Calculo de Reservas y Productividad de Petroleo y Gas

De

Trabajo Monográfico

Un v i versidad Nacional de Ca jamarca Facultad de Ingenierí a EEssccuueellaa aaccaaddéém miiccoo pprroof f eessiioonnaall ddee iinnggeenniieerrí í aa G Geeoollóóggiiccaa

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HIDROCARBUROS

INDICE INTRODUCCIÓN

PAG.

RESUMEN

PAG. 3

OBJETIVOS

PAG. 4

DESARROLLO DEL TEMA CALCULO DE RESERVAS Y PRODUCTIVIDAD DE PETROLEO Y GAS

DEFINICIÓN DE MÉTODOS DE CALCULO DE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS PAG. LA EXPLOTACIÓN DE CAMPOS PETROLÍFEROS OTROS MÉTODOS EN EL CALCULO DE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS

PAG. 23

RESERVORIO DE GAS DE CAMISEA

PAG.

YACIMIENTOS PETROLÍFEROS EN EL NOR -OESTE DEL PERÚ.

PAG.

YACIMIENTOS PETROLÍFEROS EN EL ZÓCALO CONTINENTAL

PAG.

YACIMIENTOS PETROLÍFEROS EN LA SELVA DEL PERÚ.

PAG.

OTROS YACIMIENTOS EN EL TERRITORIO PERUANO.

PAG.

2

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HIDROCARBUROS

INTRODUCCIÓN Este informe presenta las definiciones de Reservas de Hidrocarburos, su clasificación,

métodos de cálculo, y la productividad productividad de hidrocarburos en el el territorio peruano. Los Recursos de Hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural, líquidos del gas natural y sustancias asociadas, Identificados o Por Descubrir, que se estima pueden existir en el subsuelo. Los Recursos por Descubrir se clasifican en Hipotéticos y Especulativos y los Recursos Identificados se denominan RESERVAS DE HIDROCARBUROS, las cuales se clasifican en RESERVAS PROBADAS, RESERVAS PROBABLES Y RESERVAS POSIBLES y se diferencian fundamentalmente en la certidumbre de ocurrencia aportada por la información

geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales específicas. La información requerida sobre estas Reservas se presentan

a

nivel

de

área,

 jurisdicción, campo y yacimiento. Las empresas operadoras deberán tomar todas las precauciones para que la información sea manejada en forma estrictamente confidencial. Este informe, donde se presentan las definiciones de los Cálculos de Reservas de Hidrocarburos, es elaborado por un grupo de alumnos de la Escuela de Ingeniería

Geológica con el propósito de que pueda servir como un informe base para futuras investigaciones sobre este tema.

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RESUMEN

Para la estimación del Petróleo y/o el Gas en sitio, en la ingeniería de yacimiento, se usan dos métodos, el método volumétrico y el método de Balance de Materiales. Dependiendo de la etapa de la vida en que se encuentre el yacimiento. Si el

yacimiento es nuevo y solo se disponen de los datos de geológicos, petrofísica, las características físicas de muestras de los fluidos contentivos del yacimiento, presión inicial y temperatura, se hace un estimado por el método volumétrico (que es un método deterministico, ya que aportar un solo resultado promedio del yacimiento). Ese método, consiste en estimar la geometría del yacimiento basándose en mapas isópacos, estructurales, mediante un proceso de planimetría de los contornos. Para el cálculos de áreas, se aplica los métodos de geometría, trapezoidal y piramidal, dependiendo de las relaciones de área de los contornos. Luego para calcular el hidrocarburo original en sitio, dependiendo del tipo de yacimiento, (si, es de petróleo o de gas,) y conociendo los datos de petrofisica: porosidad, (Ø), saturación de agua connata (Swc), espesor (h).

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OBJETIVOS Obtener amplios conocimientos teóricos sobre Reservas de Hidrocarburos y

adquirir pericia en Cuantificación y Clasificación de Reservas Desarrollen una visión integrada del sistema pozo-yacimiento-superficie. Conocer el cálculo de las reservas aplicar herramientas necesarias para emitir soluciones integrales a problemas de baja productividad

Dar a conocer los diferentes métodos para el cálculo de reservas y productividad de petróleo y gas Dar a conocer los diferentes yacimientos petrolíferos en nuestro país Conocer los diferentes procesos de extracción de los campos petrolíferos

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CALCULO DE RESERVAS Y PRODUCTIVIDAD DE PETROLEO Y GAS 1. DEFINICIÓN DE MÉTODOS DE CÁLCULO DE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS Las Reservas de Hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS Según la Certidumbre de Ocurrencia, las Facilidades de Produ cción o el Método de Recuperación, las reservas se clasifican según se muestra en la Tabla No. 1.

TABLA NO. 1. CLASIFICACIÓN HIDROCARBUROS .

DE

LAS

RESERVAS

CLASIFICACIÓN DE RESERVAS

CRITERIO

DE

LAS

Certidumbre de Ocurrencia

− − −

Probadas Probables Posibles

Facilidades de Producción

− −

Probadas Desarrolladas Probadas No Desarrolladas

Método de Recuperación

− −

Primarias Suplementarias

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I.

HIDROCARBUROS

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE ACUERDO A LA CERTIDUMBRE DE OCURRENCIA

Según la certidumbre de ocurrencia, las reservas se clasifican en RESERVAS PROBADAS, RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES.

1. RESERVAS PROBADAS Las Reservas Probadas son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con

la

información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones

operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes. El término "razonable certeza" indica un alto grado de confianza de que las cantidades estimadas serán recuperadas.

II. SEGÚN LAS FACILIDADES DE PRODU CCIÓN, LAS RESERVAS PROBADAS SE CLASIFICAN EN:

a. RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS DES ARROLLADAS Las Reservas Probadas Desarrolladas están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles. Dentro de esta definici ón se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a producción. También se incluyen las que se esperan obtener por la aplicación de métodos comprobados de

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recuperación

suplementaria

cuando

HIDROCARBUROS

los equipos necesarios hayan sido

instalados (Fig. 1).

b. RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS DES ARROLLADAS Las Reservas Probadas No Desarrolladas son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a producción (RA/RC) y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento (Fig. 1).

FIG. 1. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS Y RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS.

Las empresas deben mantener actualizada la información sobre la proporción entre las Reservas Probadas No Desarrolladas y Las Reservas Probadas Desarrolladas y además deben realizar un esfuerzo significativo en desarrollar estas últimas.

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2. RESERVAS PROBABLES Las Reservas Probables son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar. 3.RESERVAS 3. RESERVAS POSIBLES Las Reservas Posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes. III.

CLASIFICACIÓN DE

LAS

RESERVAS

DE

ACUERDO

AL

MÉTODO

DE

RECUPERACIÓN 1. RESERVAS PRIMARIAS Son las cantidades de Hidrocarburos que se pueden recuperar con la

energía propia o natural del yacimiento. yacimiento. 2. RESERVAS SUPLEMENTARIAS Son

las

cantidades

adicionales

de

hidrocarburos

que

se

pudieran

recuperar, como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria, tales como

inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo. 9

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MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos. El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efec túa aplicando a la

información

geológica

y

de

ingeniería

a

los

métodos

determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la cantidad y calidad de la inform ación disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos.

MÉTODOS DETERMINÍSTICOS

I.

Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de ingeniería y económico en la esti mación de las reservas para cada caso específico.

Este método trata cada parámetro como un rango de valores, los cuales son representados por variables aleatorias que permiten describir eventos futuros cuyos

resultados son una incertidumbre. Dichas variables se representan

mediante distribuciones estadísticas. 1.

MÉTODO VOLUMÉTRICO Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio (POES, GOES y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca roca y de los fluidos.

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El Método Volumétrico es el adoptado por el Ministerio de Energía y

Petróleo como Método Oficial para el cálculo de las reservas. Estos cálculos pueden estar apoyados por cualquier otro método. A. PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO

Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES): El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación: POES = 7.758 x A x e x

∅

x Soi x 1/Boi

Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de Petróleo Recuperables Originales.

Cálculo del Gas en Solución Original En Sitio (GOES): El Gas en Solución Original En Sitio se obtiene en función de la Relación Gas, Petróleo OriginaL (Rsi):

GOES = POES x Rsi

Cálculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES): El Gas Original En Sitio de la Capa de Gas se obtiene mediante la siguiente relación: GOES = 43.560 x V x

∅

x Sgi x 1/Bgi

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B. GAS NO ASOCIADO El Gas No Asociado Originalmente En Sitio se obtiene mediante la relación GOES = 43.560 x V x

∅

x Sgi x 1/Bgi

Para el cálculo del Gas No Asociado debe hacerse hincapié en la

determinación de las características intrínsecas de dicho gas (composición, gravedad específica, etc).

C.

CONDENSADO

Cálculo del Gas Condensado Original En Sitio (GCOES): La cantidad de Gas Condensado Original En Sitio (a condiciones

estándar) se calcula mediante la siguiente relación: GCOES = 43.560 x A x e x

∅

X Sgci x 1/Bgci

Cálculo del Gas Seco Original en Sitio (GSOES): El Gas Seco Original en Sitio, proveniente del Gas Condensado, se calcula mediante la siguiente ec uación: GSOES = GCOES x Fg

Cálculo de los líquidos del Gas Condensado Original En Sitio (COES): COES = GCOES x (1 – Fg) x 1/Rgci

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Abreviatura Parámetros

Unidades

V

Volumen

acre-pie

A

Área

acre

e

Espesor

pie

∅

Porosidad

fracción

Swi

Saturación de agua inicial

fracción

Soi

Saturación de petróleo inicial

fracción

Sgi

Saturación del gas inicial

fracción

Sgci

Saturación del gas condensado inicial

fracción

Boi

Factor volumétrico del petróleo inicial

BY/BN

Bgi

Factor volumétrico del gas inicial

PCY/PCN

Rsi

Relación Gas/Petróleo inicial

PCN/BN

Rgci

Relación Gas/Condensado inicial

PCN/BN

1/Boi

Factor de merma del petróleo (FM)

BN/BY

1/Bgi

Factor de merma del gas

PCN/PCY

Fg

Fracción del gas seco en el

BN

Barril normal a 14,7 lpc y 60°F

barril

BY

Barril a condiciones de yacimiento

barril

PCN

Pie cúbico normal a 14,7 lpc y 60°F

pie cúbico

PCY

Pie cúbico a condiciones de yacimiento

pie cúbico

POES

Petróleo Original En Sitio

BN

GOES

Gas Original En Sitio

PCN

COES

Condensado Original En Sitio

BN

gas

fracción

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2.

HIDROCARBUROS

CÁLCULO POR BALANCE DE MATERIALES Uno de los principios fundamentales utilizados en ingeniería es la ley de la conservación de la masa. La aplicación de este principio a un yacimiento con el propósito de realizar la deducción cuantitativa del volumen de hidrocarburos presentes originalmente en dicho yacimiento

y para la predicción del comportamiento del fluido y la presión en el mismo, es lo que se conoce como “El Método de Balance de Materiales”.

Cuando el yacimiento ha producido durante un periodo de tiempo, y

se dispone de historia, tanto de producción como de presión, el ingeniero de yacimientos, tiene la opción de recurrir a otras herramientas, que son complementarias para cotejar y validar las reservas disponibles del yacimiento a su responsabilidad. Un Balance de Materiales de los fluidos presentes y producidos, le permita determinar el POES y/o el GOES.

Luego puede hacer una comparación, cotejando con el método volumétrico para verificar con el Geólogo el verdadero volumen del yacimiento, haciendo los ajustes pertinentes en el tiempo.

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El método de balance de materiales provee un simple, pero efectiva alternativa para la estimación volumétrica no solamente del POES

(petróleo original en sitio) y el GOES (Gas original en sitio), sino de las reservas en cualquier etapa, conociendo la depleción del yacimiento como consecuencia del vaciamiento del mismo.

Una ecuación de balance de materiales es un planteamiento de los principios de conservación de masas:

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LA EXPLOTACIÓN DE CAMPOS PETROLÍFEROS El desarrollo de un campo petrolero depende, en su manera de llevarlo a

cabo, principalmente de las condiciones geológicas y físicas que lo afectan. Hay necesidad entonces de analizar con mucho cuidado las características

de la roca receptora y de las capas superiores, así como las de la estructura. Las condiciones geológicas indispensables para la existencia de un campo petrolero son: 1. Un estrato poroso o agrietado capaz de contener petróleo. 2. Una cubierta suficientemente impermeable para prevenir, o cuando

menos, retardar la migración hacia arriba del petróleo, 3. Una estructura geológica de manera que permita la acumulación del

petróleo en su migración hacia arriba.

I.

EXTRACCION

1. Método de rotación. Consiste en un sistema de tubos

acoplados unos a continuación de otros que, impulsados por un motor, van girando y perforando hacia abajo. En el extremo se

halla una broca o trépano con dientes que rompen la roca, cuchillas diamantes

que que

la

separan la

y

perforan, 16 

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dependiendo del tipo de terreno.

Además, existe un sistema de polea móvil del que se suspende el conjunto de los tubos que impide que todo el peso de los tubos –los pozos tienen profundidades de miles de metros– recaiga sobre la broca.

2. Encamisado. Para evitar que las paredes del pozo se derrumben

durante la perforación y, al mismo

tiempo,

la

estructura de los estratos del subsuelo permanezca

inalterada, según se va perforando el pozo, éste va

siendo

recubierto

mediante unas paredes –o camisas– de acero de un grosor de entre 6 y 12

milímetros.

Encamisado de las perforaciones

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3.  Aprovechamiento del yacimiento.

Los cálculos realizados históricamente permiten afirmar que habitualmente una bolsa de petróleo sólo suele ser aprovechada entre un 25% y un 50% de su capacidad total. El petróleo suele estar acompañado en las bolsas por gas. Ambos, por la profundidad a la que se hallan, están sometidos a altas presiones; el gas, por esa circunstancia, se mantiene en estado líquido.

Al llegar la broca de perforación, la rotura de la roca impermeable provoca que la presión baje, por lo que, por un lado, el gas deja de estar disuelto y se expande y el petróleo deja de tener el obstáculo de la roca impermeable y suele ser empujado por el agua salada que impregna generalmente la roca porosa que se encuentra por debajo de la bolsa de

petróleo. Estas dos circunstancias hacen que el petróleo suba a la superficie.

4. Bombeo del petróleo. Sin

embargo,

momento

en

llega

un

que

la

presión interna de la bolsa disminuye hasta un punto en que el petróleo deja de ascender solo y, por otro lado,

el

gas,

cada

vez

menor, deja de presionar sobre el crudo, por lo que hay que forzarlo mediante bombas para que suba.

Bombeo del petróleo

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Este bombeo se realiza hasta el momento en que el coste del sistema de

extracción es mayor que la rentabilidad que se obtiene del petróleo, por lo que el pozo es abandonado.

5. Inyección de agua. Para aumentar la rentabilidad de un yacimiento se suele utilizar un sistema de inyección de agua mediante pozos paralelos. Mientras que de un pozo

se extrae petróleo, en otro realizado cerca del anterior se inyecta agua en la bolsa, lo que provoca que la presión no baje y el petróleo siga siendo empujado a la superficie, y de una man era más rentable que las bombas.

Este sistema permite aumentar la posibilidad de explotación de un pozo hasta, aproximadamente, un 33% de su capacidad. Dependiendo de las

características del terreno, esta eficiencia llega al 60%.

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6. Inyección de vapor.

En yacimientos con petróleo muy viscoso (con textura de cera) se utiliza

la inyección de vapor, en lugar de agua, lo que permite conseguir dos efectos: 1) Por un lado, se aumenta,

igual que con el agua, la presión de la bolsa de crudo para que siga ascendiendo libremente. 2) Por otro, el vapor reduce la viscosidad del crudo, con lo se hace

más sencilla su extracción, ya que fluye más deprisa. 7. Extracción en el mar. El

avance

en

las

técnicas

de

perforación

ha

permitido puedan

que

desarrollar

pozos plataformas

se

desde situadas

en el mar (off-shore), en

aguas

de

una

profundidad de varios cientos de metros.

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En ellos, para facilitar la extracción de la roca perforada se hace circular

constantemente lodo a través del tubo de perforación y un sistema de toberas en la propia broca. Con ello, se han conseguido perforar pozos de 6.400 metros de profundidad desde el nivel del mar, lo que ha permitido acceder a una

parte importante de las reservas mundiales de petróleo. La explotación de los yacimientos de gas o petróleo provee el principal insumo de la industria de hidrocarburos. Se observa una notable variedad

en las propiedades químicas del petróleo extraído de los distintos yacimientos. Sus atributos más importantes son la densidad y su contenido de azufre. Los crudos ligeros (menor densidad) y “dulces” (con menor contenido de azufre) generalmente se consideran de mayor calidad y se venden a precios más altos que los crudos pesados y ácidos (con mayor

contenido de azufre), debido a que sus rendimientos en la obtención de gasolinas de alto octanaje son también mayores. Cuando se inicia la explotación de un yacimiento determinado y las escalas de producción son aun reducidas, la actividad presenta tramos de costos decrecientes asociados a la generación de economías de escala. Sin embargo, los costos unitarios tienden luego a elevarse como resultado del progresivo agotamiento de las reservas. Cuando esto ocurre se hace

necesario utilizar métodos de recuperación secundaria o terciaria, para evitar que la producción disminuya. Otra característica de la actividad son los costos hundidos generados por la inversión en activos específicos a la localización de los yacimientos, que se requieren para la perforación de los

pozos y la extracción del crudo.

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Finalmente debe mencionarse que la inversión en explotación tiende a concentrarse en determinados períodos, dependiendo principalmente de la evolución de los precios internacionales, del desarrollo de tecnologías de producción de crudo y de la evaluación de los diversos riesgos asociados a esta actividad. Así, en determinadas circunstancias las empresas pueden postergar sus inversiones hasta encontrar condiciones más ventajosas.

Derrames de petróleo

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OTROS MÉTODOS EN EL CALCULO DE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS

I.

COMPORTAMIENTO DE PRODUC CIÓN CÁLCULO POR CURVAS DE COMPORTAMIENTO

Se utilizan con frecuencia para estimar las reservas remanentes mediante la

extrapolación del comportamiento de producción y ayudan en el diagnóstico del mecanismo de empuje en los yacimientos cuando se dispone de suficiente historia de producción-presión. Los principales tipos de curvas de declinación se refieren a las variables Producción Diaria vs. Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada.

II.

CÁLCULO POR SIMULACIÓN NUMÉRICA

Consiste en la utilizaci ón de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento. Se basa en la disgregaci ón del yacimiento en un número de bloques, lo cual permite considerar sus heterogeneidades y predecir su comportamiento. La validez de este método requiere de una buena

definición geológica del yacimiento y de las características de sus fluidos

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HIDROCARBUROS

RESERVORIO DE GAS DE CAMISEA

El gas de Camisea se encuentra ubicado en la Convención Cusco, su geología se desarrolló en una cuenca de 3000 m de clásticos, desde el Ordovísico al Terciario, conformando los Yacimientos de Cashiriari y San Martín, con rocas, reservorios en Vivian, Chonta, Nia y otros; siendo sus componentes la explotación, transporte y distribución de gas. En el campo económico la inversión supera los US$ 1600 millones y ha traído beneficios económicos para nuestro país, con incrementos en el PBI 0.8% en promedio, superó los US$ 4000 millones entre el 2000 - 2006 y sobrepasaría los US$ 11000 millones a largo plazo (2007 - 2033). Sus principales mercados son la generación eléctrica (60%) y la industria (40%).

El gas de Camisea es una energía limpia y no contaminante porque es un combustible inherentemente eficiente y de menor costo en comparación con otros combustibles fósiles.

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I.

HIDROCARBUROS

UBICACIÓN DEL YACIMIENTO CAMISEA

El yacimiento

se ubica en la selva amazónica,

al sur del Perú,

distrito de Echarate, provincia de La Convención, región Cusco, a más de 400 km al Sur Este de la ciudad de Lima.

II.

ANTECEDENTES DEL PROYECTO CAMISEA

• Julio 1981: 1981: Se suscribió Contrato de Operaciones Petrolíferas por los Lotes 38 y 42 con la Cia. SHELL.

• 1983 - 1987: Como resultado de la perforación de 5 pozos exploratorios, la Cia. SHELL descubre los Yacimientos de Gas de Camisea.

• Agosto 1988: Se da por concluida concluida la negociación de un Contrato Contrato con la Cia. SHELL, sin llegarse a un acuerdo.

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HIDROCARBUROS

• Marzo 1994: Se firma Convenio para Evaluación y Desarrollo de los Yacimientos de Camisea entre SHELL SHELL y PERUPETRO.

• Mayo 1996: Se completó la negociación y se suscribió el Contrato de Explotación de los Yacimientos de Camisea entre

el consorcio

SHELL/MOBIL y PERUPETRO.

•

Julio 1998: El consorcio consorcio Shell/Mobil comunica comunica su decisión de no

continuar con el Segundo Periodo del Contrato, por consiguiente el Contrato queda resuelto.

Con fecha 2 de Junio 2004: Se inició el llenado del Gasoducto Camisea a Lima, quedando dicha fecha como la de inicio de la Extracción Comercial en el Contrato de Explotación de los yacimientos. • Abril 2004: Se concluyeron los trabajos de pruebas hidráulicas de los ductos de gas y líquidos.

III.

GEOLOGIA

La Cuenca Ucayali en el área de Camisea, está limitada al Oeste por la Cordillera de los Andes, al Norte por el arco de Contaya y Cushabatay, al Sur por el arco de Fitzcarrald y al Este por el basamento Precambreano. El relleno de esta cuenca comprende aproximadamente 3000 metros de

clásticos continentales del Cenozoico cubriendo secuencias del Ordoviciano hasta sedimentos del Cretáceo. Los reservorios de la Cuenca Ucayali son secuencias clásticas de edad Cretácea y Pérmica. Se cuenta con dos yacimientos denominados Cashiriari y San San Martín.

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1. Yacimiento Cashiriari El yacimiento Cashiriari es un anticlinal orientado en la dirección Este Oeste y con medidas en superficie de 30 km por 5 km. El cierre de la

estructura lo proporciona una combinación de relieve estructural y falla sellante. Los reservorios van del Vivian hasta el Noi y Ene.

2. Yacimiento San Martin

El anticlinal de San Martín mide en superficie 10 x 4 km. km. El cierre de la estructura en el Este, Oeste y Sur es por relieve estructural, mientras que por el norte es por una falla de sobreescurrimiento. 3. Génesis del Gas de Camisea

La Formación Ene es importante por la presencia de lutitas negras ricas en materia orgánica, lo que lo convierte en una roca madre prospectiva. Las características geoquímicas de estas lutitas indican una tendencia a generar petróleo o gas, tratándose de materia orgánica enriquecida y con alto contenido de COT de 2% a 3% y kerógeno del Tipo I y II.

Según

los

isótopos

y

el

diagrama

Pristano/Fitano

contra

Diasterano/Esterano de carbono, estos indican que fueron dos de las rocas madre que originaron

los hidrocarburos en el área de Camisea, en el

campo San San Martín con rocas madre de edad edad pérmica a carbonífera carbonífera y los condensados de Cashiari, sólo son correlacionales con rocas madres del carbonífero.

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IV.

HIDROCARBUROS

COMPONENTES DEL GAS DE CAMISEA CAMISEA

1. .Explotación

El contrato del módulo de explotación es por 40 años, ha sido cedido al Consorcio liderado por Pluspetrol Perú. El módulo de explotación comprende dos áreas geográficas, el área del Upstream que abarca todas

las operaciones

a realizarse en el Lote 88, y el área del

Downstream, que abarca la Planta de Fraccionamiento de Líquidos en la zona de Pisco.

Dentro

del Lote 88 se

llevan a cabo una serie de

actividades

de

explotación, construcción

y

operación, que han sido agrupadas

en

sub

cuatro

proyectos:

Relevamiento 3D, perforación

sísmico de

pozos en las plataformas San Martín 1 y 3, Cashiriari 1 y 3, líneas de conducción de gas dentro del Lote Lote 88, planta de gas de Malvinas. Malvinas. En cuanto a la Planta de Fraccionamiento de Líquidos en la Playa Lobería, Pisco incluye una unidad de fraccionamiento para producir propano,

butano y una unidad de destilación primaria de producción de nafta, diesel y combustible para motores de reacción. 28 

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2. Transporte El transporte de gas natural y

de

los

líquidos

de

gas

(Camisea-Lima) fue dado

concesión liderado

al por

diciembre

habiéndose

en

consorcio TGP

en

del

2000,

construido

un

ducto para Gas Natural de 714 km de longitud, desde

que va

la Planta Criógenica

en Malvinas (Camisea) hasta el “City Gate” en Lurín- Lima y un ducto para los Líquidos del Gas Natural de 540 km de longitud, que va desde la Planta de Gas de Malvinas (Camisea) hasta la planta de frac- cionamiento y terminal en Pisco. La ruta de los ductos, empieza en Camisea, en el departamento de Cusco,

y cruza cruza los departamentos de Ayacucho, Huancavelica, Ica y

Lima. El perfil de elevación para los ductos llega a su punto más alto, a los 4.800 m.s.n.m. en la Cordillera de los Andes. Estas obras han tenido algunas roturas recientes, indica que todo se

debe a la falta de un buen estudio geológico para el tendido de las tuberías.

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En el siguiente diagrama se presentan las actividades del proyecto Camisea:

Fuente: Apoyo Consultoría, 2007.

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V.

HIDROCARBUROS

IMPACTOS ECONÓMICOS DEL PROYECTO CAMISEA

31

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VI.

HIDROCARBUROS

ASPECTOS AMBIENTALES DEL GAS GAS DE CAMISEA

Hoy en día el gas natural es la mejor elección elección de energía ambiental limpia. El uso progresivo del gas natural puede evitar muchas preocupaciones

a nivel mundial, tales como el efecto invernadero que está produciendo el calentamiento global y cambio climático

en el planeta tierra, la lluvia lluvia

ácida y las diversas emisiones. La composición química simple y natural hace que el gas natural sea un combustible inherentemente limpio,

eficiente y barato, tiene menos emisiones que el carbón o el petróleo, que no se queman del todo y sus contaminantes son llevadas a la

atmósfera. Por el contrario, la combustión del gas natural prácticamente no tiene emisiones atmosféricas de dióxido, y muchas menos emisiones de monóxido de carbón, hidrocarburos reactivos,

óxidos de nitrógeno

y

dióxido de carbono, comparado con la combustión de otros combustibles fósiles. Además, el gas natural tiene un precio de mercado menor al de cualquier otro combustible fósil, es seguro, reduce los costos de mantenimiento, por ejemplo en

el parque

automotor se reduce

entre

el 20% y 30%,

aumenta la eficiencia en el proceso de generación de energía, reduce los costos

de operación,

es de fácil conexión a través

de tuberías, no

requiere de almacenamientos costosos, tiene aplicación universal en todo tipo de maquinarias y vehículos donde es necesaria la energía. Si bien es cierto que hubieron varios derrames producto de la rotura de de

tuberías, que han creado problemas ecológicos locales locales debido a diversas fallas, principalmente principalmente en los estudios geológicos para el tendido de las tuberías, ya sea por el corto tiempo para el estudio de los mismos o 32

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aspectos de gestión administrativos que no le han dado el debido peso a los aspectos geológicos que debieron ser tomados en cuenta para evitar estos hechos lamentables que crean problemas

nativas

en

las

comunidades

de nuestro país, generando desconfianza en nuevos proyectos.

Esperamos la ética y responsabilidad social de las empresas y del Estado, para que puedan subsanar los errores y evitar futuras contaminaciones y conflictos sociales innecesarios. Finalmente creemos que si bien es cierto que el gas mejora nuestra

economía, aunque ésta aún no es percibida por la población nacional, pero quizás los costos ambientales que ahorran ahorran el Perú y el mundo con el uso del gas natural son mayores; mayores; por lo que es necesario necesario

valorarlos.

Asimismo, debe racionalizarse su explotación y propender a la creación

de la industria petroquímica para darle valor agregado a esta riqueza natural que alberga nuestro país.

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YACIMIENTOS PETROLÍFEROS PETROLÍFEROS EN EL NOR-OESTE DEL PERÚ.

Fig. 1.1: Mapa de ubicaci ón del área Noroccidental. Imagen DEM (Digital Elevation Model, NASA) y de BATIMETRIA.

La costa noroccidental del Perú es la zona petrolera más antigua del país, en el departamento de Piura. Allí están los centros petrolíferos de la Brea, Pariñas, Lobitos, El Alto, Talara y los Órganos, todos ellos en la provincia de Talara. Se produce el 18,61% del petróleo peruano, que se procesa en la refinería de Talara la más grande del país. Actualmente, BPZ Resources explotará 2 nuevos pozos de petróleo en el mar

del norte de Perú, tras concluir la etapa de perforación e iniciar la etapa de pruebas con una tasa inicial conjunta de 4.000 barriles diarios del hidrocarburo,

informó hoy la empresa en Lima. Los nuevos pozos puestos en producción son el CX11-19D en el campo Corvina, que dará 1.700 barriles de petróleo por día (bpd), y el A-14XD en el campo Albacora, con 2.300 barriles, ambos localizados en lote Z-1 en el noroeste del Perú. 34

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YACIMIENTOS PETROLÍFEROS EN EL ZÓCALO CONTINENTAL

Esta zona se extiende desde la Península de Illescas, en Piura, hasta la frontera

con el Ecuador. Aquí se pueden distinguir dos zonas bien definidas:

Fig.

1.2:

Mapa

Geogr áfico

presentando

las

principales

localidades (Contralmirante Villar y Lancones) de la zona de investigación.

La primera que abarca las costas de Tumbes, la cual se caracteriza por que la

amplitud

de

su

zócalo

varía

entre

50

a

70

km.

La segunda se encuentra comprendida entre Zorritos y Punta Aguja, en la

Península de Illescas. El zócalo es estrecho, en especial en las bahías de Paita y

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Sechura, desapareciendo casi a la altura de Punta Balcones, Paita y la Península de Illescas. En el talud continental superior se alinean otras cuencas sedimentarias que se emplazan paralelamente paralelamente entre los altos altos de basamento del margen de la plataforma continental y otra cadena de relieves en el talud, con rellenos

sedimentarios más modernos y principalmente de ambientes batiales (turbiditas). Las cuencas de Trujillo y Lima corresponden a este tipo de cuencas del talud.

La cuenca de Talara comparte esta situación durante el Cretáceo tardío, Paleoceno y Eoceno. La cuenca Progreso-Tumbes representa aisladamente a un tipo de depresión

tectónica muy dinámica que se origina durante el Neogeno, en el extremo norte de la cuenca Talara como consecuencia de desgarres tectónicos (de tipo "pull-apart") derivados por la colisión de las placas de Nazca, Cocos y la placa continental de Sudamérica La estrechez del Zócalo Continental, se debe a que en esta zona se ha sufrido levantamientos en el pasado, dando lugar a la formación de los tablazos norteños como Zorritos, el Alto, los cerros de La Brea y Amotape, la Silla de Paita y la Península de Illescas. El zócalo continental es la parte del fondo submarino que se extiende entre al playa y la isóbata de 200m de profundidad. Frente a Piura el zócalo continetal es estrecho. Sin embargo, allí hay 539 pozos en producción que se operan desde unas plataformas flotantes.

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YACIMIENTOS PETROLÍFEROS PETROLÍFEROS EN LA SELVA DEL PERÚ. La selva peruana es la más importante zona petrolera del Perú. Su explotación se acentuó en la década del setenta. Los primeros yacimientos que se explotaron fueron: Aguas Calientes, en la provincia de Pachitea, departamento

de Huánuco.

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En la década del setenta se descubrieron los yacimientos de la selva norte, en las cuencas de los ríos Corrientes, afluente del Tigre, y Pastaza, ubicados cerca de la zona de frontera, fron tera, en el departamento de Loreto.

Se estima que los yacimientos de gas y de petróleo del Perú se hallan ubicados fundamentalmente en la región nordeste y, en la Selva, al norte del río Marañón y en el Ucayali Central. Debido al escaso conocimiento de su rendimiento potencial, el Gobierno peruano ha dividido la región oriental en sectores para su exploración y posterior explotación. Los yacimientos de hidrocarburos más importantes de la cuenca amazónica, en términos de su actual producción, se hallan en la Selva norte, en el Departamento de Loreto, mientras que los de la Selva Central son los depósitos de Maquía, Aguas Calientes y Aguaytía en los Departamentos de Ucayali y de Huánuco. Otros afloramientos de gas y petróleo se han detectado en numerosos lugares de la Selva. En la Selva Central se han encontrado en el curso del río Ucayali, cerca de Iquitos, y a lo largo de los ríos Marañón, Santiago, Alto Madre de Dios y Colorado.

Los hidrocarburos son una mezcla de miles de diferentes compuestos químicos, que varían desde gases ligeros hasta hidrocarburos semisólidos como el asfalto, o sólidos como la parafina. La mayoría de estos hidrocarburos se encuentran en solución en los hidrocarburos líquidos. En la Amazonia peruana también se han encontrado petróleos pesados que no pertenecen al tipo asfalto bituminoso, pero debido a su alto peso molecular no presentan un potencial comercial

promisorio. No obstante, las exploraciones más recientes revelan la posible existencia de petróleo del tipo comercial en la región.

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Actividades de Exploración y Explotación En toda la Selva peruana se han llevado a cabo actividades de exploración, especialmente en la zona situada entre los ríos Urubamba, Tambo y Ucayali. Se han utilizado diversos métodos, siendo los más importantes el sísmico y los pozos exploratorios.

Los datos correspondientes a 1979 muestran que la cuenca amazónica produjo el 67 por ciento del total de hidrocarburos del país. Las reservas nacionales se estiman en 4 000 millones de barriles de petróleo recuperables, de los cuales se calcula que el 71.5 por ciento corresponde a la región de la Selva peruana. El gas natural representa el 50 por ciento de las reservas totales. La producción de petróleo en 1979 fue de 70 millones de barriles, lo que significa que al ritmo actual de explotación, las reservas durarían aproximadamente 57 años. La actividad petrolífera en la región consiste en trabajos de exploración basados en el campo de A guas Calientes, y de extracción y transporte en otras partes de la región. La refinería de Aguas Calientes tiene una capacidad de 2 500 barriles diarios.

Transporte de Petróleo y Derivados Los equipos que se utilizan en la exploración y explotación de hidrocarburos se transportan principalmente por avión, helicópteros, barcos de mediano tonelaje y barcazas. El río Ucayali constituye parte de la ruta más económica para el transporte de productos y materiales entre la Selva y la Costa, lo que por

avorece los asentamientos en la región (Faura Gaig, 1962). También supuesto f avorece favorece la exploración de sus recursos naturales, ya que el río Ucayali cruza terrenos en los cuales se ha comprobado la existencia de grandes depósitos de sustancias bituminosas.

El petróleo que se produce en la Selva norte del Perú es transportado por medio de un oleoducto de 856 km de longitud, que se extiende desde 39

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Saramuro hasta Bayovar y de los ramales procedentes de cada centro de

producción. También se utilizan barcazas denominadas "chatas" tanto para el transporte del petróleo en su estado natural como para sus derivados, principalmente diesel.

Subproductos del Petróleo Normalmente, la separación de petróleos y aguas salinas no es completa, y partes de petróleo, compuestos orgánicos y gases disueltos se descargan conjuntamente con el agua salina. La concentración de estas sustancias es variable, y generalmente constituyen de 0.1 a 3.0 por ciento del volumen de

agua. También se pierden considerables cantidades de petróleo a causa de derramamientos, pérdidas, lavado y reparación de equipos y accesorios. Los vapores de la combustión del petróleo, del quemado de los gases del petróleo y vapores aromáticos en los tanques de almacenamiento y pozos se descargan en la atmosfera. Generalmente, los gases que se queman durante la refinación del petróleo contienen hidrógeno, metano, etileno, etano, propileno y propano. Se desconoce el impacto que estas sustancias pueden tener sobre los

ecosistemas tropicales húmedos, pero los datos provenientes de otros lugares sugieren que su descarga en los cursos de agua de la región podría tener serias consecuencias para toda la cuenca amazónica (Ossio, 1979).

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OTROS YACIMIENTOS EN EL TERRITORIO PERUANO.

Perú posee una larga tradición como productor de petróleo. Hasta la primera mitad del siglo, las operaciones en la costa norte estuvieron entre las

primeras y más importantes actividades petroleras de Iberoamérica; en años posteriores se inició un permanente cuestionamiento de esta actividad que desembocó en posiciones políticas equivocadas y en la falta de políticas promocionales adecuadas, con lo que se produjo un deterioro de la situaci ón y

una caída de la industria petrolera nacional. En Perú se encuentran reservas petroleras en el zócalo continental, en la costa y en la selva amazónica, donde existen 18 cuencas sedimentarias que se extienden sobre 84 millones de

hectáreas. De los 850 millones de barriles en los que se cifraban las reservas probadas de petróleo a comienzos de los años ochenta, se ha pasado a 350 millones de barriles.

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Contratos de exploración vigentes:

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Ubicación de las compañías petroleras en las poblaciones indígenas.

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CONCLUSIONES

Conocer el comportamiento en los reservorios para llevar a cabo un

proceso de interpretación que permita un eficiente cálculo de reservas En el método de balance de materiales se debe tener en cuenta la habilidad para manejar diferentes propiedades de rocas y fluidos

Se debe decidir cuál es el método más conveniente y apropiado a utilizar El método volumétrico requiere poca información – puede realizarse temprano en la vida del yacimiento La desventaja del método volumétrico es que se requiere asumir datos promedios ( fr, por, h, swi, etc.)

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BIBLIOGRAFÍA Cuencas Sedimentarias Del Nor Oeste Peruano Geologia De Talara – Presentado por : Ing. Edito Luis Rojas Linares - Profesor: Dr. Sc. Julio Bellido Delgado – Febrero 2010. Definiciones y normas de las reservas de hidrocarburos - Dirección general de exploración, reserva y tierra - Noviembre,2005. Noviembre,2005.

Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana – Tomo X-7-8 – Explotación de campos petroleros – Por el Ing. Alfonso Barnetche. Prácticas de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos – Ing. José F. Rivera V. - -Setiembre 2004. El gas de camisea: geología, economía y usos - Revista del Instituto de Investigaciones

FIGMMG Vol. 10, Nº 19, 113 -119 (2007) UNMSM ISSN: 1561-0888 (impreso) / 16288097 (electrónico) - Abel Andrés Zavala*, Enrique Guadalupe Gómez**, Norma E. Carrillo Hidalgo***.

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