Cuendas Petroliferas

 

  En Venezuela las principales cuencas petrolíferas son: 1. Cuenca Maracaibo-Falcon  Esta fue la cuenca de mayor producción en Venezuela hasta el año 1998. Ya en el año 2000 produjo solamente el 46,6% de la producción nacional. Actualmente cuenta con 13000 pozos activos y tiene una capacidad de producción 1,885 millones de bpd. Se relaciona geológicamente con la cuenca del Lago de Maracaibo. En el año 2000 produjo 375 millones de barriles de petróleo. 2. Cuenca Barinas Apure  Esta cuenca abarca los estados Apure, Barinas y Portuguesa. Actualmente tiene 350 pozos activos y una capacidad de producción de 1,66 millones de bpd. 3. Cuenca Oriental 

 

Abarca las zonas petroleras de los estados de Anzoátegui, Monagas, Guárico, Sucre y Delta Amacuro. Es la cuenca más extensa y tiene 3300 pozos activos. En esta cuenca se encuentra la Faja Bituminosa del Orinoco donde se produce un petróleo pesado con un alto contenido de azufre. Ese petróleo se utiliza para producir un combustible específicamente diseñado para el uso de las empresas eléctricas, el sector industrial y la calefacción. Cuenca de Margarita  Se ubica a 95 km al noreste del Campo Patao y 40 km al sureste del Archipiélago de los Testigo.

4.

5. Cuenca Tuy-Cariaco  Esta cuenca se extiende desde Barlovento, en le estado Miranda, hasta el Golfo de Cariaco en Sucre; casi toda la cuenca se encuentra cubierta por el Mar Caribe. La cuenca incluye la región de la península de Araya y las Islas de Margarita, Coche y Cubagua. Se están llevando a cabo estudios que

determinarán el valor comercial del petróleo que potencialmente podría existir en esta cuenca. Localizaciongeografica y caracteristicas de cada una de las cuencas petroliferas de Venezuela. La cuenca Zulia-Falcon: Localizacion: Esta cuenca se encuentra ubicada en la parte norccidental del pais y es la que posee mayor produccion de petroleo en Venezuela. Limita al cony la sureste la Cordillera denorte Merida el zona tramolimitrofe dentral Goajira-Paraguaná; de la Cordillera de laalCosta; al con nordeste con el Mar Caribe y al oeste con la Sierra de Perijá. Caracteristicas. - Es la cuenca más importante en visrtud de que concentra el mayor volumen de produccion y de reservas de hidrocarburos. - En ella se encuentran localizados los campos petroliferos más ricos de Venezuela y del continente, los cuales poseen todas las intalaciones requeridas para el normal funcionamiento de la industria y el desenvolvimiento de la vida de empleados, obreros y familiares, tales como:

 

instalaciones de produccion, plantas electricas, oleoductos, vialidad, puestos de embarques, urbanizaciones, escuelas, centros de recreacion y esparcimiento, campos deportivos, etc. - Los campos más importantes de esta cuenca son, en el estado Zulia: Lagunillas, Tia Juana, Bachaquero, La Paz, Lama, Lamar, Cabimas, Centro, Boscan, Lago, Ceuta y Grande; en el estado Falcon: Mene Media, Hombre Pintado, Mene Mauroa y Tiguaje. - Dentro de esta cuenca pueden incluirse las subcuencas de Aroa, del Golfo de la Vela, de Paraguana y del Golfo de Venezuela. La cuenca Barinas-Apure. Localizacion: Esta situada al suroeste de la republica. Limita al noreste con la Cordillera de Merida; al sureste del Escudo Guayanes; al este con el Arco del Baul y al suroeste con los llanos orientales de Colombia, los cuales constituyen una prolongacion de la cuenca. Caracteristicas. - Aun permanece en gran parte como una cuenca cuyo potencial petroliferoesta por determinarse, aunque se han hecho descubrimientos de gran importancia al comprobarse la existencia de petroleo en cantidades comerciales. - Los campos petroliferos que la constituyen esta cuenca son: Hato Viejo, Maporal, Silvan, Paez, Sinco y Silvestre. - En esta cuenca se distingue la subcuenca de Barinas. La cuenca Oriental de Venezuela. Localizacion: Esta cuenca ocupa el corredor llanero, que entre la Serrania del Interior de la Cordillera de la Costa y el rio Orinoco, se extiende desde el Arco del Baul hasta el este en el Golfo de Paria y el OceanoAtlantico, al este. Caracteristicas. - Es una cuenca petrolifera muy importante por ser la segunda cuenca productora despues de la del Zulia.

 

- Una caracteristica muy sobresaliente de esta cuenca es la de que en ella se localiza la llamada Faja Petrolifera del Orinoco, de inmenso potencial de hidrocarburos y de una gran singnificacion para el desarrollo futuro de la industria petrolera nacional y para la economia del pais en conjunto. - Los campos mas sobresalientes de esta cuenca son en el estado Anzoategui: Oficina, Guara, Santa Rosa, Nipa, Merey, Dacion, Leona y Yoaples; en Delta Amacuro: Tucupita y Pedernales; en Guarico: Budare, Las Mercedes, Gaban, Ruiz y Barzo; en Monagas: Lobo, Acema, Pilon, Quiriquire, Oritupano y Morichal. - En dicha cuenca se distinguen las suncuencas de Guarico, de Maturin y del Golfo de Paria. La cuenca del Tuy-Cariaco. Localizacion: Esta localizada al norte de la cuenca oriental y representa una franja que se ubica entre el extremo oriental del tramo central de la Cordillera de la Costa, la Peninsula de Araya y las islas de Margarita, Coche y Cubagua. Caracteristicas - Aunque se presentan manifestaciones superficiales de petroleo, su potencial esta todavia por determinarse. - En esta cuenca se manifiestan la subcuenca del Tuy y de Cubagua. 2.- Explique las caracterisiticas de la Faja Petrolifera del orinoco y su localizacion. Caracteristicas. - Los estudios hasta ahora realizados indican que dicha faja posee inmensas reservas, obretodo de petroleos pesados, y que constituyen una de las areas petroleras potenciales mas ricas del mundo. - Las reservas se estiman para unos 700.000 millones de barriles. - En las perforaciones de pozos que hasta el prsesente se han realizado, se podria extraer, con tecnologia actual, unos 100.000 millone, o sea, el 10% y con los progresos futuros podria llegar entre unos 20% y 25%.

 

- La condicion del petroleo pesado y extrapesado dificulta su extraccion, transporte y refinacion, esto incide directamente en los costos de explotacion y procesamiento industrial; sin embargo, como consecuencia del vertiginoso aumento del precio del petroleo, hoy su explotacion e industrializacion se hace cada vez mas rentable. - La faja se conoce desde los años 30, pero su explotacion resultaba irrealizabel en vista de los bajisimos precios de este producto y de lo primitiva que era la tecnologia petrolera para la epoca. - La rentabilidad de su explotacion e industrializacion es precisamente lo que ha hecho que el estado venezolano haya vuelto la cara hacia la Faja y puesto mucho interes en su estudio a partir de 1979. Localizacion: Esta se encuentra localizada al norte del rio Orinoco, ocupando la zona sur de la cuenca Oriental de Venezuela, con un area aproximada entre 40000 y 50000 Km2. Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos. El grado relativo de incertidumbre aplicado por colocar las reservas en una de las dos clasificaciones principales, ya sea probadas o no-probadas. Las reservas noprobadas son menos ciertas a ser recuperadas que las probadas y pueden ser sub-clasificadas como reservas probables y posibles para denotar progresivamente el incremento de la incertidumbre en su recuperación. La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre. El método de estimación es llamado "determinístico" si se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos. El método de estimación es llamado "probabilístico" cuando el conocimiento geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de estimados de reservas y sus probabilidades asociadas. La identificación de las reservas como probadas, probables y posibles ha sido el método mas frecuente y proporciona una indicación de la probabilidad de la recuperación. Debido a la

 

diferencia en la incertidumbre, se debe tener cuidado cuando se suman reservas de diferente clasificación. Los estimados de reservas serán revisados a medida que se cuenten con datos adicionales y disponibles de geología e ingeniería o cuando ocurran cambios en las condiciones económicas. Las reservas no incluyen cantidades de petróleo mantenidos en inventarios y si se requieren para un reporte financiero, pueden ser disminuidas en el volumen correspondiente a uso propio o pérdidas por procesamiento. Las reservas pueden ser atribuidas a las que pueden ser producidas por energía natural del reservorio o por la aplicación de métodos de recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que suministran energía adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para incrementar la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión, reciclo, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e inmiscible. Otros métodos de recuperación mejorada pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la tecnología de la industria del petróleo evoluciona. Reservas Probadas 

Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas. Si se emplea el método determinístico, el término "razonable certeza" quiere decir que se considera un alto grado de confidencia que las cantidades serán recuperadas. Si se emplea el método probabilístico, debe existir al menos un 90 % de probabilidad que las cantidades a ser recuperadas serán iguales o excederán al estimado. Reservas no probadas 

 

Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o ingeniería, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas, contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas como probadas. Las reservas no probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y posibles. Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a las vigentes a la fecha del estimado. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y desarrollo tecnológico puede ser expresado por una clasificación apropiada de las cantidades de reservas en probables y posibles. Reservas probables 

Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas mas las probables. Reservas posibles 

Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilizen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles. Método volumétrico para el calculo del poes Para la cuantificación de las reservas son utilizadas distintas metodologías, de acuerdo al desarrollo de los yacimientos y a la información geológica y de ingeniería disponible. Entre los métodos determinísticos se halla el método volumétrico, el cual no estima como tal el volumen de las reservas, sino que está asociado a la determinación de los hidrocarburos originales en sitio (Petróleo Original En Sitio POES, Gas Original en Sitio GOES, Condensado Original en Sitio COES).

 

  Deducción

de la fórmula: 

El método volumétrico utiliza valores puntuales que mejor representen a cada uno de los parámetro geológicos que caracterizan el yacimiento. Partimos del concepto de que, en una arena, una fracción de su volumen total corresponde al volumen poroso, y a la vez, una fracción de ese volumen poroso será ocupado por cierta cantidad del fluido, en este caso, de hidrocarburo.

Por lo general se tendrá entre los datos la saturación de agua y no la de petróleo, pero en un yacimiento de agua y petróleo éstas están relacionadas.

La saturación y porosidad son adimensionales, así que el volumen del petróleo queda expresado en las mismas unidades del volumen bruto (Acre*pie). El factor 7758 permite convertir los Acre*pie en barriles, pero todas éstas son condiciones de yacimiento, así que toman el valor de barriles de yacimiento BY:

 

Sin embargo, nos interesa cuantificar este volumen de petróleo a condiciones de superficie, llamadas condiciones normales o fiscales (14,7 psi, 60ºF), por eso la fórmula incluye el Bo que es el volumen de yacimiento, medido a condiciones de yacimiento, que es ocupado por un barril a condiciones estándar de petróleo y su gas disuelto.

Es posible determinar el volumen de petróleo para cualquier instante particular de la producción, y según la evolución de del yacimiento el Bo va a cambiar como función de la presión. Pero para determinar el volumen inicial del petróleo, POES (petróleo original en sitio) se utiliza el Boi (Bo inicial).

Donde:  

POES: Petróleo original en Sitio (BN)

 

Vb: Volumen bruto de la arena (acre*ft)

 

:

 

Soi : saturación inicial de petróleo, adimensional expresada en fracción

 

Bo: factor volumétrico de formación de petróleo (BY/BN)

y

y

y

y

y

porosidad, adimensional expresada en fracción