Exploracion Petrolera

 

 Estudio de información geológica: Migración de los hidrocarburos, Trampas.

 

Es la información geológico-minera y de geociencias generada y acumulada por más de siete décadas de exploración y de instituciones afines, puesta a su disposición a través de Internet, así como las bases de datos de nuestras publicaciones en biblioteca y mapoteca; que se concentran en todas y cada una de las oficinas de atención distribuidas estratégicamente en la República.

migracion de hidrocarburos

La migración de los hidrocarburos es un proceso complejo que involucra un movimiento del petróleo y el gas de su roca madre de grano fino a las rocas reservorio permeables de grano grueso. 

En primer lugar, debe establecerse una distribución importante entre migración primaria y la migracion secundaria. 

•     Migración Primaria

La migración primaria puede describirse como uno de los grandes misterios de la Geología del Petróleo, por dos razones principales: el tamaño de poro pequeño de las lutitas compactadas, y la baja solubilidad de los hidrocarburos en agua.

 Existen aspectos fisicos-quimicos claves de la migracion primaria que deben tomarse en consideración, como lo son la presión-temperatura y la compactación de la roca. 

La migracion  primaria posee dos problemas:

•  Tamaño del Poro en la Roca Madre

El primer problema es el pequeño tamaño de poro de las rocas madres. Para el tiempo en que las lutitas han sido enterradas a profundidades de 2 Km., alrededor de la cual la generación de petróleo tiene lugar, los diámetros de poros son reducidos alrededor de 50°A. 

El paso del petróleo por estos poros no es fácil, sea cual fuere el mecanismo involucrado. La compactación de las lutitas puede causar elevación de la presión, no obstante, esto puede producir una red de microfracturas con diámetros más grandes que los poros. 

La generación de metano a profundidades de 3 a 4 Km., puede incrementar la presión y causar microfracturamiento.

   

•   Solubilidad de los Hidrocarburos en Agua

El segundo problema principal es la baja solubilidad de los hidrocarburos en agua, aún en temperaturas de 200°C (por encima de la ventana de petroleo), por lo que es difícil explicar la forma en que los mismos son expulsados de la roca madre (algunas teorías incluyen: formación de protopetróleo soluble en agua, modelos no acuosos tales como el gas a alta presión, etc.).

 

 

• Migración Secundaria

La migración secundaria es mucho mejor entendida que la primaria. En ésta, el petróleo se presenta como gotitas discretas que migran a través de un conducto húmedo al agua, poroso y permeable. 

Debido a que los diámetros de poros son grandes, entonces las gotitas de petróleo relativamente grandes pueden ser acomodadas. Los procesos físicos involucrados son simples: flotación, presión capilar e hidrodinámica.

Con la flotación, las gotitas de petróleo se mueven hacia arriba a través de capas transportadoras con una fuerza que depende principalmente de la diferencia de densidad entre el petróleo y el agua de formación.

 

 

 

        Trampa petrolífera

Una trampa petrolífera o trampa de petróleo es una estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del petroleo, manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable subterránea. El petróleo así acumulado constituye un yacim secundario y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén. 

Trampas estratigráficas

Se forman cuando, en una sucesión estratigráfica, las capas suprayacentes a una capa porosa son impermeable, sellándola e impidiendo el flujo del petróleo. En todos los casos los hidrocarburos fluyen hacia la parte superior de la roca almacén.

Por cambios laterales de facies: por acuñamiento y desaparición lateral de capas porosas o por cambios en la porosidad de una misma capa; de este tipo son el 7% de las trampas.En esta categoría pueden entrar las facies arrecifales, debidas a corales, arqueosiatos, rudista, etc., que suelen mostrar una alta porosidad y bruscos cambios de facies; representan el 3% de las trampas conocidas.

Las discordancia pueden asimismo formar trampas al petróleo, cuando disectan una capa porosa y son cubiertas por materiales impermeables. Suponen el 3% de las trampas.

Trampas estructurales

Cuando la causa es tectonica. Puede ser una falla(1% de las trampas)¹​ que ponga en contacto una roca impermeable con otra porosa, produciendo un escalón en donde se acumula el petróleo, o más frecuentemente por un pliegue anticlinal , que forma un recipiente invertido en el que queda atrapado el petróleo en su lenta huida hacia la superficie. Los anticlinales suponen el 80% de las trampas.También son trampas de tipo estructural las acumulaciones de petróleo que se pueden producir asociadas a las estructuras periféricas de un demo salino.

 

 

 

Trampas mixtas

Están formadas por la combinación de trampas estratigráficas y trampas estructurales. Suponen el 6% de las trampas petrolíferas.

 

Trampa de rocas bituminosas

A veces la concentración es tan alta que los gases comprimen con fuerza, y sumado esto a la compresión por las fuerzas tectónicas provoca que las capas superior e inferior de arcillas o margasterminen por empaparse de petróleo a pesar de su resistencia a la permeabilidad, transformándose en lo que se denomina rocas bituminosas o esquitos bituminosos.

La misma resistencia que ofrecen a coger petróleo la presentan a dejar escapar el petróleo que contienen, por lo que este recurso natural no ha sido tradicionalmente considerado como reserva natural de petróleo por la industria extractora de crudo. El avance futuro de la tecnología y el previsible aumento del precio del petróleo conforme se vaya agotando en el futuro podría convertir en económicamente rentable la extracción a partir de rocas bituminosas, aumentando así en gran medida las reservas mundiales de este importante y cada vez más escaso recurso natural. 

 

-Métodos geofísicos de exploración:

  Métodos de exploración Entre los métodos más importantes utilizados en la exploración geofísica del subsuelo, según las propiedades a estudiar, están: los sísmicos, geo-eléctricos, gravimétricos, magneto-métricos y termométricos.

 

• Métodos sísmicos:Éstos se utilizan para medir la velocidad de propagación de las ondas acústicas en el subsuelo, lo que permite caracterizar al mismo desde la superficie, a centenas o miles de metros en los que intervienen parámetros relacionados con la naturaleza de las rocas o de los medios que atraviesan. 

          

• Gravimetría: Ésta permite caracterizar el subsuelo, a través de mediciones del campo natural gravimétrico terrestre, es decir, aprovechando las diferencias de gravedad en distintos sectores, por mayor mineralización en ciertas áreas que en otras, conocidas como formaciones geológicas. 

 

• Magnetometría:La prospección magnética es una técnica basada en la medida y el estudio de las variaciones del campo magnético terrestre, a partir de la cual se obtienen medidas del valor total del campo magnético o bien, opcionalmente, del gradiente de dicho campo magnético, Estas variaciones, se deben a la presencia de cuerpos susceptibles de ser magnetizados que, por tal motivo, contribuyen a modificar el campo magnético terrestre en su entorno.

                                                               

• Termovisión:La utilización de satélites artificiales para la exploración del subsuelo puede considerarse como una tecnología no convencional y desde mi punto de vista, una gran ventaja actual con brillante futuro, son las coordenadas con puntos específicos para analizar el área deseada y un objetivo claro de lo que se busca; gran parte del trabajo puede desarrollarse y evaluarse desde gabinete, además de complementarse, con base en los hallazgos, con otras técnicas, cuya sinergia resultante, daría un gran valor agregado para encontrar todo tipo de yacimientos.

                Métodos eléctricos

Los métodos eléctricos son un tipo de metodos fisologicos, y constituyen pruebas realizadas para la determinación de las características geotécnicas de un terreno, como parte de las técnicas de reconocimiento de un reconocimiento geotecnico.

Permiten evaluar la resistividadmedia del subsuelo mediante la medición de una diferenci potencial entre dos electrodos situados en la superficie.

El flujo de corriente a través del terreno discurre gracias a fenómenos electrolíticos, por lo que la resistividad depende básicamente de la humedad del terreno y de la concentración de sales en el agua intersticial. Por ello existe una gran variabilidad de valores de la resistividad para cada tipo de terreno, con rangos muy amplios. 

     Los métodos eléctricos para el estudio del subsuelo funcionan aplicando una corriente eléctrica (Amp) continua (DC) al subsuelo por un par de electrodos y midiendo su diferencia de potencial (V) en otro par de electrodos. Relacionando estas dos magnitudes, podemos determinar la distribución resistiva vertical y horizontal del subsuelo, tomando lecturas desde la superficie de la misma. La resistividad del suelo se relaciona con varios parámetros geológicos como el mineral, contenido de fluido, porosidad de la roca y saturación de agua.

Sondeos Eléctricos Verticales (SEV)

Los SEV´s son utilizados para determinar puntualmente en profundidad las diferentes capas del subsuelo, se interpretan de manera vertical determinando capas horizontales con diferentes valores resistivos y de espesor. El resultado de la interpretación se integra con la geología del área de estudio asociándola con los diferentes materiales y sus propiedades correspondientes, dicha integración nos proporciona los cortes geoeléctricos donde podemos determinar acuíferos, yacimientos, basamento, rellenos y características de las rocas.

 

Tomografía eléctrica

Este método consiste en obtener información de la distribución resistiva del subsuelo sobre un perfil, se utilizan diferentes tipos de dispositivos tetraelectródicos (dipolo - dipolo, polo - dipolo), y su principal función es determinar de manera lateral los cambios en la estructura geológica del subsuelo. Obtenemos una interpretación 2-D que al ser integrada con la geología podemos describir diferentes anomalías asociadas a fallas, fracturas, cavernas, oquedades, basamento, plumas contaminantes.

 

        

Polarización Inducida (PI)

En la polarización utilizamos el mismo método de la tomografía eléctrica, a diferencia de la Tomografía Eléctrica las mediciones se hacen en función del tiempo así pudiendo obtener la cargabilidad del terreno tan solo calculando el tiempo de descarga en los electrodos de potencial (caída de voltaje). Y con los resultados podemos describir anomalías correlacionadas principalmente a minerales con propiedades susceptibles a la corriente eléctrica tales como son el oro, plata, hierro, etc.

  video explicativo

-Exploración aérea y costa afuera

 

Fotografías aéreas

Tienen como base la interpretación de fotografías tomadas desde aviones o satélites. Tiene la ventaja de reconocer grandes áreas en poco tiempo. La desventaja es que se necesita complementar el estudio con otro método directo.

COSTA AFUERA:

Abarca la búsqueda, procesamiento e interpretación de los datos geológicos, petrofísicos y geoquímicos provenientes de las pruebas realizadas bajo el agua, con la posterior perforación de un pozo tanto en mar abierto, mares interiores y lagos como el de Maracaibo.

Estudio del Área

 Etapa1

• Geología de Superficie, es el Estudio Geológico exploratorio de una zona determinada de la superficie; mediante recorridos, encaminamientos, recolección de muestras, mediciones, etc. con el objetivo de seleccionar las áreas más promisorias, en base a la información geológica existente de la superficie. La evaluación preliminar de los resultados, obtenidos de la exploración Geológica de Superficie, más la obtenida de estudios anteriores, de mapas, de fotos aéreas, de imágenes satelitales, etc. permite decidir y definir las áreas sobre las cuales se debe realizar las Prospecciones Geofísicas

 

• Prospectiva Geofísica, podemos usar esta definición; “La Geofísica es la ciencia cuyo objeto es el estudio científico de la Tierra y su aplicación a la búsqueda de recursos naturales, reducción de efectos causados por desastres naturales y la preservación del medio ambiente”, (fuente, Ministerio de Fomento del gobierno Español).

·         La sísmica de reflexión consiste en emitir ondas de sonido en la superficie del terreno (con explosivos enterrados en el suelo o con camiones vibradores en el caso de exploración en tierra o con cañones de aire en el mar, en el caso de exploración en cuencas marinas), las que se transmiten a través de las capas del subsuelo y son reflejadas nuevamente hacia la superficie cada vez que haya un cambio importante en el tipo de roca.

·         Las ondas recibidas en superficie se miden por el tiempo que tardan en llegar, de lo que se infiere la posición en profundidad y la geometría de las distintas capas. El producto final es una “imagen” del subsuelo.                                                                                                          

 

 

.2 Interpretación Geocientífica (Geofísica – Geología)

Luego de la obtención de los datos Geológicos (geología de campo, estudios anteriores, mapas, fotos aéreas, imágenes satelitales, etc.) y de los Geofísicos (gravimetría, magnetometría, geoquímica, sísmica, etc.). Se procede al procesamiento de estos datos por especialistas en Geociencias (Geofísicos y Geólogos o especialistas en ambas ramas) quienes también interpretarán los resultados y determinarán las ubicaciones para la perforación de los pozos exploratorios. Estas recomendaciones y estudios se delegan a los especialistas en Ingeniería de Petróleo.

3 Perforación Exploratoria

La única forma de verificar la existencia de petróleo en el subsuelo, aún después de explorar su probable ubicación, es perforar un pozo en el lugar. A partir de 1901 se comenzó a utilizar el sistema de rotación, método con el que se pasa de la percusión a cable a la rotación del trépano (broca) por medio de una columna de tubos. Este cambio de tecnología generó nuevas prácticas, como por ejemplo el empleo de la circulación de fluidos para la limpieza del hueco, el desarrollo de trépanos de conos, etc., lo que permitió grandes avances reduciendo tiempos de perforación, los costos y alcanzar mayores profundidades. Hoy en día la perforación de pozos para petróleo y/o gas se realiza en tierra o desde la superficie del agua, ya sea en pantanos, lagos o mar, requiriendo en cada caso de distinto equipo, apoyo y tecnologías.

 

La perforación. El equipo: herramientas y sistemas auxiliares.

El equipo de perforación rotario consiste en un sistema mecánico o electromecánico, compuesto por una torre o mástil que soporta un aparejo diferencial: juntos conforman un instrumento que permite el movimiento de tuberías con sus respectivas herramientas, que es accionado por una transmisión energizada por motores a combustión o eléctricos. Este mismo conjunto impulsa simultánea o alternativamente una mesa de rotación que contiene al vástago (kelly), tope de la columna perforadora y transmisor del giro a la tubería.

Principales cuencas petrolíferas:   1. Cuenca del Lago de Maracaibo Hasta el año 1998 fue la cuenca de mayor producción del país. En el año 2000 el 46,6% de la producción nacional se produjo en ésta cuenca. en la actualidad posee 13.000 pozos activos y su capacidad de producción es de 1.885 millones de barriles diarios. Pozos petroleros de la cuenca del Lago de Maracaibo Lagunillas, Tía Juana, Barraquero, La Paz, Lama, Cabimas, Mene Grande, Las Manuelas, Boscan, Concepción.     Actividad petrolera en el Lago de Maracaibo. 2. Cuenca de Falcón Está relacionada geológicamente con la cuenca del Lago de Maracaibo. En el año 2000 produjo el 0,03% de la producción nacional que equivale a 375 millones de barriles de petróleo. Pozos petroleros de la cuenca de Falcón Mene media, Hombra pintado, Mene Mauroa, Tiguaje. 3. Cuenca Barinas-Apure Abarca una extensión de 87.000 km2, está integrada por los estados Apure, Portuguesa y Barinas. Posee 350 pozos activos y su capacidad de producción es de 166 millones de barriles diarios. Los pozos que están siendo explotados actualmente son: Hato Viejo, Maporal, Silvan, Páez, Sinco, Silvestre 4. Cuenca Oriental y Faja del Orinoco Posee una extensión de 153000 km2, en ella se encuntra en la Faja petrolífera del Orinoco, donde se produce el petróleo pesado con alto contenido de azufre. Incluye las areas pteroleras de los estados Monagas, Sucre, Anzoátegui, Guárico y Delta Amacuro. Lo que la convierte en la más extensa e importante de Venezuela. En la actualidad cuenta con 3.300 pozos activos. En esta cuenca se producen los crudos pesados y extra pesados que son enviados a mercados secundarios para ser procesados. Se subdivide en tres subcuencas: la subcuenca de Guárico, la subcuenca de Maturín y la subcuenca de Paria. Los pozos que están siendo explotados actualmente son: •          Anzoátegui: Oficina, Guara, Santa rosa, Nipa, Merey, Dacion, Leona, Yoaples •          Monagas: Lobo, Acema, Pilón, Quiriquire, Oritupano, Morichal. •          Guárico: Budare, Las mercedes, Gabán, Ruiz, Barzo. •          Delta Amacuro: Tucupita, Perdenales •          Faja Petrolífera del Orinóco     5. Cuenca de Margarita Se ubica a 95 km al Noreste del Campo Patao y 40 Km al Sureste del Archipiélago los Testigos. 6. Cuenca Tuy-Cariaco Sus 14.000 km2 se extienden desde Barlovento, estado Miranda, hasta el Golfo fe Cariaco en Sucre, casi en su totalidad está cubierta por el Mar Caribe. Incluye la península de Araya y las Islas de Margarita, coche y Cubagua. Actualmente se estudia el valor comercial del petróleo que potencialmente podría haber en esta cuenca. Esta cuenca aun esta en exploración. Posee una gran reserva de gas licuado. En esta cuenca se encuentran las subcuenca del Tuy y de Cubagua. Reservas probadas petróleo Según información suministrada por Pdvsa, hasta el cierre del año 2010, las reservas de petróleo se ubicaron en: 296.501 MMBls. Más información: Reservas probadas de crudo Las cuales se distribuyen en las cuencas venezolanas de la siguiente forma: •          Maracaibo-Falcón: 19.956 MMBls •          Barinas-Apure: 1.230 MMBls •          Oriental: 275.240 MMBls •          Carúpano: 75 MMBls En la Faja Petrolífera del Orinoco las reservas ascienden a 258.329 MMBls de petróleo, de las cuales corresponden a crudo pesado 3.791 MMBls y a crudo extrapesado 254.538 MMBls.  video explicativo    -Método original de perforación de pozos   PERFORACIÓN ROTATORIA Debido a la mayor seguridad y profundidad de penetración de la perforación rotatoria, esta metodología tiene una aplicación mucho más amplia en la industria petrolera. Perforación y Acondicionamiento de un pozo En esta técnica la broca se hace rotar al final de un tubo hueco de acero llamado tubería de perforación. Se utilizan muchos tipos de brocas, pero la más común de todas consiste en un conjunto de tres conos rotatorios con dientes. La broca se rota y los dientes expulsan los pedazos de roca del fondo pozo. Simultáneamente, se bombea lodo o agua hacia abajo a través de la tubería de perforación, el mismo que sale a través de huecos en las brocas y se impulsa hacia la superficie en el espacio entre la tubería de perforación y las paredes del pozo. La circulación del lodo de perforación tiene varias funciones: remueve los pedazos de roca (ripios de perforación), tapa cavidades en las paredes del pozo, mantiene la broca fresca, y lo más importante, mantiene la seguridad del pozo. La presión hidrostática del lodo generalmente previene el fluido de moverse hacia el fondo, y si la broca penetra una formación con alta presión de poro, el peso del lodo puede prevenir un reventón (explosión) del pozo. Un reventón también puede prevenirse sellando la cabeza (abertura superficial) del pozo mediante una serie de válvulas. A medida que la broca penetra más profundamente, nuevos tramos de la tubería de perforación se van agregando en la superficie. Después de llegar a la profundidad deseada en el pozo, el mismo se lo recubre (encamisa) con una tubería de acero y cemento llamándose a esta operación completación o acondicionamiento del pozo. Sondeos (Registros) Durante la perforación de un pozo se puede obtener la siguiente información, mediante registros eléctricos: 1.-Fronteras de formación. 2.-Litología de la formación. 3.-Edad de formación. 4.-Porosidad. 5.-Permeabilidad. 6.-Presión de fluido. 7.-Temperatura de formación. 8.-Fallas, discontinuidades. Un sondeo o registro (log) de un pozo contiene la información sobre las rocas en las cuales este pozo ha sido perforado. El tipo mas común de registros eléctricos que se utiliza es con herramienta cableada (wireline) se realiza luego que el pozo ha sido perforado, consta de un instrumento que detecta las propiedades de las rocas y sus fluidos, es subido y bajado en el pozo por una línea cableada.       FLUIDO DE PERFORACIÓN Un fluido de perforación es una mezcla de un solvente (base) con aditivos o productos, que cumplen funciones físico-químicas específicas, de acuerdo a las necesidades operativas de una formación a perforar. En un lenguaje común en campo se le llama a los fluidos de perforación Barro o Lodo de perforación. Entre las funciones que poseen los fluidos de perforación tenemos: 1. Evaluar los recortes de Perforación. 2. Controlar las presiones de la formación. 3. Suspender y descargar los recortes. 4. Cerrar las formaciones permeables. 5. Mantener la estabilidad del pozo. 6. Minimizar daños a la formación. 7. Enfriar, lubricar y aliviar la columna de perforación. 8. Transmitir energía hidráulica a herramientas y trépano. 9. Asegurar una evaluación adecuada de la formación. 10.Controlar la corrosión. 11.Facilitar la cementación y completación. 12.Minimizar el Impacto sobre el ambiente. Para llevar a cabo una propuesta de fluidos de perforación, el ingeniero debe tener un conocimiento mínimo de los siguientes puntos: a. Formaciones perforadas: Para ello es necesario saber las propiedades física-químicas de las rocas, el espesor de las formaciones a atravesar, diámetros de pozo, sabes el objetivo de la perforación, poseer la máxima información de roca reservorio posible, tener información de pozos cercanos y/o antecedentes del área, y tener conocimientos de otros fluidos de perforación utilizados en proyectos similares. b. Limitaciones del Equipo de perforación: Es necesario que el equipo a trabajar ya sea conocido, de no ser así se realiza un relevamiento previo del equipo para ver la capacidad volumétrica, estado de las piletas, tipo de bomba, línea de succión y descarga, tipo de agitadores, etc. c. Metas ambientales asociadas: Es necesario que al momento de realizar algún tipo de perforación relacionada a la explotación de hidrocarburos, las compañías operadoras, perforadoras o de servicio tengo una meta en común para minimizar el imparto ambiental. video explicativo ¿Qué es la Perforación Direccional y Vertical? De acuerdo con la definición que se encuentra en la literatura, la perforación direccional se define como la desviación intencional de un pozo con respecto del trayecto que adoptaría naturalmente.  Esta desviación se logra a través del uso de cuñas, configuraciones de arreglos de fondo de pozo (BHA), instrumentos para medir el trayecto del pozo a la superficie, motores de fondo, y componentes BHA y barrenas de perforación especiales, incluidos los sistemas rotativos direccionales, y las barrenas de perforación.  El perforador de pozos también explota los parámetros de perforación, tales como el peso de la barrena y la velocidad rotativa, para desviar la barrena lejos del eje del pozo existente.  En algunos casos, tales como en la perforación de formaciones de inclinación pronunciada o cuando existe una desviación impredecible en las operaciones de perforación convencionales, puede emplearse técnicas de perforación direccional para asegurar que el pozo se perfore verticalmente.  Si bien este objetivo puede lograrse con muchas técnicas, el concepto en general es simple: direccionar la barrena de perforación en la dirección en la que se quiere perforar.  La forma más común es a través del uso de una sección acodada cerca de la barrena de perforación en un motor de fondo direccional en el fondo del pozo.  La sección acodada dirige la barrena de perforación en una dirección diferente del eje de pozo cuando la sarta de perforación entera no esté rotando.  Mediante el bombeo de lodo a través del motor de fondo, la barrena gira en tanto que la sarta de perforación no rota, lo que permite que la barrena perfore en la dirección que señala.  Cuando se logra la dirección del pozo determinada, ésta se puede mantener mediante la rotación de la sarta de perforación entera (incluida la sección acodada), de modo que la barrena no perfora en una sola dirección lejos del eje del pozo, sino que cubre una cierta área y su dirección neta coincide con el pozo existente. Tipos de Perforación Direccional Tipo I. El pozo se planea de modo que la desviación inicial se obtenga a poca profundidad. El ángulo de inclinación se mantiene constante hasta llegar al objetivo.  Tipo II. Es el pozo de configuración en “S”. La desviación se inicia también cerca de la superficie. La inclinación se mantiene, lo mismo que en el Tipo I. hasta que se logra casi todo el desplazamiento lateral. Seguidamente se reduce el ángulo de desviación hasta volver el pozo a la vertical para llevar al objetivo.  Tipo III. La desviación se comienza bien debajo de la superficie y el ángulo promedio de inclinación se mantiene hasta llegar al objetivo.  Esta configuración es especialmente apropiada para situaciones donde la trampa petrolífera de interés presenta ciertas complejidades: perforación de fallas o de domos salinos, o en cualquier situación en las que se requiera perforar o reubicar la sección inferior del pozo. Tipo Horizontal, Multilateral, y de Alcance extendido. La productividad de los pozos horizontales llega a ser mayor que la de uno vertical.  Comunican una mayor área de la formación productora, atraviesan fracturas naturales, reducen las caídas de presión y retrasan los avances de los contactos agua-petróleo o gas-petróleo.    Aplicación de los Pozos Direccionales Varios Pozos desde Estructuras Artificiales La aplicación actual más común de los métodos de desviación es en la perforación costa fuera, ya que permite perforar un número óptimo de pozos desde la misma plataforma o isla artificial.  Esa operación simplifica notablemente las redes de recolección y los sistemas de producción, factores que gobiernan la viabilidad económica de la industria costa fuera.   Fig. 2. Diferentes aplicaciones de la perforación direccional sarta de revestimiento Una sección armada de tubería de acero, configurada para adecuarse a un pozo específico. Las secciones de tubería se conectan y se bajan en un pozo para luego cementarse en su lugar. Las uniones de las tuberías tienen aproximadamente 12 m [40 pies] de largo, se encuentran roscadas con roscas macho en cada extremo y se conectan con secciones cortas de tubería roscada doble hembra denominadas acoplamientos o cuplas. Las sartas de revestimiento largas pueden requerir materiales de mayor resistencia en la porción superior de la sarta para tolerar la carga de ésta. Las porciones inferiores de la sarta pueden armarse con tubería de revestimiento con paredes de mayor espesor para tolerar las presiones extremas que son probables en profundidad. La tubería de revestimiento se coloca para proteger o aislar las formaciones adyacentes al pozo. Las siguientes son las razones más comunes para bajar la tubería de revestimiento en un pozo: 1) proteger los acuíferos de agua dulce (tubería de revestimiento de superficie)  2) proporcionar resistencia para la instalación del equipo de boca de pozo, incluidos los BOPs 3) proporcionar integridad de presión para que pueda cerrarse el equipo de boca de pozo, incluidos los BOPs  4) obturar formaciones con pérdidas o fracturadas en las que se pierden los fluidos de perforación  5) obturar formaciones de baja resistencia para que las formaciones de mayor resistencia (y generalmente de presión más alta) puedan ser penetradas en forma segura 6) obturar las zonas de alta presión para que las formaciones de presión más baja puedan ser perforadas con densidades de fluidos de perforación más bajas  7) obturar las formaciones problemáticas, tales como las que implican el flujo de sal 8) cumplir con los requisitos normativos (generalmente relacionados con uno de los factores indicados precedentemente). Una sarta de revestimiento que no se extiende hasta el extremo superior del pozo, sino que se encuentra anclada o suspendida desde el interior del extremo inferior de la sarta de revestimiento previa. Entre las uniones de la tubería de revestimiento propiamente dichas no existe ninguna diferencia. La ventaja de una tubería de revestimiento corta para el diseñador de pozos es un ahorro sustancial en términos de acero y, por consiguiente, un ahorro de gastos de capital. No obstante, el ahorro de tubería de revestimiento implica herramientas y riesgos adicionales. El diseñador de pozos debe considerar las herramientas, complejidades y riesgos adicionales en función de los ahorros de capital potenciales, a la hora de decidirse por el diseño de una tubería de revestimiento corta o una sarta de revestimiento que llegue hasta el extremo superior del pozo (una "sarta larga"). La tubería de revestimiento corta puede proveerse de componentes especiales para poder ser conectada a la superficie en algún momento posterior, si surge la necesidad. Cualquier sarta de revestimiento en la que el extremo superior no se extiende hasta la superficie sino que se encuentra suspendido desde el interior de la sarta de revestimiento previa. Muchos diseños de pozos convencionales incluyen una tubería de revestimiento corta (liner) de producción fijada a lo largo del intervalo prospectivo. Esto reduce el costo de terminación del pozo y ofrece cierta flexibilidad en el diseño de la terminación en la parte superior del pozo, tal como sucede cuando las características del fluido tornan beneficioso el incremento del diámetro del conducto y los componentes. cementación La cementación de pozos es el proceso por el cual se inyecta en un pozo una lechada de cementación con el fin de lograr ciertos objetivos Los principales tipos de cementación incluyen: la cementación de los liners y las tuberías de revestimiento, la colocación de tapones de cementación y la realización de trabajos de reparación de cemento. El proceso de cementación incluye la preparación de la lechada, que se compone de cemento en polvo, agua, y aditivos químicos para controlar las propiedades del cemento. Para conseguir una densidad determinada de la lechada se utilizan equipos especiales; la densidad se mide como la cantidad de masa por unidad de volumen (por ejemplo, lbm/galUS, kg/m3 , etc.). Luego de mezclada, la lechada se bombea al pozo mediante bombas de alta presión. Una vez que el pozo ha concluido la perforación y ha sido perfilado el ingeniero responsable deberá adquirir toda la información posible del mismo. Para ello completará la planilla de “Datos para Cementaciones” con información dada por el representante del cliente la cual deberá contener los datos extraídos de las mediciones hechas al pozo (perfiles), ubicación de herramientas especiales, requerimientos de cementación, desviaciones, revestimientos anteriores, recomendaciones del cliente de último momento y todo lo que pueda resultar de interés para tener en cuenta al momento de realizar el programa definitivo.   Proceso de Cementación   El primer paso la logística en la cementación en físico es enviar el equipo de flotación al taladro, el cual comprende de los siguientes elementos:   Zapata: Es una válvula de flujo unidireccional ubicada en el primer tubo de revestimiento y protege el extremo inferior de la sarta revestidora. Existen dos tipos, zapata guía y zapata flotadora la cual posee una válvula checker.   Cuello flotador: Este va instalado a una distancia de uno a tres tubos del fondo. Al igual que la zapata esta provisto de válvulas de contra presión o dispositivo diferencial para lograr el efecto de flotación de la sarta revestidora e impedir el flujo de la lechada en sentido contrario evitando arremetidas a través del revestidor. Aunado a esto el cuello flotador también sirve como tope a los tapones de desplazamiento, garantizando que la longitud del revestidor por debajo del cuello quede lleno de cemento dando una seguridad razonable de que habrá cemento de calidad alrededor de la zapata.   Tapones: Tienen como función limpiar las paredes del revestidor durante su paso y de servir como un medio de separación entre el lodo y el cemento en el caso del tapón inferior (tapón blando) y entre el cemento y el fluido desplazante en el caso del tapón superior (tapón duro). El tapón superior también sirve como indicador cuando se ha desplazado completamente la lechada, ya que cuando este hace contacto con el tapón inferior o se asienta en el cuello flotador, la presión de bombeo aumenta instantáneamente.   Centralizadores: Estos se colocan a lo largo del revestidor en zonas específicas con el propósito de facilitar la bajada de la tubería hasta la profundidad deseada y suministrar a esta una separación uniforme de las paredes del hoyo (relación de standoff), para permitir  que la lechada fluya de manera óptima por el espacio anular y se ubique a lo largo de este equitativamente. Entre los tipos de centralizadores tenemos: Centralizadores flexible, rígidos y sólidos. Stop collar: Este dispositivo se utiliza para restringir el movimiento de los centralizadores y puede presentarse como parte integral del centralizador o como una pieza independiente del equipo. Junto con estos equipos de flotación se envía al taladro dos cajas de soldadura fría, utilizado para fijar con mayor seguridad la zapata y el cuello flotador a la tubería revestidora.   Cabezal de cementación: Proporciona una conexión para las líneas de cementación y un receptáculo para los tapones de cementación, los cuales son cargados antes de la operación y luego selectivamente descargados al interior del revestidor según el caso. Este equipo esta provisto con válvulas y accesorios apropiados para conectarlas línea de circulación y cementación y se conecta a la tubería ravestidora por medio de una junta o unión denominada cross over.   Equipos utilizados durante la ejecución de una cementación   Cementador : Es la unidad utilizada para bombear la lechada de cemento hasta su ubicación final en el pozo. Este equipo cuenta con dos bombas triple que proporcionan la presión necesaria para impulsar el cemento hacia el hoyo a el caudal requerido, además posee tres bombas centrifugas usadas en la alimentación de las triples, en la succión de agua al equipo y en la recirculación respectivamente. Para la mezcla de la lechada esta unida posee una tina de mezcla de 8 barriles de capacidad y para el desplazamiento dos tanques de 15 barriles cada uno. La operación del equipo se realiza desde un panel de control donde se accionan las bombas triples, las centrifugas, las válvulas hidráulicas, se controla la velocidad  de los motores,  además de válvulas manuales como la entrada del cemento y en agua a ala tina de mezcla y a los tanques de desplazamiento. Cabe señalar que esta unidad bombea la lechada directamente al pozo (al vuelo) o premezclada por otro equipo llamado batch mixer.   Bath mixer: Equipo utilizado para la premezcla de la lechada y la densificación de los espaciadores antes de ser bombeada al hoyo por el cementador en los casos que se requiera; para ello esta unidad cuenta con dos tanques de 50 barriles cada uno y una tina de mezcla de 8 barriles. Tanto esta como los tanques utilizan dos sistemas de mezcla como lo son la agitación con aspa o hélice giratoria y la recirculación.   Tolva de para cemento:  Es un equipo utilizado para el transportar el cemento silica y/o carbonato  hasta el lugar de destino, posee un sistema de dos o tres recipientes o bolas con sus respectivas líneas de aire, carga , descarga y venteo con un compresor integrado que genera la presión de aire. El principio funcional de esta unidad es similar a la de un silo, es decir, su operación se efectúa  por compresión y descompresión del recipiente (bola),  para dar movimiento al polvo hasta la unidad correspondiente  ya sea hacia el camión mezclador (bombeo al vuelo), o al bath mixer (lechada pre-mezclada). . Vacuum: Esta unidad se utiliza en ciertos trabajos cuando se requiere la succión de cualquier cantidad de lechada que retorne a superficie. Consta básicamente de un tanque cilíndrico con un compresor, el cual produce vacío en el interior del tanque induciendo la succión por diferencia de presiones.   Nociones Básicas sobre el Control y Arremetidas La explotación de petróleo y gas natural tiene efectos ambientales específicos que dependen de la ubicación de los yacimientos y de las técnicas utilizadas para extraer los productos brutos. La prevención y control de los impactos ambientales generados por las actividades de la industria petrolera es uno de los principales problemas que enfrenta la sociedad venezolana, por tanto, la existencia de un marco legal que regule dichas actividades a fin de minimizar el daño al ambiente se hace imprescindible. Este trabajo constituye un análisis del marco ambiental legal vigente en Venezuela, en lo relativo a la industria petrolera, indicando las fortalezas y debilidades de la normativa con el fin de ampliar el conocimiento del derecho ambiental venezolano y contribuir con la inclusión de los aspectos ambientales en la toma de decisiones para el desarrollo económico-social en un contexto de manejo sustentable de los recursos energéticos del país y del mundo. Entre las principales Nociones tenemos: Prevención: Aplicamos acciones preventivas, las mejores herramientas y las tecnologías más avanzadas con el objetivo de prevenir cualquier impacto.   Detección: Contamos con mecanismos de detección temprana de derrames para la prevención de cualquier incidente Gestión: Disponemos de normas específicas para una correcta gestión de derrames en el medio marino y terrestre. Lecciones aprendidas: Analizamos las causas que originan los incidentes para aprender de nuestros errores y evitar que se repitan.  video explicativo      FUENTES     https://www.portaldelpetroleo.com/2016/02/migracion-de-los-hidrocarburos.html  https://es.wikipedia.org/wiki/Trampa_petrol%C3%ADfera http://www.osinerg.gob.pe/newweb/pages/GFH/1653.htm https://www.egyes.mx/metodo-electrico/ : ABC de la Industria del Petroleo y Gas del IAPG (Instituto Argentino de Petroleo y Gas) https://sites.google.com/site/historiadelpetroleoenvenezuela/cuencas-petroliferas-de-venezuelahttp://www.pdvsa.com/images/pdf/armables/Taladro_de_perforacion.pdf https://lacomunidadpetrolera.com/2010/04/perforacion-rotatoria-herramienta.html https://www.scribd.com/doc/7904671/Introduccion-a-Fluidos-de-Perforacion  https://lacomunidadpetrolera.com/2009/05/fluidos-de-perforacion-2.html  https://www.portaldelpetroleo.com/2016/03/perforacion-direccional.html https://www.repsol.com/es/sostenibilidad/medio-ambiente/prevencion-derrames/index.cshtml https://www.google.com/url?sa=t&source=web&rct=j&url=https://library.fes.de/pdf-files/bueros/caracas/08760.pdf&ved=2ahUKEwjbutX9-7DxAhVvTt8KHV7rACYQFnoECAQQAQ&usg=AOvVaw2GNdJJb3Ipkuq8InTo7An3  https://lacomunidadpetrolera.com/2017/09/cementacion-pozos-petroleros.html https://glossary.oilfield.slb.com/es/terms/c/casing_string https://glossary.oilfield.slb.com/es/terms/l/liner