El petróleo es un líquido oleoso bituminoso (color oscuro) de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas (es una mezcla de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno). Es, como el carbón, un combustible fósil. También recibe los nombres de petróleo crudo, crudo petrolífero o simplemente "crudo". Aunque se trata de un líquido aceitoso de color oscuro, es considerado una roca sedimentaria.

El petróleo se forma a partir de restos de pequeños organismos marinos que viven en cantidades enormes en mares cálidos y poco profundos. Si al morir estos organismos son rápidamente enterrados por sedimentos, fermentarán. Pasados millones de años, bajo la presión de nuevas capas de sedimentos, los restos orgánicos se transformarán en petróleo. El proceso comenzó hace muchos millones de años, cuando surgieron los organismos vivos en grandes cantidades, y continúa hasta el presente

Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre, en los estratos superiores de la corteza terrestre. Esto se debe a que el petróleo tiende a escapar a zonas más altas en las que soporte menos presión. En este viaje, Con frecuencia acaban encontrando un esquisto impermeable o una capa de roca densa y se acumula, ya que son determinadas zonas de las que no puede salir: son las trampas. En otras ocasiones consigue alcanzar la superficie. Cuando ocurre esto el petróleo se volatiza dejando un residuo de asfalto y betún. No es de extrañar, por tanto, que fuese conocido ya por las antiguas civilizaciones. Los egipcios utilizaban el betún para impermeabilizar los barcos y para embalsamar las momias. Sin embargo, tan sólo desde finales del siglo XIX viene utilizándose a gran escala como combustible.

Composición Química del petróleo

En una mezcla muy compleja de composición variable, de hidrocarburos de muchos puntos de ebullición y estados sólido, líquido y gaseoso, que se disuelven unos en otros para formar una solución de viscosidad variable.

Contiene:

Hidrocarburos saturados o parafinas. Formula general Hidrocarburos etilénicos u oleifinas. Hidrocarburos acetilénicos. Hidrocarburos cíclicos ciclánicos. Hidrocarburos bencénicos o aromáticos. Compuestos oxigenados (derivados de hidrocarburos etilénicos, por oxidación y

polimerización) Compuestos sulfurados (tiofeno, etc.) Compuestos nitrogenados cíclicos (piridina, etc)

En el petróleo natural, además de hidrocarburos, existen nitrógeno, azufre, oxígeno, colesterina, productos derivados de la clorofila y de las heminas (porfirinas) y, como elementos, trazas, vanadio, níquel, cobalto y molibdeno.

Como consecuencia de los compuestos orgánicos nombrados, el petróleo presenta polarización rotatoria, lo cual revela claramente que se trata de un compuesto de origen orgánico, formado a partir de restos animales y vegetales.

La composición química del petróleo es muy variable, hasta el punto de que los cuatro tipos fundamentales de hidrocarburos: parafinas (hidrocarburos saturados), olefinas (hidrocarburos insaturados), naftenos (hidrocarburos cíclicos saturados o cicloalcanos,), e hidrocarburos aromáticos, no solamente son diferentes de un yacimiento a otro, sino también las diversas sustancias que es preciso eliminar más o menos completamente: gas, azufre (que junto con el sulfhídrico, mercaptanos y tioalcoholes pueden alcanzar un 3%), agua más o menos salada, compuestos oxigenados y nitrogenados, indicios o vestigios de metales etc.

Un análisis en el laboratorio proporciona primeramente indicaciones sobre la cantidad y calidad de los productos acabados que se pueden extraer del petróleo crudo:

alta tensión de vapor, revela la presencia de gas. alta densidad y viscosidad, indican una reducida proporción de gasolina o un

contenido importante de betún o parafina.

Clasificación del petróleo

La clasificación se basa en la clase de hidrocarburos que predominan en el petróleo crudo:

Petróleo de base parafínicas

Predominan los hidrocarburos saturados o parafínicos. Son muy fluidos de colores claros y bajo peso específico (aproximadamente

0,85 kg./lt). Por destilación producen abundante parafina y poco asfalto. Son los que proporcionan mayores porcentajes de nafta y aceite lubricante.

Petróleo de base asfáltica o nafténica

Predominan los hidrocarburos etilénicos y diétilinicos, cíclicos ciclánicos (llamados nafténicos), y bencenicos o aromáticos.

Son muy viscosos, de coloración oscura y mayor peso específico (aproximadamente 0,950 kg/lt)

Por destilación producen un abundante residuo de asfalto. Las asfaltitas o rafealitas argentinos fueron originadas por yacimientos de este tipo, que al aflorar perdieron sus hidrocarburos volátiles y sufrieron la oxidación y polimerización de los etílenicos.

Petróleo de base mixta

De composición de bases intermedias, formados por toda clase de hidrocarburos: Saturados, no saturados (etilénicos y acetilénicos) y cíclicos (ciclánicos o nafténicos y bencénicos o aromáticos).

La mayoría de los yacimientos mundiales son de esto tipo.

 

A su vez la composición de los hidrocarburos que integran el petróleo varía según su lugar de origen:

1. petróleos americanos: hidrocarburos de cadena abierta o alifáticos. 2. petróleos de Pensilvania: hidrocarburos saturados (alcanos de nº de C = 1 a 40) 3. petróleos de Canadá: hidrocarburos no saturados. 4. petróleos rusos: hidrocarburos cíclicos, con 3, 4, 5, ó 6 átomos de carbono en

cadena abierta o cerrada.

Cuando nació la industria la petrolífera, era muy sencillo localizar yacimientos, porque se explotaron los muy superficiales, cuya existencia era conocida, o porque fueron descubiertos por obra del azar.

Pero la creciente importancia de esta industria, originó una búsqueda intensiva y racional de nuevos yacimientos, que se transformó en una verdadera ciencia, con aportes de Geología, la física, la química, etc.

Actualmente el hallazgo de yacimientos petrolíferos no es obra librada al azar y obedece a una tarea científicamente organizada, que se planifica con mucha antelación. Instrumental de alta precisión y técnicos especializados deben ser trasladados a regiones a menudo deshabitadas, en el desierto o en la selva, obligando a construir caminos y sistemas de comunicación, disponer de helicópteros, instalar campamentos y laboratorios, etc.

El conocimiento de la estructura del suelo es fundamental para la determinación racional de las posibilidades de existencia de los yacimientos.

Actualmente se utilizan los siguientes métodos de exploración:

Exploración superficial:

a. Relevamientos topográficos en escala grande. b. Relevamientos geológicos superficiales, en zonas donde afloran rocas

sedimentarias. c. Relevamientos geofísicos, basados en métodos:

1. Gravimétricos, que estudian las pequeñas alteraciones de la gravedad, producidas por la vecindad de grandes masas de rocas densas.

Por medio de un instrumento especial llamado gravímetro se pueden registrar las variaciones de la aceleración de la gravedad en distintos puntos de la corteza terrestre. Se determina la aceleración de la gravedad (g) en puntos del terreno explorando lugares distantes 1.000 ó 5.000 metros entre sí.

Los valores obtenidos se ubican en un mapa y se unen los puntos donde g es igual obteniéndose líneas isogravimétricas que revelan la posible estructura profunda.

Así la existencia de curvas isogravimétricas cerradas señalan la existencia de un anticlinal de extensión semejante al área que abarca esa curva.

El valor g varía de acuerdo al achatamiento terrestre, fuerza centrífuga, altitud y densidad de la corteza terrestre.

Por eso el gravímetro señala la presencia de masas densas de la corteza constituidas por anticlinales que han sido levantados por plegamientos y se hallan más próximos a la superficie de la tierra.

2. Magnetométricos, que denuncian las pequeñas alteraciones magnéticas, producidas por las distintas permiabilidades magnéticas de las rocas cristalinas próximas. Se usan magnetómetros muy sensibles, que a veces suelen transportarse en aviones, para disminuir los efectos de masas férreas superficiales.

3. Sismográficos, este método consiste en hacer estallar cargas de dinamita en pozos de poca profundidad, normalmente entre 10 y 30 pies, registrando las ondas reflejadas en las napas profundas por medio de sismógrafos combinados con máquinas fotográficas.

En la superficie se cubre un área determinada con dichos aparatos de alta sensibilidad llamados también "geófonos", los cuales van unidos entre sí por cables y conectados a una estación receptora.

Las ondas producidas por la explosión atraviesan las capas subterráneas y regresan a la superficie. Los geófonos las captan y las envían a la estación receptora, donde mediante equipos especiales de cómputo, se va dibujando en interior de la tierra.

Se puede medir el tiempo transcurrido entre el momento de la explosión y la llegada de las ondas reflejadas, pudiéndose determinar así la posición de los estratos y su profundidad, describiendo la ubicación de los anticlinales favorables para la acumulación del petróleo.

Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de interpretación en los centros geológicos y geofísicos de las empresas petroleras.

Allí es donde se establece qué áreas pueden contener mantos con depósitos de hidrocarburos, cuál es su potencial contenido de hidrocarburos y dónde se deben perforar los pozos exploratorios para confirmarlo. De aquí sale lo que se llama "prospectos" petroleros.

d. Análisis de suelos, que determina la presencia de hidrocarburos hasta una profundidad no mayor de 15 cm.

e. Análisis de hidrocarburos, que determina su presencia en el suelo y en perforaciones poco profundas. Con estos datos se confeccionan planos de posibles acumulaciones explotables de la zona.

Exploración Profunda.

Se realiza en zonas que se consideran favorables, mediante la perforación de pozos profundos:

1. Perfilaje eléctrico, realizado con electrodos que se bajan a distintas profundidades de un pozo de exploración, para determinar la conductibilidad eléctrica de las distintas capas y sus probabilidades de contener petróleo.

2. Perfilaje geoquímico, que determina la presencia de vestigios de hidrocarburos en las capas profundas del subsuelo. Sus datos no pueden ser siempre adecuadamente interpretados.

3. Perfilaje térmico, efectuado con termómetros de máxima y mínima, a distintas profundidades, que diferencia las capas por sus conductibilidades térmicas. También se usa para el control de operaciones de perforación de pozos (cementados, etc.)

4. Cronometraje de perforación, que por distintas velocidades, con que se atraviesan las capas, las individualiza.

5. Fotografía de las paredes de los pozos, que también se utilizan para la individualización de las capas atravesadas.

Recientemente, se han ideado métodos muy modernos y rápidos, basados en: La radioactividad de las capas, que es mucho mayor en las capas areniscas que

pueden contener petróleo El uso de la televisión para control de las perforaciones La absorción de neutrones o modificación de su velocidad, producida por los

yacimientos, que se practica para determinar su extensión.

Todos los datos reunidos, solamente proporcionan una posibilidad de existencia del yacimiento, que autoriza a realizar la gran inversión de capital requerida por la perforación de un pozo. Estos datos se concretan en la ejecución de planos estructurales, que determinan la ubicación más favorable para la perforación, y permiten el cálculo de las posibles reservas petrolíferas.

Perforación de pozos petrolíferos

Una vez elegidas las áreas con mayores probabilidades, se realizan las perforaciones, que a veces llegan a considerables profundidades, por ejemplo más de 6000 m en los Estados Unidos.

Se comienza por construir altas torres metálicas de sección cuadrada, con refuerzos transversales, de 30 m a 40 m de altura, para facilitar el manejo de los pesados equipos de perforación.

Dos son los sistemas comunes: a percusión, que es el más antiguo y casi en desuso y a rotación, que se utiliza en la mayoría de los casos.

Método a percusión

Se utiliza un trépano pesado, unido a una barra maestra que aumenta su peso, que se sostiene con un cable de acero conectado a un balancín, el cual le imprime un movimiento alternativo de ascenso y descenso, al ser accionado por un motor.

Periódicamente se retira el trépano para extraer los materiales o detritos, con una herramienta llamada cuchara.

Por su lentitud, actualmente ha caído en desuso, empleándose únicamente para pozos poco profundos.

Método a rotación

El trépano, que es hueco, se atornilla a una serie de caños

De acero que forman las barras de sondeo, que giran impulsadas por la mesa rotativa, ubicada en la base de la torre, y unida por una transmisión a cadena con los motores del cuadro de maniobras.

La mesa rotativa tiene en su centro un agujero cuadrado, por la cual se desliza una columna de perforación de la misma sección, que desciende conforme avanza el trépano.

De la parte superior de la torre se suspenden aparejos, que permiten levantar y bajar los pesados equipos.

Se inicia la perforación con el movimiento de la mesa rotativa, hasta que resulte necesario el agregado de nuevas barras de sondeo, que se enroscan miden aproximadamente 9 m.

La operación se repite todas las veces necesarias.

Los detritos son arrastrados hasta la superficie mediante el bombeo de una suspensión densa, la inyección formada por una suspensión acuosa de una arcilla especial, llamada bentonita que los técnicos analizan constantemente. Además este lodo cumple otras 2 funciones importantes: Revoca las paredes de la perforación, evitando o previniendo derrumbes; y refrigera al trépano, que se calienta en su trabajo de intenso desgaste.

Cuando se ha perforado 100 a 150 m, se entuba el pozo con una cañería metálica y cemento de fraguado rápido (cementación), para evitar posibles derrumbes ocasionados por las filtraciones de las napas de agua que se atraviesan.

Por dentro de la cañería conductora se prosigue la perforación con un trépano de menor diámetro. En los pozos muy profundos, estas disminuciones obligan a comenzar con diámetros de hasta 550 mm.

El análisis de la inyección permite saber cuando se está cerca del yacimiento, por la presencia de gases desprendidos del mismo por pequeñas grietas. Se acostumbra perforar también la capa productora, que luego se entuba con un caño perforado, para conocer su espesor y facilitar la surgencia del petróleo.

Lo más frecuente es que se perfore verticalmente. Esto se logra controlando el peso aplicado al trépano y su velocidad de rotación. Pero también puede perforarse oblicuamente, en la llamada perforación dirigida, desviando el trépano con cuñas cóncavas de acero y barras de sondeo articuladas, para alcanzar yacimientos apartados de la vertical (debajo de zonas pobladas, de mares; o para controlar pozos en erupción, mediante inyección lateral de barro o cemento). Actualmente, es frecuente terminar un pozo con un cementado, que luego se perfora con un perforador a bala.

Perforación submarina

Otro método para aumentar la producción de los campos petrolíferos es la construcción y empleo de equipos de perforación sobre el mar (ha llevado a la explotación de más petróleo). Estos equipos de perforación se instalan, manejan y mantienen en una plataforma situada lejos de la costa, en aguas de una profundidad de hasta varios cientos de metros. La plataforma puede ser flotante o descansar sobre pilotes anclados en el fondo marino, y resiste a las olas, el viento y, en las regiones árticas, los hielos. La torre sirve para suspender y hacer girar el tubo de perforación, en cuyo extremo va situada la broca; a medida que ésta va penetrando en la corteza terrestre se van añadiendo tramos adicionales de tubo a la cadena de perforación. La fuerza necesaria para penetrar en el suelo procede del propio peso del tubo de perforación.

Control de surgencia

Se comienza por bajar hasta cerca del fondo una cañería de 5 a 7,5 cm de diámetro, llamada tubería, que lleva en su extremo superior un conjunto de válvulas y conexiones denominado Árbol de Navidad, que mantiene al pozo bajo control.

La surgencia del petróleo por la tubería, se logra por métodos naturales o artificiales:

Natural

Tres son las causas que pueden originar la surgencia natural.

a. La presión del agua subyacente, que al transmitirse al petróleo, lo obliga a subir. Es la más efectiva.

b. La presión del gas libre que cubre al petróleo, que se transmite a éste y lo impulsa en su ascenso.

c. Cuando no existe gas libre y el agua no tiene presión suficiente o tampoco existe, al disminuir la presión por la perforación del pozo, el gas disuelto en el petróleo se desprende y al expandirse lo hace surgir. Es la menos efectiva de las tres.

Artificial

Puede lograrse por dos métodos:

a. Inyección a presión de agua, gas o aire. b. Bombeo mecánico con bombas aspirantes de profundidad, accionadas por gatos

de bombeo. Por lo general se efectúa el bombeo simultáneo de una serie de

pozos vecinos, conectando sus gatos de bombeo mediante largas varillas de acero, a un excéntrico que se hace girar en una estación central.

c. Bombo hidráulico, inyectando petróleo a presión que regresa a la superficie bombeado; y bombeo centrífugo, con bombas centrífugas de varias etapas, ubicadas cerca del fondo del pozo y accionadas por motores eléctricos controlados desde la superficie.

Purificación

El petróleo tal como surge, no puede procesarse industrialmente, sin separarlo antes del gas y el agua salada que lo acompañan.

Separación del gas

Se efectúa en una batería de tanques, en los cuales, por simple reposo el gas se separa espontáneamente.

Destrucción de la emulsión agua salada-Petróleo

Es uno de los problemas de difícil resoluciónque afronta la industria petrolífera. Se trata de resolverlo en distintas formas:

a. Se previene la formación de emulsiones, evitando la agitación de la mezcla de agua salada y petróleo, en las operaciones de surgencia.

b. Lavado con agua de la emulsión, seguido con una decantación posterior. c. Decantación en tanques de almacenamiento. d. Centrifugado de la emulsión e. Calentado, para disminuir la viscosidad de los petróleos densos f. Métodos químicos, térmicos o eléctricos (que son los mas efectivos para

desalinizar y deshidratar; trabaja a 11.000 voltios).

Unas vez purificado, se lo envía a tanques de almacenaje y de ellos, a las destilerías, por oleoductos u otros medios de transporte (buques cisternas, vagones tanques, etc.)

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo.

El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3".

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado.

Equipo de perforación

Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones, son los siguientes:

Torre de perforación o taladro

Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo de perforación.

Tubería o "sarta" de perforación

Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación.

Brocas

Son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo.

Malacate

Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de perforación y soporta el peso de la misma.

Sistema de lodos

Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de perforación que cumple varios objetivos: lubrica la broca, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando.

Sistema de cementación

Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del pozo tubos de acero que componen el revestimiento del mismo.

Motores

Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforación.

El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se estima entre dos a seis meses.La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más angosto. Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van utilizando brocas y tubería de menor tamaño en cada sección.

Así, por ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 26 pulgadas, en el fondo puede tener apenas 8.5 pulgadas. Durante la perforación es fundamental la circulación permanente de un "lodo de perforación", el cual da consistencia a las paredes del pozo, enfría la broca y saca a la superficie el material triturado.

Ese lodo se inyecta por entre la tubería y la broca y asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco.

El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos. Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a conocer los tipos de formación y las características físicas de las rocas, tales como densidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.

Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan "corazones" y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están perforando.

Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se solidifica.

La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se encuentra el petróleo. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama "liner de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo.

Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.

El común de la gente tiene la idea de que el petróleo brota a chorros cuando se descubre, como ocurría en los inicios de la industria petrolera. Hoy no es así. Para evitarlo, desde que comienza la perforación se instala en la boca del pozo un conjunto de pesados equipos con diversas válvulas que se denominan "preventoras".

Desde el momento en que se inicia la investigación geológica hasta la conclusión del pozo exploratorio, pueden transcurrir de uno a cinco años.

La perforación se adelanta generalmente en medio de las más diversas condiciones climáticas y de topografía: zonas selváticas, desiertos, áreas inundables o en el mar.Cuando se descubre el petróleo, alrededor del pozo exploratorio se perforan otros pozos, llamados de "avanzada", con el fin de delimitar la extensión del yacimiento y calcular el volumen de hidrocarburo que pueda contener, así como la calidad del mismo.

La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos lineamientos, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas al lecho marino o que flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos los elementos y equipo necesarios para el trabajo petrolero.

En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivos. En la mayoría de las veces los pozos resultan secos o productores de agua. En cambio, los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo.

Introducción

La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos se la considera como una producción terciaria. El primer paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes volátiles y/o el pumping o bombeo forzado para removerlo hacia la superficie. Cuando se produce una considerable disminución de esta energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección de agua. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle al mismo energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y recuperar al máximo la producción. Actualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier momento de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la necesidad de estimular la producción.

El total de la producción de petróleo, combinando el proceso o etapa primaria y secundaria es del orden del 40 % respecto dela cantidad original de materia prima en el lugar. Por eso, la recuperación asistida es de trascendental importancia en el trabajo con el pozo para aprovechar al máximo el rendimiento económico y útil del mismo.

Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del reservorio. Este estudio se realiza mediante ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las bases racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo mediante las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida. Los procedimiento de recuperación involucran la inyección de compuestos químicos disueltos en agua, inyección de gases miscibles en alternación con las aplicaciones de agua, la inyección de las denominadas micellar solutions (que son microemulsiones compuestas por sulfactantes, alcoholes y aceites crudos.), la inyección de vapor, y la combustión in-situ.

Quizás el dato más crítico acerca de la recuperación asistida es la saturación de los reservorios de petróleo. El inversionista debe evaluar la recuperación estimable de petróleo por aplicación de la recuperación asistida en función de los gastos que se generaran a consecuencia de la implantación de esta técnica, o de los estudios que se deben realizar, o de los equipos nuevos que se deben adaptar a las instalaciones existentes. La elección del proceso también se halla relacionada con la cantidad de petróleo que se estima en el lugar, la profundidad del reservorio, la viscosidad del crudo, etcétera. Consecuentemente, numerosos métodos de recuperación han sido descubiertos recientemente para la mejor adaptación a las necesidades y requerimientos del reservorio saturado.

Figura 1.1: Recuperación Asistida

El procedimiento químico general de una recuperación asistida se ilustra en la figura 1.1, utilizando el método específico de polímeros alcalinos. Por lo general , la introducción de productos químicos a un pozo se encuentra precedidas por un preflush (esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de contenidos salinos determinados por adición a la misma de cantidades específicas.) para producir un buffer acuoso compatible entre el reservorio de alta salinidad y las soluciones químicas, las cuales pueden ser adversamente afectadas por las sales en solución. Los aditivos químicos son del tipo de detergentes (generalmente petróleosulfonados.), polímeros orgánicos (para incrementar la eficacia del removido en un reservorio heterogéneo.) y micellar solutions. La solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que se halla realizado el preflush del pozo. Dicha inyección se halla proseguida por la inyección de una solución de polímeros (usualmente un poliacrilamida o polisacárido) para incrementar la viscosidad del fluido, ganar espacio y minimizar pérdidas por dilución o channeling. Finalmente, la salinidad del agua adicionada que siga a la inyección del polímero es aumentada respecto de la concentración normal que caracterizan a los fluidos petroquímicos.

Figura 1.2: Recuperación Asistida con Inyección del CO2

Otro tipo de recuperación asistida de reservorio saturado, consiste en la inyección de gas y desplazamiento del crudo por soluciones miscibles como se observa en la figura 1.2. La adición de dióxido de carbono es una de las técnicas más utilizadas en las instalaciones de recuperación en la actualidad. El mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles son:

Disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilización del gas en el crudo, Aumento del volumen de la fase oleica.

La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el petróleo crudo cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable ondulación del petróleo. Tres tipos de inyección de dióxido de carbono han sido descubiertas y aplicadas:

1. Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua, como se ilustra en la figura 1.2;

2. inyección de agua saturada con el dióxido de carbono; y finalmente, 3. inyección del gas a presión elevada.

Diversas técnicas han emergido de métodos térmicos de recuperación asistida y la elección de uno u otro depende de la evaluación del reservorio y de la economía. Los procedimientos térmicos, son especialmente utilizados en la recuperación de crudos pesados, del orden APIº< 20.

Steam Flooding (tratamiento con vapor).

Es un proceso simple en un comienzo. El vapor es generado en la superficie e inyectado por la cañería principal de manera que el contenido del pozo se disipe hacia cañerías laterales y emerja a la superficie. Este método se basa en una combinación de condiciones térmicas, reducción de la viscosidad del fluido y presión (la presión con que el fluido es disipado hacia los conductos periféricos.). El mecanismo del desplazamiento del petróleo es una combinación de cambios físicos interaccionantes, tales como la reducción de la viscosidad y la destilación del vapor. un esfuerzo considerable es

requerido para tratar al agua hirviente y a los gases resultantes de la combustión del crudo procesado, que frecuentemente contiene compuestos de nitrógeno y sulfuros.

Una segunda técnica de recuperación asistida se basa en un simple pozo de inyección y un pozo de producción o extracción. En el primero, el se inyecta vapor permitiendo que se transfiera calor a las proximidades del depósito, que anteriormente poseía una buena producción el petróleo, antes que se comience a bombear. El bombeado se realiza hasta que la producción decline debajo de un nivel aceptable, en este momento se debe repetir el ciclo de inyección de vapor.

El tercer método de recuperación asistida requiere una ignición in-situ del deposito de petróleo manteniendo un frente de combustión mediante la inyección de aire u oxigeno. Muchas zonas diferentes experimentan con las reservas. Este mecanismo es complejo, pero el frente de combustión ( y la producción de petróleo) produce una ordenada manera de forzar fuera de él una mezcla de gases de combustión, vapor, agua caliente, y petróleo movilizado. El proceso puede llevarse a cabo hasta que el frente de combustión se ha extendido en un radio tan grande desde el pozo de inyección de aire, que continuar con la inyección de aire no es más técnica o económicamente factible.

Estos, métodos de recuperación asistida implican el uso de una de las muchas técnicas que se probaron para averiguar si eran técnicamente factibles. Ningún método de recuperación asistida es tan general, sin embargo, estos pueden ser utilizados en cualquier situación.

La evidencia de un origen biogenetico del petróleo resta fuerza a el análisis de los diferentes petróleos, los cuales son grandes mezclas de hidrocarburos que contienen compuestos del nitrógeno, azufre y oxigeno en cantidades variadas que dependen del origen del petróleo.

 

Consecuencias ambientales del uso de la recuperación asistida

El uso de aditivos químicos y combustibles en los pozos petrolíferos introdujo una nueva dimensión de consecuencias ambientales. La recuperación asistida requiere de un gran numero de compuestos químicos en los pozos petrolíferos, los cuales en muchos casos están en las cercanías de una zona poblada o en zonas de campos y granjas. Los problemas ambientales llegan debido a que una gran cantidad de productos químicos, como los detergentes, bases, polímeros orgánicos, alcoholes entre otros, deben ser almacenados y utilizados en un área relativamente pequeña. Las nuevas reglamentaciones acerca le la contaminación del aire, agua, y tierra, y los nuevos controles y regulaciones, son más contemplativas que las utilizadas en caso de una técnica de recuperación primaria o secundaria.

La polución del aire causada por el uso continuo de métodos térmicos para la recuperación de petróleo en las cercanías de una población poseen una reglamentación especifica que restringe las cantidades de óxidos de azufre y nitrógeno y los hidrocarburos que pueden ser liberados. Esto tubo un gran impacto económico en los

métodos térmicos de recuperación asistida ya que el tratamiento o recuperación de los efluentes es necesario en todos los casos.

Cuando químicos líquidos o gaseosos son inyectados bajo tierra para la recuperación, son necesarios controles para eliminar las emisiones de vapores de los depósitos y los bombeadores. También deben considerarse los químicos inyectados como una potencial fuente de contaminación de el agua de las napas subterráneas que pueden tener comunicación con el deposito de petróleo, debido a fracturas, grietas, pozos abandonados, cementación incompleta, etc. Por lo tanto cada técnica de recuperación asistida lleva con sigo como carga el cuidado del medio ambiente.

 

Inundación por polímeros

La inundación por polímeros consiste en agregar polímeros al agua subterránea, para hacer decrecer su movilidad. El resultado es un incremento en su viscosidad y a la vez decrece la permeabilidad de la fase acuosa que ocurre con algunos polímeros, causa una de su baja el radio de movilidad. Esta baja incrementa la eficiencia de la inundación a través de un aumento de la eficiencia de recuperación y una disminución de la zona de saturación de petróleo. La irreversible saturación del petróleo no decrece hasta que la saturación del petróleo lo haga. La mayor eficiencia en la recuperación constituye el incentivo económico para la utilización de inundación por polímeros, generalmente, la inundación por polímeros puede ser económicamente viable únicamente cuando el radio de movilidad de las aguas subterráneas es grande, el reservorio es altamente heterogéneo o una combinación de los mismos.

Los polímeros pueden ser usados en la producción de petróleo de tres maneras:

En tratamientos en pozos cercanos para mejorar la performance de los inyectores de agua o los bombeadores de agua, mediante el bloqueo de zonas de alta conductividad

Como agente que puede unir zonas de alta conductividad en las profundidades del reservorio.

Como agente que reduce la movilidad del agua o el radio de movilidad del agua/petróleo.

El primer modo no es realmente una inundación por polímeros debido a que el verdadero agente del petróleo no es el polímero. Realmente la mayoría de las técnicas de recuperación asistida por polímeros están orientadas en el tercer modo.

La movilidad decrece en una inundación por polímeros por la inyección de agua que contiene un gran peso molecular (polímero soluble en agua). Las interacciones con la salinidad son importantes, particularmente para ciertas clases de polímeros. Virtualmente todas las propiedades de las inundaciones químicas dependen de la concentración de iones específicos más que de la salinidad solamente. La fase acuosa que contiene solamente cationes divalentes (dureza) y más critica a las propiedades químicas que las mismas concentraciones de T.D.S..

Porque del gran peso molecular (1 a 3 millones) solo una pequeña cantidad alrededor de 500g/m3 de polímero llevaran a cabo un sustancial aumento en la viscosidad del agua.

 

Método por solventes

Uno de los más modernos métodos para producir petróleo adicional es a través del uso de solventes para extraer el petróleo del medio permeable. En el comienzo de la década del 60 (aquellos años locos) el interés se centro en la inyección gas de petróleo licuado en pequeñas cantidades y luego fue desplazado por la utilización de gas seco. Este proceso se volvió económicamente menos atractivo cuando el uso del solvente se incremento. Más tarde en la década del 70, el interés de los métodos de recuperación asistida por solventes resurgieron, por un incremento en el precio del petróleo y más confianza en la habilidad para estimar la recuperación asistida durante este periodo el uso de solventes comienza a decaer en relación al uso de dióxido de carbono y otros fluidos.

Dos fluidos que mezclados en todas proporciones dan una fase de un único fluido son miscibles. Por esto los agentes miscibles se mezclan en todas proporciones con el aceite para ser desplazados. Pero muchos agentes parcialmente miscibles exhiben solo miscibilidad alrededor del crudo de petróleo en si mismo, por eso nosotros usamos la inundación térmica de solvente. en este texto. Muchos solventes, por supuesto, serán miscibles con crudo bajo las condiciones apropiadas, pero todos los solventes de interés comercial son inmiscibles en fase acuosa.

Los solventes de inundación se refieren a aquellas técnicas de recuperación asistida cuya principal función de recuperación es porque de extracción, disolución, vaporización, solubilización, condensación, o alguna otra fase de comportamiento que cambia el comportamiento del crudo. Estos métodos tienen otros, a veces muy importantes, mecanismos de recuperación (reducción de la viscosidad, solubilización en gas, etc.), pero el mecanismo primario debe ser la extracción.

Esta extracción puede ser llevada a cabo por muchos fluidos: alcoholes orgánicos, ketonas, hidrocarburos refinados, gas de petróleo condensado, gas natural y gas licuado, dióxido de carbono, nitrógeno, aire, entre otros

Abundancia Cuenca de Falcón, 120 km al SE de Coro, 25 km al SO del campo El Mene de Acosta.

Acema Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al E del campo Aguasay.

Adas Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al S del campo Oritupano.

AdM-101* Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al O del campo Oritupano.

Adobe Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al O del campo Oritupano.

Adrales Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al O del campo Oritupano.

Aguasay Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 40 km al NE del campo Guara Oeste.

Aguasay Este Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al E del campo Aguasay.

Aguasay 3* Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 45 km al NE del campo Guara Oeste.

Algarrobo Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 7 km al SO del campo Yopales.

Alpuf Cuenca de Maracaibo, 70 km al SO de Maracaibo, 20 km al S del campo Boscán.

Alturitas Cuenca de Maracaibo, 140 km al SO de Maracaibo.

Amana Cuenca de Maracaibo, 70 km al NO de Maracaibo.

Amarilis Cuenca de Maturín, grupo de campos de El Furrial, 20 km al SO de Maturín.

Anaco Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 15 km al NE del campo El Roble.

Aníbal Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 40 km al O del campo Elotes.

Apamate Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 5 km al O del campo El Toco.

Araibel Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 25 km al NE del campo Chimire.

Aricuaisá Cuenca de Maracaibo, 35 km al N del campo El Rosario, 40 km al SO del campo Alturitas.

Avipa Cuenca de Maturín, 8 km al O del campo Jusepín.

Barbacoas Cuenca de Maturín, 30 km al N del campo Las Mercedes.

Barrancas Cuenca de Barinas, flanco surandino, 15 km al NE de Barinas.

Barquis Cuenca de Maturín, 50 km al E del campo Temblador, 30 km al O del campo Tucupita.

Barso Cuenca de Maturín, 100 km al SE del campo Las Mercedes.

Barúa Cuenca de Maracaibo, 8 km al SO del campo Mene Grande.

Bejucal Cuenca de Barinas, 45 km al SE del campo Silvestre, 20 km al N del río Apure.

Belén Cuenca de Maturín, 15 km al S del campo Las Mercedes.

Bella Vista Cuenca de Maturín, 55 km al SE del campo Las Mercedes.

Boca Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al N del campo Chimire.

Boca Ricoa Cuenca de Falcón, 15 km al NE del campo Cumarebo.

Bombal Cuenca de Maturín, 60 km al E del campo Temblador, 25 km al O del campo Tucupita.

Boquerón Cuenca de Maturín, 15 km al O de Maturín.

Borburata Cuenca de Barinas, 20 km al S de Barinas.

Boscán Cuenca de Maracaibo, 50 km al SO de Maracaibo.

Bosque Cuenca de Maturín, grupo de campos de El Furrial, 36 km al O del campo El Furrial, 10 km al NO del campo El Tejero.

Bucaral Cuenca de Maturín, 10 km al SE del campo San Joaquín (grupo de campos de Anaco) y 10 km al NO del campo Mapiri (grupo de campos de Oficina).

Budare Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al SO del campo Elotes.

Cachama Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 7 km al NO del campo Chimire.

Cachicamo Cuenca de Maturín, 20 km al SE de Pariaguán.

Cachipo Cuenca de Maturín, 10 km al S del campo Quiriquire.

Cachirí Cuenca de Maracaibo, 30 km al NO del campo La Paz.

Cagigal Cuenca de Maturín, 120 km al NE del campo Las Mercedes, 80 km al O del campo San Joaquín.

Caico Este Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al NE del campo Caico Seco.

Caico Seco Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 35 km al NO del campo Oficina.

Caipe Cuenca de Barinas, 5 km al N del campo (San) Silvestre.

Cantaura Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al N del campo Mapiri.

Capacho Cuenca de Maturín, 5 km al O del campo Tacat.

Capure Cuenca de Maturín, 5 km al NE de Maturín.

Caracoles Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al S del campo Caico Seco.

Caracolito Cuenca de Margarita, 60 km al NO del campo Patao, 30 km al SE del campo

Los Testigos.

Carito Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de El Furrial, 6 km al NO del campo Musipán.

Casca Cuenca de Maturín, 35 km al O del campo Santa Ana del grupo de campos de Anaco.

Cascadas Cuenca de Maturín, 25 km al NO del campo El Toco del grupo de campos de Anaco.

Casma Cuenca de Maturín, 30 km al NE del campo Junta.

Casma Oeste Cuenca de Maturín, 35 km al NE del campo Junta.

Casón Cuenca de Maturín, 30 km al NO del campo El Toco del grupo de campos de Anaco.

CaZ-501* Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al NO del campo Caico Seco.

Centro Cuenca de Maracaibo, 80 a 100 km al S de Maracaibo, 15 km al S del área de producción más cercana en el campo Costanero de Bolívar, 30 km al O del área Ceuta.

Cerro Pelado Cuenca de Maturín, 30 km al NE del campo Santa Rosa del grupo de campos de Anaco.

Chaparrito Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 4 km al S del campo El Toco.

Chaparro Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 15 km al O del campo El Toco.

Chimire Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al N del campo Oficina.

Chimire Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 8 km al NE del campo Chimire.

Cocuina Subcuenca de Colón, 10 km al NE del campo Lorán.

Cocomón Cuenca de Maturín, 75 km al E del campo Las Mercedes.

Cóndor Cuenca de Maracaibo, 10 km al SE del campo El Totumo.

Copa Cuenca de Maturín, 75 km al E del campo Las Mercedes.

Coporo Cuenca de Maturín, 110 km al SE del campo Las Mercedes.

Corocoro Cuenca de Maturín, 12 km al NE de Pedernales, en aguas someras del golfo de Paria.

Costanero de Bolívar Cuenca de Maracaibo; se extiende por más de 100 km a lo largo de la ribera este del lago de Maracaibo; sus diferentes áreas productoras han sido descubiertas en el curso de varias décadas (Ambrosio, La Rosa, Cabimas, Punta Benítez, Tía Juana, Lagunillas, Pueblo Viejo, Bachaquero); los yacimientos más profundos, descubiertos posteriormente, aguas adentro en el lago, se designan con las letras y números del pozo descubridor (LL-370, VL-1, LL-453, VLA-14, TJ-319; las áreas descubiertas durante la década del cincuenta también son importantes (Ceuta, Lama, SVS); los límites entre las diferentes áreas productoras son puramente arbitrarios, por lo cual es incorrecto referirse al campo Lagunillas o al campo Bachaquero; es el centro vital de la industria petrolera venezolana; es uno de los tres mayores campos en el mundo. Se le denomina en la jerga petrolera "BCF", de las iniciales del nombre en inglés Bolívar Coastal field.

Cumarebo Cuenca de Falcón, 30 km al E de Coro.

Dación Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al E del campo Guara Este.

Dakoa Cuenca de Maturín, 30 a 40 km al E del campo Las Mercedes.

Dragón Cuenca de Margarita, 30 km al NE del campo Patao.

EBC* Cuenca de Cariaco, 45 km al S de la isla Tortuga.

El Furrial Cuenca de Maturín, 17 km al O de Maturín.

El Mamón Véase Urumaco.

El Mene de Acosta Cuenca de Falcón, 150 km al SE de Coro.

El Mene de Mauroa Cuenca de Falcón, 60 km al E de Maracaibo.

El Menito Cuenca de Maracaibo, 5 km al N del campo Mene Grande.

Elotes Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 50 km al O del campo Oficina.

El Roble Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 12 km al NE del campo San Joaquín.

El Rosario Cuenca de Maracaibo, 190 km al SO de Maracaibo, 50 km al N del campos Los Manueles del grupo de campos de Tarra.

El Salto Cuenca de Maturín, 25 km al E del campo Oritupano del grupo de campos de Oficina, 45 km al NO del campo Temblador.

El Tejero Cuenca de Maturín, grupo de campos de El Furrial, 15 km al SO del área Musipán del campo El Furrial.

El Toco Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 20 km al SO del campo Santa Ana.

Ensenada Cuenca de Maracaibo, 35 km al S de Maracaibo.

Esquina Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al SO del campo Chimire.

Esquina Sur Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al NO del campo Oficina.

Estero Cuenca de Barinas, 3 km al N del campo Silvestre.

Faja del Orinoco Cuenca de Maturín. El CFO es la mayor acumulación de hidrocarburos del mundo; se extiende al oeste del meridiano de Puerto Ordaz, al norte del río Orinoco y del escudo de Guayana, por 480 km; cubre 13 600 km2, sin indicios significantes de petróleo en la superficie. Descubierto en 1938, se llamó inicialmente "Faja bituminosa" ("tar belt"); comenzó a ser delineado sistemáticamente en 1967. Las áreas principales de producción, en base a la productividad y reservas, son de este a oeste Cerro Negro, Hamaca, Pao, San Diego, Zuata y Machete.

Finca Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 30 km al NO del campo Oficina.

Freites Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al N del campo Chimire.

Galán Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 8 km al N del campo Mapiri.

Ganso Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al S del campo Guara Este.

García Cuenca de Maracaibo, 5 km al SE del campo Los Claros, 5 km al NO del campo Urdaneta.

GG-401* Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 8 km al E del campo Guara Oeste.

GM-2* Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al S del campo Guara Oeste.

GM-4* Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 8 km al O del campo Guara Oeste.

Gozo Cuenca de Maturín, 50 km al SE del campo Las Mercedes.

Grico Cuenca de Maturín, 40 km al O del campo Las Mercedes.

Guafita Subcuenca de Apure, 45 km al SO de Guasdualito, 3 km al N del río Arauca y 25 km al N del campo Caño Limón en Colombia.

Guanoco Cuenca de Maturín, 60 km al NE de Maturín.

Guanoco Este Cuenca de Maturín, 20 km al SE del campo Guanoco.

Guara Central Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al NE del campo Oficina.

Guara Este Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 30 km al NE del campo Oficina.

Guara Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 6 km al N del campo Guara Oeste.

Guara Oeste Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al NE del campo Oficina.

Guaraní Cuenca de Maracaibo, piedemonte perijanero, 20 km al N de la Villa del Rosario.

Guario Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 15 km al NE del campos San Joaquín.

Guavinita Cuenca de Maturín, 30 km al SO del campo Las Mercedes.

Güere Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 40 km al NO del campo Chimire.

Güico Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al O del campo Guara Oeste.

Güico Oeste Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al O del campo Güico.

Güico Sur Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al S del campo Güico.

Hato Cuenca de Barinas, 8 km al SO del campo Silvestre.

   

Hombre Pintado Cuenca de Falcón, 16 km al NE del campo El Mene de Mauroa.

Icacos Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 6 km al S del campo Caico Seco.

Icón Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al SO del campo Caico Seco.

Icotea Cuenca de Maracaibo, aguas adentro en el lago, 45 km al S de Maracaibo.

Ida Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al NO del campo Elotes.

Inca Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 7 km al SO del campo Caico Seco.

Ipire Cuenca de Maturín, 110 a 120 km al SE del campo Las Mercedes, 110 km al O del campo Oficina.

Ira Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 25 km al O del campo Caico Seco.

Iris Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al SO del campo Güere.

Isla Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al SO del campo Caico Seco.

Isleño Cuenca de Maturín, 20 km al SE del campo Temblador.

Javilla Cuenca de Maracaibo, 40 km al NO de Maracaibo.

Jobal Cuenca de Maturín, 70 km al NE del campo Las Mercedes.

Jobo Cuenca de Maturín, 25 km al SO del campo Temblador.

Juanita Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al O del campo Elotes.

Junta Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al O del campo Oritupano.

Jusepín Cuenca de Maturín, 35 km al O de Maturín; es una estructura única, cuyas áreas de producción recibieron diferentes nombres de los distintos concesionarios (Jusepín, Santa Bárbara, Mulata, Muri, Travieso).

Kaki Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 8 km al O del campo Mapiri.

La Alquitrana Cuenca de Maracaibo, cerca de la frontera colombiana, 18 km al SO de San Cristóbal.

La Ceiba Cuenca de Maturín, 25 km al NE del campo Santa Rosa del grupo de campos de Anaco.

La Ceiba Cuenca de Maracaibo, 30 km al S del campo Motatán, 8 km al E del puerto La Ceiba.

La Ceibita Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al N del campo Soto.

La Concepción Cuenca de Maracaibo, 20 km al O de Maracaibo.

La Doncella Cuenca de Barinas, frente de montaña surandino, 25 km al SO de San Carlos.

La Freitera Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 35 km al N del campo Chimire.

La Loma Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 5 km al E del campo San Roque.

La Paz Cuenca de Maracaibo, 40 km al O de Maracaibo.

La Vela Cuenca de Falcón, 20 km al NE del campo Cumarebo.

La Victoria Subcuenca de Apure, 45 km al O del campo Guafita.

La Vieja Cuenca de Maturín, 35 km al NE del campo Santa Rosa.

Lago Cuenca de Maracaibo, 100 km al S de Maracaibo, 10 km al E del área Lama del campo Costanero de Bolívar.

Lamar Cuenca de Maracaibo, 110 km al S de Maracaibo, 30 km al S del área Lama del campo Costanero de Bolívar.

Lamar Norte Cuenca de Maracaibo, 12 km al N del campo Lamar, 15 km al S del área Lama del campo Costanero de Bolívar.

Largo Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al N del campo Soto.

Las Cruces Cuenca de Maracaibo, grupo de campos de Tarra, 225 km al SO de Maracaibo, cerca de los límites con Colombia.

Las Lomas Cuenca de Barinas, 50 km al SO de Barinas.

Las Mercedes Cuenca de Maturín, 150 km al S de Caracas, 360 km al E de Maturín.

Las Ollas Cuenca de Maturín, 35 km al O del campo El Toco del grupo de campos de Anaco.

Las Palmas Cuenca de Falcón, 130 km al SO de Coro, 40 km al NE del campo El Mene de Mauroa.

Las Piedritas Cuenca de Maturín, 60 km al SE del campo Quiriquire.

Lazo Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al E del campo Lobo.

Lechozo Cuenca de Maturín, 25 km al NO del campo Las Mercedes.

Leguas Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 12 km al E del campo Guara Este.

Lejos Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 25 km al E del campo Guara Este.

Leona Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 55 km al NE del campo Oficina.

Lestes Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al NE del campo Lobo.

Levas Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 25 km al SE del campo Guara Este.

Libro Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al E del campo Lobo.

Lido Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al NE del campo Guara Este.

Limón Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al N del campo Guara Este.

Lobo Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 30 km al E del campo Guara Este.

Lorán Subcuenca de Colón, 90 km al SE de la punta Galeota de la isla de Trinidad, 170 km al E franco del campo Pedernales.

Los Barrosos Cuenca de Maracaibo, 5 km al N del campo Mene Grande.

Los Caritos Cuenca de Maturín, 40 km al NE del campo Temblador.

Los Claros Cuenca de Maracaibo, 60 km al SO de Maracaibo.

Los Manueles Cuenca de Maracaibo, grupo de campos de Tarra, 15 km al N del campo Las Cruces.

Los Mangos Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al NO del campo Caico Seco.

Los Testigos Cuenca de Margarita, 95 km al NO del campo Patao, 40 km al NE del archipiélago Los Testigos.

Lustro Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 3 km al S del campo Lobo.

LVC-2* Cuenca de la Ensenada de La Vela, 5 km al N de La Vela de Coro.

LVC-4* Cuenca de la Ensenada de La Vela, 11 km al N de La Vela de Coro.

LVC-5* Cuenca de la Ensenada de La Vela, 15 km al N de La Vela de Coro.

LVC-12* Cuenca de la Ensenada de La Vela, 8 km al NE de La Vela de Coro.

LVC-13* Cuenca de la Ensenada de La Vela, 14 km al NE de La Vela de Coro.

Machiques Cuenca de Maracaibo, 25 km al NO del campo Alturitas, 8 km al S de Machiques.

Macoa Cuenca de Maracaibo, 110 km al SO de Maracaibo.

Mahomal Cuenca de Maturín, 90 km al SE del campo Las Mercedes.

Manresa Cuenca de Maturín, 25 km al N de Maturín.

Mapiri Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 25 km al N del campo Chimire.

Mapiri Este Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al E del campo Mapiri.

Maporal Cuenca de Barinas, 8 km al N del campo Silvestre.

Mapuey Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al O del campo Caico Seco.

Mara Cuenca de Maracaibo, 35 km al NO de Maracaibo y 20 km al NE del campo La Paz.

Mara Oeste Cuenca de Maracaibo, 25 km al N del campo La Paz.

Maracaibo Sur Cuenca de Maracaibo, 15 km al S de Maracaibo.

Mata Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina; son por lo menos 15 campos individuales, 20 km al N y 25 km al NE del campo Guara Oeste.

Mata Grande Cuenca de Maturín, grupo de campos de Jusepín, 10 km al O del área Santa Bárbara del campo Jusepín.

Maulpa Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al N del campo Soto.

Media Cuenca de Falcón, 7 km al NE del campo El Mene de Mauroa.

Mejillones Cuenca de Margarita, 20 km al O del campo Patao.

Melones Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 35 km al SE del campo Guara Este.

Mene Grande Cuenca de Maracaibo, 130 km al SE de Maracaibo, 20 km al SE del área Machango del campo Costanero de Bolívar.

Merey Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 35 km al SE del campo Oficina.

Miga Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 30 km al SE del campo Oficina.

Mingo Cuenca de Barinas, 10 km al S del campo Sinco.

Misoa Cuenca de Maracaibo, 7 km al N del campo Mene Grande.

Monal Cuenca de Maturín, 45 km al E del campo Las Mercedes.

Monte Claro Cuenca de Falcón, 170 km al SO de Coro y 40 km al E del campo El Mene de Mauroa.

Morichal Cuenca de Maturín, 40 km al SO del campo Temblador.

Morro Cuenca de Maturín, aguas adentro en el golfo de Paria, 35 km al NE del campo Pedernales.

Motatán Cuenca de Maracaibo, 10 km al SE del campo Mene Grande.

MTC* Cuenca de Cariaco, 30 km al E de la isla La Tortuga.

Nardo Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al NE del campo Guara Oeste.

Netick Cuenca de Maracaibo, 10 km al N del campo La Paz.

Nidos Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 30 km al N del campo Chimire.

Nieblas Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al NE del campo Guara Oeste.

Nigua Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 25 km al NE del campo Guara Oeste.

Nipa Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al N del campo Guara Oeste.

Nipa Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al N del campo Nipa.

Nipa Oeste Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al O del campo Nipa.

Obispo Cuenca de Barinas, 50 km al SSE de Guanare.

Oca Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al SE del campo Oficina.

Oficina Cuenca de Maturín; el campo Oficina está ubicado a 150 km al SO de Maturín, pocos kilómetros al O del centro geográfico del área que ocupan los campos del grupo Oficina; el área del grupo es oval y se extiende por 170 km en dirección E-O y por 80 km en dirección N-S; la identificación de los campos individuales es imprecisa, y a veces arbitraria.

Oficina Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 7 km al N del campo Oficina.

Oleos Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al E del campo Oveja.

Onado Cuenca de Maturín, 30 km al NE del campo Aguasay.

Oritupano Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 40 km al E del campo Leona.

Oritupano Sur Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al S del campo Oritupano.

Orocual Cuenca de Maturín, 8 km al NE del campo Jusepín, 20 km al SO del campo Quiriquire.

Oscurote Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 25 km al NE del campo Guara Oeste.

Oscurote Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al N del campo Oscurote.

Ostra Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al SE del campo Oficina.

Oveja Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al S del campo Oficina.

Páez Cuenca de Barinas, 10 km al SO del campo Silvestre.

Palacio Cuenca de Maturín, 25 km al SO del campo Las Mercedes.

Palmita Cuenca de Barinas, 5 km al N del campo Silvestre.

Patao Cuenca de Margarita, 40 km al N del promontorio de Paria, 130 km al SE del archipiélago Los Testigos.

Patao Sur Cuenca de Margarita, 15 km al S del campo Patao.

Pato Cuenca de Maturín, 15 km al E del campo Santa Rosa del grupo de campos de Anaco.

Pedernales Cuenca de Maturín, 100 km al NE de Maturín.

Pelayo Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 35 km al E del campo Guara Este.

Pilón Cuenca de Maturín, 10 km al S del campo Temblador.

Piragua Cuenca de Maturín, 40 km al SO del campo Las Mercedes.

Pirital Cuenca de Maturín, 40 km al O del campo Jusepín.

Placer Cuenca de Maturín, 50 km al NE del campo Las Mercedes.

PMN* Cuenca de Cariaco, 50 km al NO de la isla de Margarita, 45 km al E de la isla de La Tortuga.

Posa 112* Cuenca de Maturín, aguas adentro en el golfo de Paria, 30 km al NE del campo Pedernales.

Posa 117* Cuenca de Maturín, aguas adentro en el golfo de Paria, 25 km al NE del campo Pedernales.

Pradera Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al NO del campo Oficina.

Punzón Cuenca de Maturín, son dos pequeños campos, 30 km al O del campo Las Mercedes.

Quiamare Cuenca de Maturín, 40 km al N del campo Santa Rosa del grupo de campos de Anaco.

Quiriquire Cuenca de Maturín, 25 km al N de Maturín.

Quiroz Cuenca de Maracaibo, 40 km al E del área Ambrosio del campo Costanero de Bolívar, 25 km al SO del campo El Mene de Mauroa.

Retumbo Cuenca de Maturín, 130 km al SE del campo Las Mercedes, 110 km al O del campo Oficina.

Rincón Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, son dos pequeños campos, 10 km al E del campo Santa Ana.

Río Caribe Cuenca de Margarita, 24 km al N de la costa de la península de Paria, 50 km al O del campo Patao.

Río de Oro Cuenca de Maracaibo, cerca de la frontera colombiana, 225 km al SO de Maracaibo.

Roblote Cuenca de Maturín, 25 km al O del campo El Toco del grupo de campos de Anaco.

Rosal Cuenca de Maturín, 10 km al N del campo Santa Rosa del grupo de campos de Anaco.

Rositas Cuenca de Maturín, 35 km al SE del campo Las Mercedes.

Ruiz Cuenca de Maturín, 45 km al SE del campo Las Mercedes.

Sabán Cuenca de Maturín, 65 km al E del campo Las Mercedes.

San Joaquín Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 150 km al SE de Maturín.

San José Cuenca de Maracaibo, 110 km al SO de Maracaibo, 35 km al N del campo Alturitas.

San Julián Cuenca de Maracaibo, 25 km al N del campo Alturitas, 15 km al E de Machiques.

San Luis Cuenca de Maturín, 10 km al S del campo Quiriquire.

San Ramón Cuenca de Maracaibo, 20 km al O del campo Maracaibo Sur.

San Roque Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 15 km al O del campo San Joaquín.

San Vicente Cuenca de Maturín, 25 km al ESE del campo Quiriquire.

Santa Ana Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 15 km al SO del campo San Joaquín.

Santa Fe Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al NO del campo Chimire.

Santa Rosa Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 15 km al NE del campo San Joaquín.

Santa Rosa Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de Anaco, 15 km al NE del campo Santa Rosa.

Sanvi Cuenca de Maturín, 12 km al NO del campo Elotes del grupo de campos de Oficina.

Sapo Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 3 km al SE del campo Mapiri.

Sibucara Cuenca de Maracaibo, 5 km al SO de Maracaibo; parte del área probada está

dentro de los límites urbanos.

Silván Cuenca de Barinas, 10 km al NO del campo (San) Silvestre.

(San) Silvestre Cuenca de Barinas, 35 km al SE de Barinas.

Sinco Cuenca de Barinas, 5 km al S del campo (San) Silvestre.

SLA-6* Cuenca de Maracaibo, 20 km al S del campo Lamar.

SLC-1* Cuenca de Maracaibo, 20 km al S del campo Centro.

SLE-4* Cuenca de Maracaibo, 50 km al S del campo Lamar.

Socororo Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al O del campo Yopales.

Socuavó Cuenca de Maracaibo, 15 km al NO del grupo de campos de Tarra.

SOL-2* Cuenca de Maracaibo, 25 km al O del campo Lamar.

SOL-4* Cuenca de Maracaibo, 30 km al O del campo Lamar.

Soto Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al N del campo Chimire.

Soto Este Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al E del campo Soto.

Soto Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al NO del campo Soto.

Soyas Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 15 km al N del campo Chimire.

Tacat Cuenca de Maturín, grupo de campos de Jusepín, 10 km al O del área Santa Bárbara del campo Jusepín.

Tácata Cuenca de Maturín, 8 km al O del campo Tacat.

Tagua Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al N del campo Caico Seco.

Tamán Cuenca de Maturín, 60 km al NE del campo Las Mercedes.

Tarra Oeste Cuenca de Maracaibo, grupo de campos de Tarra, 15 km al SO del campo Las Cruces.

Tascabaña Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al O del campo Chimire.

Temblador Cuenca de Maturín, 100 km al S de Maturín.

Texas Cuenca de Maturín, grupo de campos 10 km al NE del campo Tucupita.

Tiguaje Cuenca de Falcón, 130 km al SO de Coro.

Tomoporo Cuenca de Maracaibo, 20 km al S del campo Mene Grande.

Tonoro Cuenca de Maturín, 20 km al N del campo Aguasay.

Tonoro Este Cuenca de Maturín, 5 km al NO del campo Tonoro.

Torunos Cuenca de Barinas, 20 km al SE de Barinas, 10 km al S de Obispos.

Totumo Cuenca de Maracaibo, 85 km al O de Maracaibo, 40 km al SO del campo La Paz.

Trico Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al O del campo Oficina.

Tropical Cuenca de Maturín, 10 km al SO del campo San Luis.

Tucupido Cuenca de Maturín, 60 km al NE del campo Las Mercedes.

Tucupita Cuenca de Maturín, 80 km al E del campo Temblador.

Uracoa Cuenca de Maturín, 30 km al E de Temblador.

Urdaneta Cuenca de Maracaibo, a lo largo de la ribera occidental del lago, 60 km al S de Maracaibo.

Urumaco Cuenca de Falcón, 70 km al SO de Coro.

Valle Cuenca de Maturín, grupo de cuatro campos pequeños de 40 a 45 km al SE del campo Las Mercedes.

Yopales Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al SO del campo Oficina.

Yopales Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al O del campo Oficina.

Yopales Sur Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 20 km al S del campo Yopales.

Yucal Cuenca de Maturín, 60 km al N del campo Las Mercedes.

Zapatos Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 40 km al NE del campo Chimire.

Zeta Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 30 km al N del campo Guara Este.

Zorro Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 10 km al N del campo Zumo.

Zumo Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 30 km al NE del campo Guara Oeste.

Zumo Norte Cuenca de Maturín, grupo de campos de Oficina, 5 km al N del campo Zumo.

* Nombre o siglas del pozo descubridor.

Tomado de:

MARTINEZ, A. (2000). Cronología del petróleo venezolano. Octava Edición. Fondo Editorial del CIED.

Enviar Comentarios | Campos Petrolíferos de Venezuela Código Geológico de Venezuela

© PDVSA-Intevep, 1997