Calculo de Reservas y Productividad de Petroleo y Gas

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Curso: HIDROCARBUROS Por: Chávez Tirado, Elsa. Córdova Raico, Ernaldo. Coronado Mosqueira, Enrique. Sáenz Correa, Enrique. Docente : Ing. Cueva Paz, Armingol Trabajo Monográfic o Cajamarca, Junio del 2011 De Universidad Nacional Universidad Nacional de Cajamarca de Cajamarca Facultad de Ingeniería Facultad de Ingeniería Escuela académico profesional Escuela académico profesional de ingeniería Geológica de ingeniería Geológica CÁLCULO DE RESERVAS Y CÁLCULO DE RESERVAS Y PRODUCTIVIDAD DE PETRÓLEO Y PRODUCTIVIDAD DE PETRÓLEO Y GAS GAS

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hidrocarburos

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Curso: HIDROCARBUROS

Por: Chávez Tirado, Elsa.

Córdova Raico, Ernaldo. Coronado Mosqueira, Enrique.

Sáenz Correa, Enrique.

Docente : Ing. Cueva Paz, Armingol

Trabajo Monográfico

Cajamarca, Junio del 2011

De

Universidad Nacional deUniversidad Nacional de CajamarcaCajamarca

Facultad de IngenieríaFacultad de IngenieríaEscuela académico profesional de ingenieríaEscuela académico profesional de ingeniería

Geológica Geológica

CÁLCULO DE RESERVAS YCÁLCULO DE RESERVAS Y PRODUCTIVIDAD DE PETRÓLEOPRODUCTIVIDAD DE PETRÓLEO

Y GASY GAS

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INDICE

INTRODUCCIÓN PAG. RESUMEN PAG. 3OBJETIVOS PAG. 4

DESARROLLO DEL TEMACALCULO DE RESERVAS Y PRODUCTIVIDAD DE PETROLEO Y GAS

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

PAG. 23RESERVORIO 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.

INTRODUCCIÓN

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Este informe presenta las definiciones de Reservas de Hidrocarburos, su clasificación, métodos de cálculo, y la productividad de hidrocarburos en 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.

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

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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).

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 Producción o el Método de Recuperación, las reservas se clasifican según se muestra en la Tabla No. 1.

TABLA NO. 1. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS.

CRITERIO CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS

Certidumbre de Ocurrencia− Probadas− Probables− Posibles

Facilidades de Producción− Probadas Desarrolladas− Probadas No Desarrolladas

Método de Recuperación− Primarias− Suplementarias

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I. 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 PROBADASLas 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 PRODUCCIÓN, LAS RESERVAS PROBADAS SE CLASIFICAN EN:

a. RESERVAS PROBADAS DESARROLLADASLas 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 definición 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 recuperación suplementaria cuando los equipos necesarios hayan sido instalados (Fig. 1).

b. RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADASLas 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).

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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 PROBABLESLas 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 POSIBLESLas 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 PRIMARIASSon las cantidades de Hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.

2. RESERVAS SUPLEMENTARIASSon 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.

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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 efectúa 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 información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos.

I. MÉTODOS DETERMINÍSTICOS

Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de ingeniería y económico en la estimación 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 y de los fluidos.

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

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Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen lasReservas 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

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 ecuación:

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GSOES = GCOES x Fg

Cálculo de los líquidos del Gas Condensado Original En Sitio (COES):

COES = GCOES x (1 – Fg) x 1/Rgci

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 gas condensado

fracción

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 cúbicoPCY Pie cúbico a condiciones de

yacimientopie cúbicoPOES Petróleo Original En Sitio BN

GOES Gas Original En Sitio PCN

COES Condensado Original En Sitio BN

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2. 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.

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,

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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 que la separan y diamantes que la perforan, 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

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

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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, llega un momento en 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. 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 manera 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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Bombeo del petróleo

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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 que se puedan desarrollar pozos desde plataformas situadas en el mar

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(off-shore), en aguas de una profundidad de varios cientos de metros.

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. 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.

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OTROS MÉTODOS EN EL CALCULO DE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS

I. CÁLCULO POR CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN

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 utilización de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar en el medio poroso durante la producción

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Derrames de petróleo

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del yacimiento. Se basa en la disgregación 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

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. 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: 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 la negociación de un Contrato con la Cia. SHELL, sin llegarse a un acuerdo.• Marzo 1994: Se firma Convenio para Evaluación y Desarrollo de los Yacimientos de Camisea entre 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 Shell/Mobil comunica su decisión de no continuar con el Segundo Periodo del Contrato, por consiguiente el Contrato queda resuelto.

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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 Martín.

1. Yacimiento CashiriariEl 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 MartinEl anticlinal de San Martín mide en superficie 10 x 4 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 CamiseaLa 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.

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

IV. COMPONENTES DEL GAS DE CAMISEA

1. .ExplotaciónEl 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 cuatro sub proyectos: Relevamiento sísmico 3D, perforación de pozos en las plataformas San Martín 1 y 3, Cashiriari 1 y 3, líneas de conducción de gas dentro del Lote 88, planta de gas de 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

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primaria de producción de nafta, diesel y combustible para motores de reacción.

2. TransporteEl transporte de gas natural y de los líquidos de gas (Camisea-Lima) fue dado en concesión al consorcio liderado por TGP en diciembre del 2000, habiéndose construido un ducto para Gas Natural de 714 km de longitud, que va desde 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 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.

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

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Fuente: Apoyo Consultoría, 2007.

V. IMPACTOS ECONÓMICOS DEL PROYECTO CAMISEA

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VI. ASPECTOS AMBIENTALES DEL GAS DE CAMISEA

Hoy en día el gas natural es la mejor 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 ácida y las diversas emisiones. La composición química simple y natural hace que el gas natural sea

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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 tuberías, que han creado problemas ecológicos locales debido a diversas fallas, principalmente en los estudios geológicos para el tendido de las tuberías, ya sea por el corto tiempo para el estudio de los mismos o 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 en las comunidades nativas 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 el Perú y el mundo con el uso del gas natural son mayores; por lo que es 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 EN EL NOR-OESTE DEL PERÚ.

Fig. 1.1: Mapa de ubicación 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

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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.

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 Geográfico 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 Sechura, desapareciendo casi a la altura de Punta Balcones, Paita y la Península de Illescas.

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En el talud continental superior se alinean otras cuencas sedimentarias que se emplazan paralelamente entre los 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 SudaméricaLa 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.

YACIMIENTOS 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, 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 Aguas 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 supuesto favorece los asentamientos en la región (Faura Gaig, 1962). También 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 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

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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).

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

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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 situación 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.

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 reservasEn 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 utilizarEl 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.)

BIBLIOGRAFÍA

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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.

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) / 1628-8097 (electrónico) - Abel Andrés Zavala*, Enrique Guadalupe Gómez**, Norma E. Carrillo Hidalgo***.

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