Campo La Concepción. Yacimiento Fracturado

El campo la concepción está ubicado a unos 23 Km al suroeste de la ciudad de Maracaibo, con un área aproximada de 214 Km² y a 18 Km al este y en paralelo a la alineación La Paz-Mara-El Moján. Se evidenció presencia de hidrocarburos en 1924 cuando la Venezuelan Oil Concessions (Shell) perforó el pozo C-1. Posteriormente, en 1948 se encontraron nuevas acumulaciones en el pozo C-148, perforado según indicaciones de geología de subsuelo. Actualmente, las condiciones operativas del campo están a cargo de la Empresa Mixta Petrowayú S.A, conformada por PDVSA y la compañía estatal brasileña Petrobras.

Hasta la actualidad, el reservorio de origen cretácico ha producido 97MMBN de un total estimado de 440MMBN de crudo liviano (entre 35º-37º API), a una tasa variable, siendo la tasa actual de producción, según la empresa operadora, de 12300 barriles diarios.

Según estudios realizados, históricamente el campo produce de dos reservorios, uno siliclásticos formado en el Eoceno representados por sedimentos de la Formación Misoa, y otro carbonático naturalmente fracturado de edad cretácica, este último constituido por las calizas del Grupo Cogollo.

Al presente y a medida que el tiempo avanza, la necesidades energéticas aumentan y por consecuencia se buscan con mas esfuerzo nuevos y mejores métodos que sustenten la demanda de producción, por lo tanto la explotación de campos como La Concepción tiene un importante valor de suplencia a los yacimientos convencionales que declinan su producción y a las grandes demandas de crudo que el mundo experimenta. Es por ello, que estos yacimientos han pasado a otro nivel de importancia en un marco mundial, donde las empresas operadoras invierten en tecnología para sacarle el máximo provecho a estos recursos almacenados en estructuras que son un reto para la ingeniería del presente y futuro.

La necesidad de aplicar tecnología de punta con el fin de aumentar la producción de estos campos, permite que los yacimientos que los conforman sean considerados como yacimientos no convencionales, entendiéndose como yacimiento no convencional todo aquel que por presentar valores poco convenientes de permeabilidad y porosidad requieren de métodos sofisticados para su desarrollo. Típicamente los yacimientos no convencionales comprenden carbonatos con grandes esfuerzos, arenas apretadas de gas, gas de capa de carbón, petróleo con grados API bajos, arenas bituminosas y areniscas o carbonatos naturalmente fracturados, caso de nuestro interés durante el desarrollo de este documento.

Yacimiento fracturado se define como todos aquellos yacimientos de hidrocarburos que presentan una producción influenciada por presencia de fracturas. Esta característica le brinda una doble porosidad al yacimiento, una propia de la matriz y otra inherente a la fractura.

Reseña histórica.

En la fase inicial de la producción, entre los años 1952-1963 la tasa para ese entonces mantuvo un promedio de 7000BN/día, pero con picos que llegaron a tener valores de hasta 12000 BN/día, no obstante, a partir de ese momento la tasa fue decayendo paulatinamente a valores próximos a los 2000BN/día hasta el año 1997. En esta fecha se comenzó un proceso de licitación que favoreció a Petrobras que posteriormente conformaría junto a PDVSA la Empresa Mixta Petrowayú S.A, a mediados de 2006.

La estrategia de explotación desarrollada a partir del año 1997 inicio con la reinterpretación de la sísmica 2D adquirida en la licitación, lo que permitió una reevaluación de los datos para iniciar así una campaña de perforación de reentradas de 6 pozos existentes. Con ello, se expandió la información incluyendo a los registros: nuevas imágenes acústicas, registros de producción y de presión estática en fondo de pozo. Posteriormente, en el año 2000, se tomaron y generaron datos de sísmica 3D de 376 Km², a partir de los cuales y unido al cálculo de volúmenes, propiciaron la selección de nuevos puntos claves que permitieron ubicar eficazmente y considerando los riesgos, 8 nuevos pozos. Partiendo de estos nuevos pozos se amplió la información que se tenia del campo con nuevos registros de acústica, producción y gradiente de presión, además de la toma de un núcleo de 950 pies con un 98% de recobro que posterior a análisis de laboratorio, confirmó la data que provenía de los registros petrofísicos.

En el año 2003, se reprocesó la sísmica con la finalidad de tener una mejor definición espacial y así poder caracterizar las fracturas y fallas con mayor detalle, con el fin de desarrollar modelos de conversión profundidad vs tiempo. También se usó la tecnología “4D sandbox analog modeling” para el desarrollo del modelo del geológico.

Estrategia de explotación.

Los pozos de reentrada no brindaron los resultados de producción que se esperaban de ellos, pero suministraron de suficiente data para el diseño de un modelo del campo que abarca desde lo macro hasta lo micro, que inicia con una delineación de la estructura, estudiando los procesos de formación de las fallas presentes, para caracterizar los sistemas permeables productivos y cuantificar volúmenes dentro de los sistemas almacén.

Siguiendo este orden de ideas, todos los estudios que se realizaron muestran que las fracturas presentes, bien sea mega (visibles en los registros) o micro (visible en el núcleo), parecen ser fundamentales en la conducción de petróleo. La interpretación de la información se optimizó gracias a la utilización de correlaciones entre la sísmica 3D y los pozos, donde se pudo optimizar significativamente las nuevas ubicaciones para taladrar.

Se verificó, partiendo de registros de producción, que los racimos de fractura relacionados a la falla constituyen los mejores intervalos de producción de los pozos del cretácico.

Tecnología aplicada.

- Perforación bajo balance: la cual consiste en perforar con un lodo de baja densidad, es decir, la presión que ejerce la formación es mayor que la ejercida por el lodo contra ella. A pesar de ello, siempre existe la posibilidad de que se produzca cierta invasión de los fluidos de la formación hacia el pozo, sin que se presenten riesgos de un posible reventón.

- Método térmico de remoción de parafinas: este método incluye la inyección de vapor al pozo, calentadores en boca de pozo y circulación de aceite o agua caliente. En el Campo La Concepción, el agua caliente es inyectada al pozo por la tubería o casing cuando no está empaquetado, de esta manera es posible remover las parafinas que se alojan en las paredes de las tubería causando corrosión que altera la producción. Según fuentes de la empresa operadora, este método tiene un costo de 966.000 U.S $/año para todo el campo.

- Sistema de levantamiento artificial Gas lift: este método consiste en inyectar un flujo continuo de gas a alta presión dentro de la tubería de producción con el fin de aligerar la columna de fluidos buscando un diferencial tal que permita el flujo de crudo a la superficie. En el embalse del Cretácico el empleo de esta tecnología tiene un costo aproximado de 430MMBs por pozo.

- Las bombas electro sumergibles se encuentra en fase de ensayo en el campo como un método alternativo de elevación, pero como una estrategia de desarrollo más extrema ya que las estimaciones de manejo de agua a futura implican una pérdida de la eficiencia por el método de Gas lift.

- Características generales: desde 1998 la operadora (Petrobras) viene perforando pozos en el yacimiento cretácico de La Concepción, en los que generalmente se usa una unidad generadora de hidrógeno de 2.400 a 1.200 pies³, bomba de 4.000 lbs/pg², cabezal rotatorio de control y sistema separador de cuatro etapas.

Referencias

· Paper SPE 97384, Techonologies and Explotation Strategies Applied to the Development of a naturally. Fractured Carbonate Reservoir: The Cretaceous Cogollo Group in La Concepción Field, Maracaibo Basin, Venezuela. Petrobras Energia Venezuela. www.onepetro.org

· Paper SPE 107290 Monitoring and Controlling Paraffin Deposition by a Direct Assessment Technique. Petrowayuu E&P and Edgar Patiño. www.onepetro.org

· Yacimientos no Convencionales en el Campo La Concepción, Cuenca de Maracaibo. Jesus S. Porras, Empresa Mixta Petrowayu; Vanessa Machado, Empresa Mixta Petrowayu y Nelson Chirinos.

· Corporación Venezolana del Petróleo

http://www.minci.gob.ve/noticias-economia/1/4943/cvp_y_petrobras.html

· Bombas a la medida de sus necesidades,

http://www.petroleo.com/pi/secciones/PI/ES/MAIN/IN/ARCHIVO/ARTICULOS/doc_42398_HTML.html?idDocumento=42398#

· Triunfos de la perforación bajoequilibrada, www.petroleo.com

· Campo de La Concepción, léxico estratigráfico de Venezuela, Campos Petroliferos de Venezuela, PDVSA-Intevep.

· Petrobras: Experiencia y Actividades Futuras con Foco en Operaciones Costa afuera, Ricardo Savini, Gerente de desarrollo de Negocios.

· Oportunidades de Producción de Gas Empresas Mixtas, PDVSA-CVP, Ing . Deivis González, 22-11-07.

· Gas Lift Systen, Weatherford.

· La Naturaleza de los Yacimientos naturalmente fracturados, Oilfield Review Otoño 2006, Schlumberger.

· http://www.oilproduction.net/cms/files/Ing%20de%20produccion%20C5-%20Gas%20lift.pdf

· www.camarapetrolera.org

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