CAMPO ORITO DATA Hydrocarbons produced: Oil and gas. Basin: Putumayo. Operated by: ECOPETROL Oil method: Static manual. Observations: Gas is very scarce, it burns and consumes. Area: 80 2 Accumulation Accumulation of hydrocarbons hydrocarbons in Caballos and and Villeta Villeta – Pepino formations. LOCATION Se sitúa en la cuenca de putumayo en el departamento de putumayo. Esta cuenca posees 11 formaciones estratigráficas y se han perforado alrededor de 110 pozos. DESCUBRIMEINTO. En marzo de 1963, las empresas norteamericanas, Texas Petroleum Company y Gulf, hacen el descubrimiento de lo que se llamaría el campo Orito con el pozo productor Orito1 y comienza así una nueva era en la explotación de hidrocarburos en el Sur de Colombia. HISTORY. En noviembre de 1979, ECOPETROL adquiere las acciones de Texas Petroleum Company bajo la razón social Petrolera del Río Panamá S.A. y en 1981 asume la administración del campo como el Distrito Sur. En 2004, de acuerdo con la reestructuración de ECOPETROL, el Distrito Sur se convirtió en la Superintendencia de Operaciones Putumayo (SOP) y tiene a cargo estos campos que cuentan con una infraestructura de 13 estaciones, 2 plantas compresoras de gas, una refinería cerca de 100 pozos activos que producen 433800 m3 /día de gas y 1749 m3 /día de aceite. La explotación petrolera en esta localidad ha tenido dos periodos claramente determinados: un primer momento entre 1963 y 1981 en que la actividad extractiva fue realizada por la Texas Petroleum Company3 , que se caracterizó como un periodo de bonanza petrolera en el Bajo Putumayo; un segundo momento a partir de la reversión de la concesión a la empresa estatal Ecopetrol, en que la producción ha disminuido notablemente. En 1959, el Estado colombiano y la Texas realizaron un contrato de concesión para la exploración y explotación de petróleo en una zona al occidente del Putumayo, por un lapso de treinta años, conocido como la Concesión Orito. Desde 1955, el gobierno nacional había pretendido estimular la inversión en el sur del país al reducir el porcentaje de las regalías que las empresas petroleras debían pagar a la Nación (Texaco 1991). . En 1963, las exploraciones dieron resultados favorables, por lo que la Texas inició el montaje industrial para la explotación en los pozos descubiertos y la conducción del hidrocarburo al puerto de Tumaco, sobre el Océano Pacífico, con su asociada la Colombian Gulf Oil Company encargada de los trabajos prácticos en el terreno (Brücher 1974). De
acuerdo con Devia (2004), las compañías Texas y Gulf también se vieron beneficiadas por algunas medidas de política tributaria, expedidas con anterioridad al inicio de la explotación en la concesión Orito, puesto que las exenciones contempladas para la inversión extranjera en Colombia, les permitían deducir sumas superiores a las que pagaban por regalías. Para la explotación y conducción del recurso, lo mismo que para la dirección y administración empresariales, la Texas construyó diversas obras de infraestructura.
En 1981, la compañía Petrolera del Río “renunció al contrato y cedió todos sus derechos”
a la compañía estatal Ecopetrol. Pese a que el contrato de concesión se había estipulado por treinta años, la heredera de la Texas prefirió revertirlo antes del plazo final. Indudablemente, el agotamiento del recurso y la presión social fueron factores claves en esta decisión4 . Cuando Ecopetrol recibió el campo petrolero organizó el “Distrito Sur de Producción Orito”, con un total de 225 pozos en toda la zona del Bajo Putumayo
(Corpoamazonia 2004). Durante los años siguientes la producción siguió disminuyendo: mientras en 1981 se extraían 20.100 barriles/día en promedio, a mediados de la década de los noventa sólo se extraían 13.225 barriles/día promedio en Orito (Ramírez 1998). Las labores de Ecopetrol al recibir los pozos en el Putumayo, se enfocaron en lograr detener la declinación de lo extraído en todos los campos en producción, a la vez que se buscaban nuevas reservas del recurso petrolero. Al decir de funcionarios de la empresa estatal, Ecopetrol no solamente recibió la labor industrial sino que además recibió un creciente conflicto social en la zona por el aumento del desempleo, al tiempo que se agudizaba el conflicto social armado con la creciente presencia de la insurgencia en las áreas petroleras, y la irresponsabilidad administrativa de los gobiernos locales, entre otros aspectos (Entrevista No. 45 ). Esta empresa ha procurado disminuir la construcción de vías hacia las nuevas explotaciones petroleras, haciendo adecuaciones menores para acceder a los pozos cercanos a los campos más antiguos. Al momento de la reversión, las vías construidas por la Texas fueron entregadas al Estado, a través del Ministerio de Obras Públicas, aunque buena parte de los arreglos y mantenimiento los sigue haciendo Ecopetrol (Ibíd.). PRODUCCION. El gas producido nunca ha sido aprovechado, enviándose a tea por un lapso de más de 40 años. Sumado a esto, las características atípicas, sobretodo de los gases de Orito y Área Sur, cuyas concentraciones de CO2 están por el orden de 70% han dificultado su uso. Este estudio se basó en pronósticos de producción de los campos Orito y Área Sur para los próximos 20 años (Figura 1), los cuales garantizan la producción de gas de por lo menos 141600 m3/día durante este periodo de tiempo. Los tanques de almacenamiento del hidrocarburo que se construyeron en Orito y en el terminal de Tumaco, tienen capacidad para 240 mil y 900 mil barriles respectivamente. La capacidad de bombeo del oleoducto es de 120.000 barriles diarios, cuenta con cuatro estaciones de bombeo y cuatro de reducción de presión.
EXPLOTACION Y AUGE. Explotación y auge de la producción 1963-1971 En 1963 el 26 de marzo se perforó el primer pozo. El pozo Orito 1 debe su nombre al hecho de estar ubicado en el territorio Siona de Oritos, junto al río Orito-Pungo tributario del río Putumayo, a 35km de distancia de Puerto Asís (Domínguez, 1969:50) Pozo Orito 1. Texas, 1991 El 29 de Julio, del pozo Orito 1, situado en la anticlinal de Orito, el petróleo fluyó desde los 1900 metros de profundidad, con una productividad inicial de 1.411bpd de 37 grados API, esto despertó enormes expectativas por su tamaño y calidad del hidrocarburo46, puesto que junto a los hallazgos de San Miguel, se pensó que eran los mayores yacimientos del país (para 1970 se planeó producción diaria de 25.000 hasta 30.000 toneladas de producción diaria, equivalente al total de producción colombiana en 1966, según Tillman, citado por Brücher) (Cáceres et.al, 1985:3) El cálculo de las reservas recuperables de Orito fue de 350 millones de barriles de crudo (Texas, 1991:29) Solo en 1968 se inicia formalmente la producción petrolera en estos pozos, puesto que “el descubrimiento de petróleo en Orito
requería de una estructura poderosa. Por eso, Texaco decidió partir un tiempo mientras planeaba su ejecución ” En 1966 se inició la construcción del oleoducto, operación a cargo de la Hannibal Corporation. El oleoducto se inauguró el 10 de mayo de 1969, unos meses antes de lo presupuestado. Se une a una línea de 58km procedente de los campos Acaé, San Miguel, Loro y Hormiga y, otra línea con los campos Churuyaco, Sucumbíos, San Antonio y Caribe. Tanto en Orito como en el terminal de Tumaco se dispone de tanques de almacenamiento para 240 mil y 900 mil barriles. El diámetro del oleoducto varía así: 18´´ en trayecto de 50km, 14´´ en 245km, 10´´ en 9.6 km. Su capacidad de bombeo es de 120.000 bpd, cuenta con 4 estaciones de bombeo y 4 de reducción de presión. Su costo aproximado fue de US$ 60´000.000. (Cáceres y Teatín, 1985:67,70,72) La refinería de Orito, con capacidad para procesar entre 1.000 y 1.200 bdp, inició operaciones el 12 de octubre de 1968. Es una planta de destilación atmosférica que produce gasolina (bencina y motor), queroseno, JP-1, ACPM, aceite, grasas e hidrocarburos derivados. Decaimiento de la producción 1971-1978 El nivel más alto de producción del campo Orito fue alcanzado en 1971 con una cifra de producción, que varias según las fuentes, de 86.340 bpd (Texas, 1991:31) a 71.436 (Ecopetrol, s.f.) y 120.000 bpd (Torres,1977:65) HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN) Durante esta primera etapa manejada por la Texas sucedieron cambios significativos, por ejemplo, la atracción directa de mano de obra empleada en la empresa como indirecta, principalmente de colonos, que tuvo como resultado una creciente diferenciación social y división del trabajo, la monetarización de las relaciones de intercambio incluso con los indígenas sionas En 1977 la Texas traspasó el 50% del contrato para la exploración y explotación de petróleo en el Putumayo a la
Sociedad Petrolera del Río Panamá52; en 1980 la Texas traspasó el restante 50% a esta misma sociedad53, y en 1981 la petrolera renunció al contrato y cedió todos sus derechos a Ecopetrol54 Por otra parte, en la actualidad la población oritense se sigue considerando como una población petrolera antes que coquera, a diferencia de otras poblaciones putumayense GEOLOGIA Su estructura es un anticlinal asimétrico. Mide 12 km de largo y 6 km de ancho. Cierre vertical máximo de 1100 ft. En el anticlinal hay dos altos estructurales: domo norte (10 pozos) domo sur (39) ESTRATIGRAFIA La formación caballos hace parte del cinturón sedimentario derivado del escudo de la Guyana. La formación de Caballos representa la unidad cretácea más antigua depositada. Está constituido predominantemente por areniscas medianas a finas con grano grueso local y barro gris entretejido con materia orgánica, Glauconita y Pirita Litológicamente constituida por arcillolitas vari coloreadas con finas interestratificaciones de yeso y laminaciones carbonosas. La formación fue depositada en una ambiente continental tipo paludal, su espesor aproximado es de 1000 m habiéndosele asignado una edad Oligoceno. PROPIEDADES PETROFISICAS El volumen sísmico fue adquirido en una zona rectangular con rejilla en 25x25m2 tamaño de la caja con 10 km inline y 5 km Xline geometría encuesta, 2 ms de frecuencia de muestreo y 4 segundos de duración récord. Después del procesamiento de los datos, se proporcionó un volumen de migración de la pila posterior que representa reflectores fuertes y bien definidos con un contenido de frecuencia que oscila entre 20 y 60 Hz. Dieciséis pozos están cruzando la formación de Caballos cuyo grosor varía de 200 a 300 pies a lo largo del campo. Cada pozo posee un conjunto de registros de pozos que incluyen rayos gamma, sp, densidad, neutrones, sónicos, resistividad y calibre usados para calcular propiedades físicas y petrofísicas como densidad, porosidad, permeabilidad, volumen de pizarra, velocidad de onda p, impedancia acústica y definir litología (Figura 3). Se tuvo en cuenta la presencia de pérdidas en pozos para evaluar la confianza de los valores calculados El volumen migrado fue ligado a los pozos y la frecuencia dominante y la resolución vertical se calcularon para interpretar el volumen sísmico. La porosidad, la permeabilidad, el volumen de esquisto, las velocidades de onda P y la impedancia acústica se estimaron en primer lugar en el pozo usando los rayos gamma, sp, sonic, densidad de neutrones, resistividad y calibre. Para tener más confianza, se midió la porosidad y la permeabilidad en muestras de núcleo disponibles y se usaron para calibrar estas propiedades en el pocillo. En la investigación se calcularon cinco propiedades en el pozo y cuarenta y dos atributos fueron considerados y generados en el volumen sísmico para conocer las propiedades más robustas para predecir en la formación de Caballos.
La información física y petrofísica en el pozo y los atributos en el volumen sísmico se utilizaron para estimar propiedades petrofísicas y físicas de acuerdo con la física de roca. El análisis de MA aplicó el agrupamiento jerárquico utilizando los coeficientes de correlación más altos como criterio de similitud. Los atributos se agruparon de acuerdo con los coeficientes de correlación proporcionados por el análisis SA entre los atributos y las propiedades de la roca. El primer atributo seleccionado presenta el mayor coeficiente de correlación individual, el segundo el mayor del resto, el siguiente valor alto, etc., aumentando el coeficiente de correlación y estableciendo la mejor relación. Para comprobar la confianza predictiva de la técnica, la información de dos pozos no fue alimentada para definir las relaciones polinomiales y sus valores fueron predichos por el método (pozos O-15 y O-24)
Para estimar la porosidad por la MA, en el procedimiento de agrupamiento se incluyeron los siguientes atributos: primera frecuencia media de cruce por cero seguida de la amplitud media de la cuenca, luego de la frecuencia espectral máxima y finalmente de la longitud de la correlación. La relación polinómica de segundo orden establecida entre la porosidad y los cuatro atributos mencionados, se obtuvo un coeficiente de correlación R = 0.995 y un error E = 0.00079. la permediabilidad se relacionó con un polinomio de tercer orden relacionado con la frecuencia dominante - F2, el ancho de banda, la amplitud de la varianza, la amplitud media del canal y el número de canales. Para evaluar la validez de los resultados proporcionados por la SA y los métodos de MA, se realizaron análisis de crossplot. El primero relaciona la porosidad con impedancia acústica (Figura 4) y el segundo relaciona la porosidad con el contenido de esquisto (Figura 5). El primer análisis se realizó en el conjunto de datos atributo calculado dentro del volumen: (Figura 4a) y también en propiedades calculadas con datos de pozos (Figura 4b), con tendencias similares observadas en ambos. El segundo análisis arrojó una tendencia similar en los atributos medidos en pozos y en atributos estimados en el volumen (Figuras 5A y 5B). Finalmente las propiedades predichas por el método MA dentro de la formación de Caballos fueron mapeadas para una nueva interpretación geológica de acuerdo con los entornos geológicos identificados. PROCESOS QUE AFECTAN LA COMPOSICIÓN DEL HIDROCARBURO EN EL CAMPO ORITO Madurez: En el yacimiento de Orito, no se ha encontrado pirobitumen en ninguno de los corazones o núcleos existentes, A pesar de existir eventos de intrusiones ígneas (Corazones de pozo Orito-3) que han afectado la Formación Caballos, éstas fueron anteriores a la acumulación de los hidrocarburos. También se descarta la profundización de la estructura ya que la historia tectónica muestra levantamiento sucesivo de la estructura antes y después de la carga de hidrocarburos de la estructura (Mora et al, 2000). Lavado, biodegradación, oxidación y evaporación: En la Figura 9a, en donde se presenta el gráfico de gravedad API vs. Azufre, se aprecia el incremento de contenido de azufre y los menores valores de gravedad. Este fenómeno podría asociarse tanto a biodegradación, como a la roca fuente ya que provienen de rocas carbonáticas que dan crudos de menor gravedad API y con mayor contenido de azufre. En el cromatograma de
crudo total o "whole oil" (Figura 4) es posible ver la diferencia entre dos familias de crudos. Los compuestos n-alcanos en las muestras provenientes de la Formación Pepino están disminuidos. La presencia de 25-Norhopano (Apéndice-1) que es un biomarcador aceptado como indicador de biodegradación intensa, (Peters & Moldowan, 1993), presenta un tenor mínimo que probablemente sea heredado de la roca generadora y no está formado por procesos de biodegradación.
En los crudos recolectados y según los diferentes análisis realizados se concluye que el fenómeno de biodegradación es incipiente, notándose apenas una disminución de las parafinas normales o n-alcanos de bajo peso molecular. Los crudos recolectados en la Formación Pepino están más biodegradados posiblemente por estar más superficiales y por tener mayor posibilidad de estar en contacto con aguas meteóricas; aun así la biodegradación no es un fenómeno de importancia. A partir de los análisis de fracción liviana en la Figura 9b, se presenta un gráfico de relaciones de compuestos livianos indicadores de aromaticidad (Benceno y Tolueno). En este caso, es posible deducir que en los pozos del Domo norte y en dos pozos del Domo sur, Orito-2 y Orito-26, ocurrió un fenómeno de lavado, pues los compuestos Benceno y Tolueno están disminuidos. Esto podría indicarnos la presencia de percolación de aguas meteóricas por planos de fallas o la proximidad del contacto agua aceite. Para este estudio se considera que todas las muestras están igualmente afectadas por el fenómeno de evaporación, que implica pérdida de la fracción más liviana de los hidrocarburos, ya que en el momento de la toma de muestra en la boca de pozo ocurre una evaporación de los compuestos más livianos y del gas. Segregación gravitacional y condensación retrógrada: En Orito, un análisis de los datos de gravedad API medido de pruebas iniciales de producción permiten apreciar
claramente la disminución de la Gravedad API con la profundidad (Figura 10a). El mapa de Figura 11 realizado con los valores de gravedad API antes de producción (1968), es un reflejo de la estructura, lo cual se interpreta como la existencia de un proceso de segregación gravitacional en el yacimiento. Sin embargo, basados en los valores de gravedad API actuales en las muestras recolectadas, no es posible observar el fenómeno. Incluso, en el Domo norte la tendencia muestra que a mayor profundidad se presenta mayor gravedad API, (Figura 10b) lo cual es indicativo de la cercanía de la fuente de generación y es la relación que normalmente ocurre.
Dismigración: En el campo Orito se descarta, tanto por la composición molecular de los crudos como por las gravedades API, que el Yacimiento de Orito en la Formación Pepino tenga relación con el de Orito en la Formación Caballos. Como se discutió con anterioridad los crudos provienen de facies generadoras diferentes, poseen niveles de evolución térmica diferente y además los crudos producidos de la Formación Pepino son de gravedad API menor que los producidos en la Formación Caballos; esto porque los crudos son de menor madurez termal y afectados por biodegradación incipiente. Desasfaltización: No se encontró reporte de pozos con crudos pesados o asfáltenos en el Campo Orito. Sin embargo, los valores de gravedad API medidos en el Pozo Orito-22, en el momento de las pruebas y antes de la producción del campo sugieren que en el ápice de la estructura pudo haberse concentrado y mezclado un segundo pulso de hidrocarburos de gran madurez que ocasionaron desasfaltización con mejoramiento de las características de los crudos en el ático pero posiblemente empobrecimiento y perdida en concentración de parafinas en otros sectores del campo. El sistema de Levantamiento del campo es Gas Lift. El gas que se inyecta en el momento, es un gas proveniente de la producción del mismo campo de los yacimientos Caballos y Villeta. El gas es sometido a un proceso de extracción de líquidos para inyectar gas seco; composicionalmente, debe ser un gas tipo metano con algún grado de gases hasta butano. En parte, no se descarta que el enriquecimiento que se ve en la mayor parte de los crudos en la fracción más liviana (C 5-C7) muy probablemente pueda estar relacionado con el sistema de levantamiento. RECOBRO. El Campo Orito, localizado en la Cuenca del Putumayo en el Sur de Colombia, inició producción en el año de 1968, con crudo de una gravedad promedio de 35° API. En la actualidad debido a la caída de presión a niveles cercanos al punto de burbuja, en la etapa de producción primaria, se evalúa y diseña un programa de inyección de agua y gas para entrar en una etapa de recobro secundario. El conocimiento de los fluidos del campo antes de iniciar un proceso de inyección permitirá en el futuro implementar monitoreo y evaluar la incidencia de los fluidos inyectados sobre la composición de los crudos, así como detectar fenómenos de cambios de temperatura y presión que afecten el comportamiento de los fluidos en el yacimiento. EFECTOS SOCIALES. Efectos sociales de la explotación petrolera en Orito Las consecuencias sociales del establecimiento de la explotación petrolera han tenido un carácter contradictorio: mientras las poblaciones indígenas se vieron sensiblemente
afectadas y llegaron a una situación de descomposición social a la que resistieron muy pocas familias nativas; de otra parte, se produjo un intenso poblamiento urbano y rural en torno a las áreas de extracción del hidrocarburo. Además, se logró la construcción social de nuevas formas organizativas que llegaron a legitimarse como interlocutores del Estado y de las empresas petroleras. En el área general que la Texas empezó a operar, se encontraban asentadas por lo menos comunidades de dos etnias originarias: • Los sionas,
una comunidad ubicada a orillas del río Orito-Pungo, en inmediaciones de las zonas en las que fueron localizados los pozos que pusieron en explotación en primer término, y • Los kofanes, comunidades dispersas que se extendían desde el río Guamuez (al sur del
Orito-Pungo) hasta el río Napo en territorio ecuatoriano, en cuyas zonas se ejecutaron diversas obras de infraestructura para la explotación petrolera, como la carretera desde Orito a la frontera con Ecuador y el oleoducto para conducir el crudo obtenido en nuevos pozos. La respuesta de Ecopetrol a las movilizaciones sociales ha sido preferentemente en proyectos de inversión social: en los años ochenta y noventa se enfatizó en la construcción y dotación de escuelas y polideportivos, lo mismo que en programas de salud pública, para las veredas y barrios que lo exigían. En la actual década se han centrado en programas educativos, formación microempresarial y proyectos productivos, para que los pobladores locales (sean o no contratistas de la empresa estatal) no dependan totalmente de la industria petrolera (Entrevista No. 417). Algunas acciones ejecutadas en la labor extractiva, tanto en el período en el que operó la Texas como en el que la extracción ha sido asumida por Ecopetrol, han tenido contingencias ambientales peligrosas, como son las siguientes: • Arrojo de desechos contaminantes provenientes de los pozos y de los
insumos utilizados para hacer pruebas al hidrocarburo, • Disposición inadecuada de lodos tóxicos, • Inapropiado uso de las “aguas de formación”, • Explotación desordenada de otros recursos (como la gravilla del río), • Quema del gas asociado, • Derrame de combustóleo para mantenimiento de carreteras, • Abandono de las instalaciones viejas, y • Escape continuo de gases en las perforaciones, nocivos para la salud
humana. Los efectos ambientales más notorios tienen que ver con: • Tala indiscriminada de la selva en diferentes zonas,
• Alteración de las fuentes de agua, • Contaminación con el agua de lluvia que arrastra “una pasta negra y brillosa” en direcci ón al río mas cercano, • Contaminación aérea por óxidos y clorofluorcarbonados, • Desecación o intervención de quebradas y riachuelos, • Represamiento de aguas contaminadas en diferentes sectores, • Disminución y ahuyentamiento de la fauna terrestre, • Reducción notoria de la fauna acuática, • Desaparición de especies vegetales originarias, • Fragmentación de algunas zonas usadas para la caza y la pesca, y, • Alteración de ciclos y redes tróficas.
La principal riqueza de Orito es el petróleo. Este campo contiene más de 150 pozos en explotación que aportaron, según datos de 1985, el 30% de la producción nacional. Aún así, el ACPM y la gasolina que se consumen en el Putumayo como en el sur de Colombia, para esta misma época e incluso en la actualidad, tienen el precio más alto del país, lo que es atribuido al alto precio del transporte en la región, a su vez provocado por los altos costos del combustible.
La refinería se encuentra localizada en Orito, Departamento de Putumayo, produce principalmente gasolina regular, queroseno, ACPM, bencina y combustóleo. En el 2008, trabajó a baja capacidad y su factor de utilización fue inferior al 50%.
