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Eleodoro Mayorga / Reactivando el upstream (5 de 7)

LA SELVA NORTE


50- La explotación de crudos pesados en la Selva Norte, que conforman la mayor parte de las reservas probadas de petróleo crudo de nuestro país, está íntimamente ligada a mantener una operación segura del Oleoducto. Existe consenso en que el relanzamiento de la producción en la selva norte y el futuro de una nueva etapa de exploración, solo será posible si se ofrece a los futuros contratistas no solo condiciones fiscales atractivas sino de igual importancia, la posibilidad de poder llevar su producción a los mercados a través de un sistema de oleoductos seguro, con precios de transporte razonables y socialmente aceptado. Los recursos de crudo pesado que existen en la parte este de la cuenca Marañón solo podrán ser puestas en valor y convertidas en reservas mediante un sistema de oleoductos fiable


51- La operación del actual oleoducto ha sufrido un buen número de interrupciones, la mayoría por actos delictivos (... casi 2 de cada 3 ocurrencias) que no han sido debidamente penalizados. La corrosión ha sido la causa de 15% de las ocurrencias.


Petroperú ha priorizado la reparación del oleoducto, pero su esfuerzo podría quedar en el aire si no se corrigen el régimen tarifario y se mejora significativamente los aspectos de seguridad de su operación.


52- En particular, dejamos constancia que una tarifa del orden de 10 USD/Barril como la actual hace casi inviable la puesta en producción de estos crudos. El oleoducto no puede transportar crudos con menos de 18 grados API y una viscosidad adecuada. Se avanzó la idea que el oleoducto debe dejar de ser la responsabilidad exclusiva de PETROPERU para convertirse en una infraestructura cuya operación es mantenida por las empresas productoras en la zona de influencia.


53- Más aún, si bien en la zona existen reservas importantes de petróleo pesado estas se encuentran en campos en distintos estados de vida productiva. Algunos, como los campos del Lote 67 en manos de Perenco, recién han sido perforados, otros como en el Lote 192 o el Lote 8 producen desde hace varias décadas y tienen en la actualidad un elevado corte de agua (más del 95%).


54- Estas reservas de petróleo pesado son quizás las reservas de hidrocarburos líquidos más importantes del país. Se trata sin duda de varios cientos de millones de reservas probadas a las cuales se pueden sumar lo que falta por hacer exploración al Norte del bloque 39 hacia la frontera con Ecuador. El ultimo pozo exploratorio en esta área produjo cerca de 1000 BOPD de crudo pesado y se abandonó.


55- En menor cuantía, existen en la zona reservas de crudo ligero, valiosas para movilizar las abundantes reservas de crudo pesado. Cabe señalar algunas formaciones (i.e. Chonta) y campos nuevos como Situche en Lote 64 actualmente contratado a Geopark (75%) en asociación con Petroperú (25%). Un trabajo más serio en proyectos de producción de crudos ligeros es de importancia crítica, pues la compra de diluyente es muy costosa (ver recuadro).


56- Para relanzar en los próximos años la producción de esta zona hace falta un estudio que vea la mejor manera de incrementar la disponibilidad de petróleo ligero, o diluyente, incluido su transporte (prioritariamente por ducto) hasta los campos de crudo pesado y de ahí la colecta de la producción de crudo pesado hasta su puesta en la estación del oleoducto norperuano más conveniente . La experiencia de Perenco de importar diluyente funciono cuando el WTI estaba por los 100 USD. Además de revisar la economía de la explotación con diluyente, el estudio tiene que abarcar otras tecnologías:


● el crudo pesado se puede mover si se le calienta y con ello aumenta su API; se deberá analizar la posibilidad de la operación “in situ” de Plantas Procesadoras de crudo pesado modulares, para obtener 100% de productos ligeros a ser utilizados como diluyentes.

● o también en emulsión inversa es decir mezclado con bastante agua que en Bayóvar se deberá separar).



Consideraciones técnicas a tener en cuenta para el desarrollo de una estrategia de explotación de crudos pesados en la Selva Norte:


57- La formación Chonta en el bloque 192 es una formación por lo general de crudo liviano, pero muy sensitiva a fluidos extraños. Esto basado en A) Estudios de cores, B) Comportamiento Productivo, y C) Mejoras en la técnica de baleo y producción de algunos pozos. Los análisis de Flujo en cores de Chonta hechos por Halliburton, mostraban que la proporción de Kaolinita en algunas áreas del campo era 10 % o más. La kaolinita es un fino que viaja durante el flujo del pozo y que puede causar el taponamiento de los poros cerca del pozo. Esto puede causar una fuerte emulsión si ingresa otro fluido no compatible con el petróleo de Chonta. Esto debe de haber sucedido en muchos pozos especialmente en el campo de Huayuri Sur.


58- La experiencia con la recompletación del pozo Sur Capahuari 31 dio un resultado interesante. En el registro al concluirse la perforación, la formación chonta se presentaba pobre y no se abrió. El pozo ya estaba en 1998 destinado a ser abandonado, pues producía solo de la formación Vivian y ya tenía un corte de agua elevadísimo. El retrabajo consistió en abandonar la formación Vivian (con cemento) y bajar unas escopetas con packer y sarta de gas lift, llenar el pozo con diésel (es el único fluido que no hace daño al Chonta). Luego del disparo el pozo operado con Gas Lift, inicialmente produjo 1800 BOPD y a los 2 meses se estabilizo alrededor de 1400 BOPD. En Capahuari Norte el Chonta es de baja calidad de roca, parecido a las formaciones de Talara.


59- El pozo descubridor Capahuari Norte 1 fue productor de Chonta Flowing con + de 1000 BOPD, pero por pocos meses y se colapsado el casing, el pozo se perdió. Luego se perforaron como 6 pozos, todos fueron pobres. Sin embargo, los pozos fracturados en 1994 (el 3 y el 5, cuando aún no se tenía idea de lo sensible que era Chonta), quedaron produciendo flowing 500 BOPD cada uno. Unos años después, con ayuda de Gas Lift, se buscó incrementar esta producción. Sin embargo, no se logró este objetivo. Pareciera que el agua con aditivos para darle peso y matar el pozo debió haber dañado la formación. Tiempo después ya con alguna mejor experiencia de lo que era Chonta se pudo hacer unos trabajos para volverlos a poner en producción el pozo, lo que se consiguió, pero ya con menor volumen de producción


Los nuevos esfuerzos de exploración en el Lote 192 deben centrarse en los horizontes pre Cretáceos, que producen en el Ecuador. En la parte oeste del Lote, el pozo Tambo Sur, probo la existencia de petróleo ligero en la formación Cushabatay, confirmando previos hallazgos en pozos de Capahuari y Dorissa.


60- En nuestra opinión necesitamos de un estudio liderado por Perupetro, en asociación con los contratistas de la cuenca que debe cuidadosamente revisar las tecnologías, que señale los pros y contra; y las inversiones requeridas y su mejor manera de financiarlas. El estudio deberá utilizar los estudios parciales existentes buscando conectar con ductos secundarios los ductos hoy existentes y que concluya en la mejor manera de realizar una explotación integrada de las actuales reservas en la zona, minimizando la inversión y los costos operativos tanto en los campos como en transporte.


61- El estudio integral deberá tener en cuenta y garantizar el suministro de crudo a la refinería de Iquitos, necesaria para el suministro de productos en la zona.


62- Esta sería la estrategia para una primera fase, en la cual solo se están incluyendo las reservas probadas actuales. De la información hoy disponible, se conoce que Petrotal en base a la estructura Bretaña en el lote 95 está dispuesto a continuar invirtiendo y que ha logrado un acuerdo con Petroperú para seguir evacuando durante los próximos tres años su producción en gran parte por el oleoducto.


63- La construcción de extensiones al sistema de oleoductos igualmente podría permitir la salida a los mercados del crudo de campos descubiertos en el Ecuador e incentivar la exploración de los Trends de producción que existen en el Perú y se prolongan del otro lado de la frontera.


64- Estudios estadísticos de la exploración realizada en la cuenca Marañón, muestran que las posibilidades de encontrar campos con reservas de más de 100 MM de barriles en los yacimientos Cretáceos del área (Corrientes / Capahuari) son bajas y que las reservas de nuevos descubrimientos en esta cuenca serian en consecuencia relativamente pequeñas (20 a 30 millones de barriles) con base a las cuales resulta imposible la construcción de nuevos oleoductos. Las posibilidades de lograr se realicen mayores inversiones en exploración en consecuencia, aumentaran definitivamente conforme se logre el funcionamiento sostenible del oleoducto existente a tarifas razonables basado en reservas remanentes


65- Se han hecho estimaciones respecto a la posibilidad de reducir la tarifa del oleoducto de 10USD por barril a 3 – 4 USD/bbl basados en la posibilidad de aumentar sustancialmente el volumen de crudo transportado. Durante el periodo en el cual se logra alcanzar la producción que hace esta tarifa sostenible será necesario un mecanismo de financiamiento, llámese un fondo petrolero que reciba aportes frescos – sea de la caja fiscal o sea de un pequeño aporte incluido en el precio de los combustibles – los cuales serán largamente compensados con las regalías e impuestos que se tendrían por los nuevos volúmenes de producción .


66- De igual forma que para la cuenca Talara es urgente el inicio de un proyecto que se encargue de eliminar los pasivos ambientales y de cerrar las brechas sociales que aún existen en el área:


a. definir los pasivos ambientales causados por la producción de los campos descubiertos y los pozos exploratorios no exitosos marcando la prioridad bajo la cual debe proceder la remediación de manera a juntar los recursos necesarios y por otro lado continuar a reclamar a las exoperadoras del área los pagos que corresponden por el abandono de estos pasivos.

b. Preparar un plan social con ideas nuevas y con participación de los gobiernos subnacionales y de las organizaciones indígenas que verdaderamente desemboque en un cierre de brechas efectivo entre las distintas poblaciones en la zona. Es notorio la intervención de ONGs y de otras organizaciones de la sociedad civil en esta parte de nuestro país preocupadas por la conservación de la zona y de las poblaciones, a las cuales se debe hacer ver que el no concluir la explotación de las reservas petroleras de la zona de manera ordenada con buenas prácticas deja un tremendo riesgo de pasivos ambientales y de poblaciones abandonadas.

c. En el caso de la Selva Norte y Central la implementación de un Plan Social reviste un carácter de urgencia frente a las demandas de las organizaciones de los Pueblos Indígenas reclamando con mayor insistencia la conformación de gobiernos autónomos frente al Estado Peruano.


67- El no hacer estos estudios técnicos estratégicos, el no construir los planes sociales adecuados tanto para Talara y la Selva Norte, y el no dedicar el esfuerzo para lograr mejores contratos para nuevas inversiones solo nos llevará a empeorar la balanza comercial y al mismo tiempo aumentar la conflictividad social en el país.



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