin de una esfera de rs. Debido a que la superficie es esfrica, ambos radios de curvatura

son tambin igual a rs.

Figura 3.11 Interfase Petrleo Agua en un Tubo Capilar

La Figura 3.11 muestra que el radio de la interfase esfrica rses mayor que el radio


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Liu Dong

Sw*= (Sw Swirr)/(1 - Swirr)

= ndice de distribucin del tamao de los poros,

Pd= Presin de desplazamiento (lpc).

Pcwo= Presin capilar a Sw(lpc).

De la Ecuacin 3.16 se despeja , y se obtiene la siguiente expresin:

( )

=

wo

d

w

Pc

PLog

SLog * Ecuacin 3.17

Los valores bajos de corresponden a arena consolidada y valores altos de

corresponde a arena no consolidada. La Tabla 3.1 muestra promedios de por arena para

diferentes campos petrolferos del Oriente de Venezuela. Para un valor promedio de 1,668, las

correlaciones de Presin capilar tienen la siguiente forma:

Agua Petrleo: Pcwo= (-0,5135Log(K)+2,2135)Sw* -0,6, lpc Ecuacin 3.18

Gas Petrleo: Pcgo= (-0,2934Log(K)+1,2648) So* -0,6, lpc Ecuacin 3.19

Donde K es la permeabilidad absoluta en milidarcy (mD), y

( ) ( )wirr

o

wirr

gwirr

oS

S

S

SSS

=

=

11

1* Ecuacin 3.20


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Liu Dong

Tabla 3.1 Valor Promedio de para Arenas de Campos del Oriente de Venezuela

Campo Arena N de muestras

Santa Rosa

La Ceiba

CG 12

Zulus ZM 453Zulus ZM 457

Zulus ZM - 458

CO-ELO

LIA

L2A

R4

S2

CO-R

CO-C

L1-L

V-9

V-5

V-4

V-3

V-l

V-2UL

R4UR4U

R4U

72

5

2

7

2

1

2

2

7

2

2

2

1

2

54

9

1,4201,428

1,322

1,692

0,776

1,293

1,264

1,348

1,294

1,846

1,523

1,399

1,694

1,292

1,289

1,0381,103

1,486

Valor Promedio de : 1,668

Saturacin de fluidos

Para estimar la cantidad de hidrocarburo que existe en un yacimiento, es necesario

determinar la fraccin de volumen poral ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Dicha

fraccin relativa de poros ocupada por un fluido especfico se denomina saturacin.

Se conocen tres tipos de saturacin de fluidos, y se expresan matemticamente de la


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Liu Dong

siguiente manera:

Saturacin de agua (Sw): Sw= Vw/ Vp Ecuacin 3.21

Saturacin de petrleo (So): So= Vo/ Vp Ecuacin 3.22

Saturacin de gas (Sg) Sg= Vg/ Vp Ecuacin 3.23

La saturacin de fluidos se puede expresar de forma fraccional, o porcentual y cumplen

con las siguientes relaciones:

Sw + So+Sg= 1; Ecuacin 3.24

Vw+ Vo+ Vg= Vp Ecuacin 3.25

Donde:

Vw= volumen de agua en los poros

Vo= volumen de petrleo en los poros

Vg= volumen de gas en los poros

Vp= volumen total de poros

La determinacin del grado de saturacin de petrleo (So) y saturacin de agua (Sw) es

un problema de gran importancia econmica en Petrofsica. El producto So es proporcional

al volumen de petrleo (o gas) existente en un yacimiento.

Ley de Archie:

En una formacin que contiene petrleo y/o gas, siendo ambos aislantes elctricos, la


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Liu Dong

resistividad es una funcin que no solo depende de F y R w sino tambin de la Saturacin de

ag

dong liu.pdf

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