...............................................................................................................................................3
INTRODUCCIÓN.
......................................................................................................................................4
1.1.
ANTECEDENTES.
1.2.
OBJETIVOS.
........................................................................................................................5
..................................................................................................................................6
1.2.1.
OBJETIVO GENERAL: ........................................................................................................6
1.2.2.
OBJETIVO ESPECIFICO: ...................................................................................................6
1.3.
JUSTIFICACIÓN.
1.4.
DELIMITACION.
..........................................................................................................................6
............................................................................................................................6
1.4.1.
DELIMITACION DELIMITACION ESPACIAL:
1.4.2.
DELIMITACION TEMPORAL ..............................................................................................6
1.5.
VIABILIDAD
..............................................................................................6
...................................................................................................................................7
1.5.1.
VIABILIDAD DE RECURSOS HUMANOS: ......................................................................7
1.5.2.
VIABILIDAD DE RECURSOS FINANCIEROS: ...............................................................7
1.5.3.
VIABILIDAD DE RECURSOS MATERIALES: ................................................................7 .............................................................................................................................................8
2.1.
LAS CUENCAS SEDIMENTARIA: ............................................................................................9
2.1.1. 2.2.
CUENCA SEDIMENTARIA
.................................................................................................9
CUENCA SEDIMENTARIAS DE ECUADOR. ..........................................................................9
2.2.1.
HISTORIA DE PRODUCCIÓN PETROLERA EN ECUADOR. .....................................9
2.2.2.
ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE: ........................................................... 11
2.2.3.
CUENCAS Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS EN ECUADOR.................. ....... 12
I.
Control estratigráfico (reservorios y rocas madre): ................................................... 12
2.2.4.
LOS PRINCIPALES RESERVORIOS DE LOS CAMPOS PETROLÍFEROS: ........ 13
2.2.5.
FORMACIONES ALMACÉN. ........................................................................................... 13
2.2.6.
RESERVAS DE PETRÓLEO. ..........................................................................................
2.2.7.
CALIDAD DEL PETRÓLEO EN LA CUENCA ORIENTE: ......................................... 15
2.3. TÉCNICAS USADAS EN ECUADOR PARA LA EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS. ..............................................................................................................................
14
16
2.3.1.
PRESIÓN NATURAL. .......................................................................................................
2.3.2.
CONTROL ESTRUCTURAL ESTRUCTURAL Y TIPOS DE TRAMPAS: .............................................. 17
16
1
2.4. LAS ACTIVIDAD PETROLERA Y LA EMPRESA QUE MANEJA LA CADENA HIDROCARBURÍFERAS EN ECUADOR ..........................................................................................
18
2.4.1.
ACTIVIDAD PETROLERA ...............................................................................................
18
2.4.2.
PETROECUADOR .............................................................................................................
18
2.4.3.
PRODUCCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN ...................................................................... 20 .......................................................................................................................................... 22
CONCLUSIÓN:.................. ................. ................. .................. ................. .................. .................. ............ 23 BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................................
24
ANEXO. ...................................................................................................................................................
25
2
3
INTRODUCCIÓN. La Industria del Petróleo y Gas está enfrentada a retos tecnológicos cada vez más exigentes para desarrollar nuevas reservas de hidrocarburos, en la medida que los campos petroleros llegan a su madurez y comienzan a declinar. “Encontrar y Producir más, a un bajo costo operacional” luce un objetivo ambicioso, debido al alto costo de las actividades de exploración y producción (“E&P”). En todo caso, aumentar la producción de hidrocarburo y reducir los costos de exploración y producción son una prioridad para la industria de los hidrocarburos, en un contexto en que las mayores reservas de petróleo convencional y gas, de fácil acceso y bajo costo, ya han sido descubiertas y están siendo explotadas por lo que estas reservas se están agotando. Se estima que casi el 70% de la producción actual de petróleo proviene de campos con más de 30 años de edad. Ahora bien, se cree que la base mundial de recursos de hidrocarburos es enorme, si se consideran las reservas de recursos no convencionales de petróleo y gas, como por ejemplo las arenas bituminosas, los crudos pesados, y los yacimientos de hidratos de gas. Un concepto de gran interés en la industria de petróleo es el “ Factor de Recobro”. Este concepto no es más que la relación entre los volúmenes de petróleo que se pueden llevar a la superficie empleando las capacidades tecnológicas disponibles, con respecto a los volúmenes estimados e identificados en las etapas exploratorias de evaluación de reservas probadas En el presente trabajo se propone estudiar, definir y desarrollar las diferentes cuencas sedimentarias en república de Ecuador que aportan o son la fuente más importante para las reservas y/o yacimientos petroleros. Es descubierto en la Península de Santa Elena el primer pozo petrolero del Ecuador en 1924, luego el 28 de junio de 1973 el Ecuador ingresa a la
Organización de
países Exportadores de Petróleo OPEP, y en 1993 Sixto Durán Ballen los retira de la OPEP, desde entonces ha estado sometido a la presión de las compañías y mercados internacionales, hasta el 2007.
4
1.1. ANTECEDENTES. El Ecuador es uno de los países más importantes en la producción de petróleo en América Latina, pero en relación con los grandes productores tal como es el caso de Arabia Saudita, nuestra producción es muy modesta. El Ecuador con una extensión de 255.970 km2, dispone de seis cuencas sedimentarias: Oriente (Napo, Pastaza y Sucumbíos); Guayaquil (Progreso, Santa Elena, Golfo de Guayaquil); Manabí; Esmeraldas (Borbón); Litoral Pacífico (costa afuera) y Cuenca, que abarcan un área de 190.700 km2 de roca sedimentaria; de éstos, 98.000 km2 corresponden a la Región Amazónica (51,4%), 77.000 km2 a la región de la Costa y 25.000 km2 a la plataforma continental. De estas cuencas sedimentarias solo en las dos primeras se ha demostrado la presencia de hidrocarburos. En el 2000, se realizaron trabajos en 958 kilómetros cuadrados con sísmica 3D en los campos Shushufindi y Víctor Hugo Rúales. Se inició el registro de 347 kilómetros cuadrados en el campo Libertador y 264 en el campo Sacha Norte. Ese año se incrementó la perforación de pozos, pasando de 9 a 14 pozos. Según el Informe Anual de Petroecuador las reservas en barriles, en campos de producción para el año 2001, son las siguientes: El área de operación petrolera durante el 2000 fue de 4'673.601, de éstas a Petroecuador le correspondieron 740.000 hectáreas mientras que a las empresas privadas 3'933.501 hectáreas. Con el objetivo de obtener otras inversiones el gobierno está preparando las condiciones para nuevas rondas petroleras, la novena y la décima. La novena ronda abarca 1'6 millones de hectáreas con dos campos en la Amazonía y 4 en la Costa que han sido llamados a licitación a compañías extranjeras.
5
1.2. OBJETIVOS. 1.2.1. OBJETIVO GENERAL: Dar a conocer las cuencas petroleras y sus respectivas reservas de petróleo y gas, así también cuánto es la exportación e importación de petróleo y gas en Ecuador.
1.2.2. OBJETIVO ESPECIFICO:
Recolectar la información precisa de las cuencas sedimentaria.
Conocer las cuencas petroleras y sus respectivas reservas de petróleo y gas.
Detallar sobre las Técnicas usadas en ecuador para la extracción de hidrocarburos
Describir las Actividad petrolera y la empresa que maneja la cadena hidrocarburíferas en Ecuador
1.3. JUSTIFICACIÓN. El presente trabajo se dio con el propósito de adquirir información y tratar de conocer todo respecto al tema. Tratando de obtener información de las cuencas sedimentarias de ecuador resalta datos de los respectivos de los tipos de reservorios yacimientos.
1.4. DELIMITACION. 1.4.1. DELIMITACION ESPACIAL: La presente investigación se realiza por estudiante de la carrera de Ingeniería Petrolera (materia comercialización y negociación de hidrocarburos del 8^to semestre), en la Facultad Integral del Norte (F.I.N.O.R.) perteneciente a la Universidad Gabriel Rene Moreno. Ubicado en ciudad de Montero-Santa Cruz-Bolivia.
1.4.2. DELIMITACION TEMPORAL Está investigación se llevó a cabo durante un lapso de tiempo asignado por la materia de comercialización y negociación de hidrocarburos el cual empezó en fechas martes 9 de septiembre 2017 y la cual culminó 9 de mayo con la defensa del trabajo.
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1.5. VIABILIDAD 1.5.1. VIABILIDAD DE RECURSOS HUMANOS: La elaboración de la presente investigación es viable porque cuenta con el tiempo y ambientes necesarios para llevar acabo nuestro trabajo de investigación.
1.5.2. VIABILIDAD DE RECURSOS FINANCIEROS: Se cuenta con los recursos financieros necesarios para llevar a cabo dicha investigación
1.5.3. VIABILIDAD DE RECURSOS MATERIALES: Contamos con los materiales adecuados y factibles para la impresión y el internet para la búsqueda de información acerca de nuestra investigación.
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(MARCO TEÓRICO)
8
2.1. LAS CUENCAS SEDIMENTARIA: 2.1.1. CUENCA SEDIMENTARIA Una cuenca sedimentaria es una zona
deprimida de la corteza terrestre de origen
tectónico donde se acumulan sedimentos. Formado por la actividad tectónica de las placas, donde se acumula sedimentos. La persistencia de la depositacion puede producir un grado adicional de depresión o subsidencia. Las cuencas sedimentarias, o simplemente cuencas, pueden tener forma de cubeta o de fosa alargada. Las rocas ricas generadoras de hidrocarburos se combinan con condiciones adecuadas de profundidad y duración de sepultamiento, pueden generarse hidrocarburos en las cuecas. Es decir, las cuencas sedimentarias:
Son área de subsidencia donde se lleva a cabo la acumulación de sedimentos para eventualmente formar una sucesión estratigráfica.
Un área topográficamente baja sobre la superficie de la Tierra, con respecto a sus áreas adyacentes.
Puede ser de origen tectónico o erosional
Representa un área de erosión y depósito de sedimentos
La sedimentación puede ser interrumpida (discordancias)
Pueden ser simples o compuestas (sub-cuencas)
2.2. CUENCA SEDIMENTARIAS DE ECUADOR. 2.2.1. HISTORIA DE PRODUCCIÓN PETROLERA EN ECUADOR. La actividad petrolera en el Ecuador comienza en el año 1924, cuando en la Península de Santa Elena (costa del Pacífico) se descubre el primer pozo petrolero por la compañía Anglo Ecuadorian oil _ elds Ltda. La producción fue 1226 barriles de petróleos diarios. La exploración en la Cuenca Oriente se inició en el año 1921, aunque no fue hasta 1937 cuando se perforó el primer pozo de petróleo por la compañía Shell. En 1967 se perfora el primer pozo productivo, Lago Agrio-1, por la compañía Texaco, y, posteriormente en 1969, siguieron los pozos productivos de Sacha-1 y Shushufi ndi-1. A partir de estos hallazgos comienzan las concesiones de los campos en la región amazónica.
9
En el año 1972 se crea la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) y comienza la producción propiamente dicha en la región oriental. A partir de esta fecha Ecuador se convierte en el segundo productor de hidrocarburos de América del Sur. Texaco descubrió cerca de diez campos de petróleo, entre los que se incluyen: Sacha, Shushufi ndi, Auca, Cononaco y Bermejo. La compañía de petróleos del Ecuador (CEPE) asumió el control de las áreas en producción, y en 1985 se descubre uno de los campos gigantes de petróleo: “Campo Libertador”. Ecuador ingresa en la organización de países exportadores de petróleo (OPEP), manteniéndose en dicha organización hasta el 31 de diciembre de 1992 en que abandonó su pertenencia a la OPEP por decisión gubernamental. En la Cuenca Oriente se han descubierto un total de 77 campos petroleros, de los cuales 54 se encuentran actualmente en producción. De estos campos, 32 pertenecen a Petroproducción, cinco a City, tres a Occidental, cuatro a Elf, seis a YPF, y cuatro a Oryx. Petroproducción en el año 1999 tenía seis campos cerrados, que esperaban su rehabilitación. Además, en toda la cuenca, para ese mismo año, existían veinte campos descubiertos que no habían sido desarrollados (dieciocho de Petroproducción y dos de Arco Company).
DESARROLLO CUENCAS SEDIMENTARIAS DEL ECUADOR: 1. Oriente (Napo, Pastaza, Sucumbíos y Orellana). 2. Guayaquil (Progreso, Santa Elena, Golfo de Guayaquil). 3. Manabí. 4. Esmeraldas (Borbón). 5. Litoral Pacífico (costa afuera). 6. y Cuenca, que abarcan un área de 190.700 km2 de roca sedimentaria; de éstos, 98.000 km2 corresponden a la Región Amazónica (51,4%) ,77.000 km2 a la región de la Costa y 25.000 km2 a la plataforma continental.
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De estas cuencas sedimentarias solo en las dos primeras se ha demostrado la presencia de hidrocarburos: •CUENCA ORIENTE •CUENCA PROGRESO
2.2.2. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE: La estratigrafía de la Cuenca Oriente puede subdividirse en las tres mega secuencias antes mencionadas. Se resumen las principales características y formaciones que constituyen el registro sedimentario de la Cuenca Oriente, así como sus características sedimentológicas, tectónicas y magmáticas que reflejan las distintas etapas evolutivas de la cuenca.
La serie pre-cretácica: correspondiente a los depósitos sedimentarios Paleozoicos de carácter marino somero en la formación Pumbuiza y de plataforma mixta carbonatada a la formación Macuma. En esta megasecuencia se incluyen la plataforma carbonatada de edad Triásico –Jurásico Inferior de la formación Santiago y el relleno volcanoclástico del Jurásico Superior de la Formación Chapiza.
El relleno sedimentario Cretácico: está formado por una secuencia cíclica de sedimentos marinos, continentales clásticos y carbonaticos marinos someros, correspondientes al relleno de la Cuenca Cratónica Oriente, caracterizado por los depósitos pre –orogénicos de las formaciones Hollín y Napo de edad AptienseCampaniense.
La serie cenozóica molásica: correspondiente una a la secuencia típica de relleno de cuenca de antepaís y está representada por las formaciones Tena, Tiyuyacu, Orteguaza, Chalcana, Arajuno, Chambira, Mesa y Mera generadas en ambientes continentales de abanicos aluviales distales y sistemas fluviales depositados a partir de Paleoceno.
11
2.2.3. CUENCAS Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS EN ECUADOR. I.
Control estratigráfico (reservorios y rocas madre):
En la Cuenca Oriente se han considerado tres posibles formaciones como roca madre, aunque permanece todavía sin resolver la roca generadora de los principales volúmenes de hidrocarburos, debido a que muy pocos pozos han atravesado estas formaciones. Se resumen a continuación las características de las principales formaciones consideradas roca madre:
Formación Pumbuiza, La primera posible roca madre es la ya mencionada de edad Silúrico-Devónico. Como la formación Pumbuiza en Ecuador presentan condiciones teóricamente óptimas de medio de sedimentación, la litología y extensión que prolonga hasta los bordes del lago Titicaca, no ha sido considerada roca madre por ahora. En Ecuador, los resultados geoquímicos obtenidos hasta el momento muestran que la formación ha sobrepasado la ventana de generación de hidrocarburos líquidos y se ubica como generador marginal de gas seco.
Formación Macuma, Otra de las consideradas, tradicionalmente posible roca madre es de la edad Carbonífero-Pérmico. Su ambiente de depósito, correspondiente a un mar somero de aguas cálidas y condiciones de oxigenación que varían de muy pobres en oxígeno a condiciones de anoxia, se supone favorable para la preservación de materia orgánica. Sin embargo, al considerar los datos geoquímicos obtenidos en el centro de la cuenca (pozos Sacha Profundo, Shushufindi A-39 y Pichincha- l) ésta formación no alcanza las condiciones para ser considerada como roca madre. Señalar que a nivel mundial durante el Carbonífero-Pérmico se han registrado bajos desarrollos de roca madre en depósitos marinos de este tipo.
Formación Santiago, Finalmente cabe considerar como posible roca madre de la edad Triásico Superior-Jurásico Inferior . Según los análisis geoquímicos realizados en muestras recolectadas en la Cordillera de Cutucú.
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2.2.4. LOS PRINCIPALES RESERVORIOS DE LOS CAMPOS PETROLÍFEROS: Descubiertos en la cuenca de Oriente en Ecuador están asociados a niveles arenosos de las formaciones cretácicas Hollín y Napo (areniscas “U” y “T”).
La arenisca “U”: Descansa sobre las lutitas “U” ( Middle Napo Shale ), que tienen un espesor aproximado de 10 pies (3,4 m), en el Este de la cuenca, a más de 100 pies (30,4 m).
La lutita “U”: Representa depósitos marinos anóxicos de baja energ ía. Al techo de la arenisca “U” está la caliza “A”.
La arenisca “T”: Su base descansa sobre una lutita marina ( Lower Napo Shale), y en su techo yace la caliza “B”.
Caliza “B”: Esta secuencia con los intervalos de lutita arenisca y caliza, sugiere el ambiente marino regresivo en la cuenca.
Origen del petróleo área Sur de la Cuenca de Oriente: Sobre el origen del petróleo en el área Sur de la Cuenca de Oriente, algunos autores sugieren que se generó de rocas madres pertenecientes a la Fm Napo, con una contribución subordinada de las lutitas de la Fm Hollín. El petróleo de la parte Sur del Oriente es más degradado que en otras partes de la cuenca, debido a la incursión de agua dulce en los reservorios de la Fm Napo. La variedad de grados API en el área podría ser debida a la mezcla de una primera generación de hidrocarburo (altamente biodegradado) con un hidrocarburo posterior (no biodegradado).
FORMACIONES ALMACÉN.
Formación Hollín
La formación Hollín está constituida por areniscas de grano medio a grueso, masivas o con estratificación cruzada, con escasas intercalaciones de lutitas arenosas, localmente micáceas o carbonatadas. Son relativamente comunes las impregnaciones de asfalto.
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Las características petrofísicas de esta formación son muy buenas con porosidades que varían entre: 8-20% y permeabilidades del orden de 100 y 1000 mD Alcanza hasta 200 m de espesor.
Formación Napo
La litología de la formación Napo corresponde a calizas fosilíferas, grises a negras, interestratificadas con areniscas calcáreas y lutitas negras. Muchos niveles son bituminosos por lo que varios autores la consideran como posible roca madre del petróleo. En profundidad tiene continuidad desde la zona subandina hacia el este y se encuentra en todas las perforaciones. Descansa concordantemente sobre la Formación Hollín y sobre ella se apoyan mediante una ligera discordancia erosional las capas rojas de la Formación Tena. Empleando como criterio su composición litológica se ha subdivido en: Napo Inferior (areniscas y lutitas con calizas subordinadas), Napo medio (calizas grises fosilíferas de carácter masivo y espesor constante entre 70 y 90 m) y Napo Superior (lutitas verde grises hasta negras interestratificadas con escasas calizas grises parcialmente fosilíferas). La edad de la formación Napo es Albiense-Santoniense.
Las estructuras de Trampas petrolíferas: Las estructuras petrolíferas, es decir las trampas, de la Cuenca Oriente son en un alto porcentaje de tipos tectónicos y desarrolladas principalmente en dos etapas. La primera fase de desarrollo de las trampas corresponde al Turoniense superior-Maastrichtiense y la segunda tuvo lugar durante el Eoceno inferior a medio. A partir del Maastrichtiense los esfuerzos transpresivos en la cuenca generaron anticlinales de tipo clásico que servirán como trampas estructurales para los hidrocarburos. Actualmente y a partir de los nuevos datos sísmicos disponibles y de la información de perforaciones anteriores, comienzan a plantearse proyectos para explorar trampas de tipo estratigráfico.
2.2.6. RESERVAS DE PETRÓLEO. El Ecuador, con una extensión de 255.970 km2, dispone de seis cuencas sedimentarias: Oriente (Napo, Pastaza, y Sucumbíos); Guayaquil (Progreso, Santa Elena, Golfo de Guayaquil); Manabí; Esmeraldas (Borbón); Litoral Pacífico (costa afuera) y Cuenca, que
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abarcan un área de 190.700 km2 de rocas sedimentarias. De éstos, 98.000 km2 corresponden a la región amazónica (51,4%), 77.000 km2 a la región costa y 25.000 km2 a la plataforma continental. De estas cuencas sedimentarias solo en las dos primeras se ha demostrado la presencia de hidrocarburos. Todas las reservas hidrocarburíferas del Ecuador provienen de yacimientos principalmente Cretácicos, de las Fms Hollín, Napo y Terciarios de la Fm Tena, localizados en las Sub-cuencas sedimentarias Napo y Pastaza de la región Amazónica. Hasta enero del 2004, las reservas totales en la Cuenca Oriente se calculan en más de 4,6 billones de barriles de petróleo. La mayoría de las reservas están localizadas en los cinco campos más importantes (Sacha, Shushufindi, Libertador, Lago Agrio y Auca). Otras reservas muy importantes que están sin explorar son las del Campo Ishpingo-Tiputini-Tambococha (ITT), con unas reservas probadas de 730 millones de barriles de petróleo.
2.2.7. CALIDAD DEL PETRÓLEO EN LA CUENCA ORIENTE: El petróleo es medido por su calidad, considerándolo como: liviano (API 30º-55º), mediano (22º-30º), o pesado (10º-22º). De mejor calidad es el liviano, por lograrse mayor cantidad de derivados que los de los más pesados. Los livianos son los más densos y los pesados menos densos. En el Oriente los grados API varían entre 10º y 36º. En el Sistema Sub-andino, el campo Bermejo es el único en producción. Su principal reservorio es la arenisca de la Fm Hollín, siendo el de mayor calidad de la cuenca, tanto por su gravedad API, como por tener el menor contenido en azufre (0,32-0,44% en peso), níquel (1,7-3,8 ppm) y vanadio (1,3-10,1 ppm), ent re todos los crudos del Oriente. En el corredor Sacha-Shushufindi, los crudos livianos y medianos, con bajo contenido de azufre, predominan en el Norte, apareciendo en dirección Sur los crudos pesados, con alto contenido en azufre. Los crudos altamente sulfurosos (>2%) en la arenisca “U” se encuentran en los campos Culebra, Yulebra, Anaconda, y Auca, y, en la arenisca “T” en el campo Cononaco.
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2.3. TÉCNICAS USADAS EN ECUADOR PARA LA EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS. Todo yacimiento económicamente rentable tiene más o menos el mismo desarrollo de producción, válido también para las cuencas productoras ecuatorianas. A continuación, se detallan los principales métodos de producción de hidrocarburos usados en la Cuenca Oriente, así como sus ventajas y desventajas.
2.3.1. PRESIÓN NATURAL. Comúnmente conocida como "recuperación primaria", aprovechaban el nivel de presión y obtenían hidrocarburos principalmente para iluminación, medicin a y otras aplicaciones. Los fluidos de un yacimiento, petróleo, gas y agua, entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente" y produce sin necesidad de ayuda. Los yacimientos tienen tres tipos principales de empujes, transmisiones de fluidos o "drives".
Empuje por gas disuelto (“dissolved -gas drive”).- La fuerza propulsora es el
gas disuelto en el petróleo (Figura 14A) que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.
Empuje de una capa de gas (“gas -cap drive”).-Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos (Figura 14B). La recuperación de un campo con capa de gas suele ser del 40-50%.
Empuje hidrostático (“water drive”).-La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado de forma óptima, puede llegar al 60%.
En la actualidad y hace 30 años de historia productiva en la Cuenca Oriente, pocos pozos perforados inician la producción con condiciones de presión natural. Como ejemplo específico de este tipo de producción se puede mencionar el campo localizado al este del Poblado de Dayuma en el campo Puma donde se extraen pequeñas
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cantidades de hidrocarburos desde un reservorio constituido por calizas del Santoniense.
2.3.2. CONTROL ESTRUCTURAL Y TIPOS DE TRAMPAS: Las estructuras petrolíferas de Ecuador se formaron en dos etapas:
La
primera
entre
el
Turoniense-Coniaciense-Maastrichtiense
(contemporáneamente a la sedimentación de Napo Medio – Napo Superior y Tena Inferior).
La segunda estructuración ocurrió durante el Eoceno (al tiempo de la sedimentación de la Fm Tiyuyacu Inferior).
Después de la primera etapa de estructuración de la Cuenca, ya en el Paleoceno Inferior, la mayoría de los anticlinales estudiados tenían capacidad de acumular hidrocarburos (con excepción del campo Cuyabeno-Sansahuari, VHR, y Pucuna, que se estructuran en el Eoceno Inferior a Medio). En el Eoceno Superior, absolutamente todas las estructuras (anticlinales) podían acumular crudo. Bernal (1998) define a este tiempo como el momento crítico del Sistema Petrolero Napo.
Trampas estructurales.-La mayoría de los campos de petróleo se encuentran en trampas estructurales, que son principalmente anticlinales y estructuras falladas. Los reservorios de las Fms Hollín y Napo, que se depositaron en un ambiente fluvio-deltaico y marino, son estructuras de anticlinales de bajo relieve que tienen una dirección Norte-Sur. Los anticlinales son de dos tipos: 1) Anticlinal “footwall” (labio levantado), asociadas con fallas normales. 2) Anticlinales “hanging wall ” (labio hundido), asociados con fallas inversas.
Trampas estratigráficas.-También existen en la cuenca, trampas estratigráficas, que tienen una dirección de Este-Oeste, que se formaron principalmente en las areniscas tanto fluviales como marinas, porosas y permeables. Son facies opuestas a las lodolitas, depositadas en un ambiente de baja energía, y secuencias limolitas areniscas.
Las estructuras sedimentarias se crearon durante o tempranamente después que se depositaran los sedimentos del Cretácico. Las rocas sellos son las capas intercaladas de lutitas marinas que se encuentran en el Cretácico y el Terciario.
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2.4. LAS ACTIVIDAD PETROLERA Y LA EMPRESA QUE MANEJA LA CADENA HIDROCARBURÍFERAS EN ECUADOR 2.4.1. ACTIVIDAD PETROLERA Transportar una variedad de crudo pesado llamado Napo, con gravedad de 18,8º a 19,1º API, con 2% de sulfuro (E.I.A, 2004). El Ecuador también tiene 41 km de oleoducto que conecta con el oleoducto Trans-Andino de Colombia. Esta conexión le permite tener acceso a Ecuador por la ciudad de Tumaco ubicada en la parte Sur de la costa del Pacífico de Colombia (E.I.A., 2004). El Ecuador tiene una capacidad de refinación de hidrocarburo de 176.000 bbl/d. Existen tres refinerías: Esmeraldas (localizada en la provincia de Esmeraldas), con una capacidad de refinamiento de 110.000 bbl/d; Amazonas (localizada en el complejo industrial de la provincia de Sucumbios), con una capacidad de 20.000 bbl/d; y La Libertad (ubicada en la península de Santa Elena, en la provincia del Guayas), con una capacidad de 46.000bbl/d.
2.4.2. PETROECUADOR La administración y comercialización del petróleo es llevado a cabo por la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR), cuyo régimen jurídico está perfectamente tratado en la ley de hidrocarburos y en la ley de la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador. Además existe una flota Petrolera Ecuatoriana (FLOPEC), creada con capitales ecuatorianos y japoneses, que no se abastece en cuanto al transporte del hidrocarburo, debiendo arrendar otros barcos por lo que su expansión es necesaria.
Petroecuador cuenta con tres filiales que son: Petroproducción (exploración y producción de petróleos), Petroindustrial (producción de derivados), Petrocomercial (ventas y distribución de combustibles).
Sistema de explotación y su análisis: La Empresa Nacional de Petróleo se denominó Corporación Estatal Petrolera
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Ecuatoriana y las siglas se escriben de la siguiente manera CEPE. Posteriormente se la llamó Petróleos del Ecuador o Petroecuador. El gobierno ecuatoriano mantiene contratos de diverso tipo, prestación de servicios y participación, con empresas privadas. Las empresas extranjeras que se halla operando en el Ecuador, según informe de Estado, de contratos son: Canadá Grande (ExTripetrol) produce 135 barriles diarios en el Bloque-1 de la región Litoral. Vintage (ExElf-Brasp) produce 1.440 barriles diarios a en el bloque-17 de la Amazonía (Campo Hormiguero). Vintage (Ex-Elf) produce 4.452 barriles diarios en el bloque-14. Occidental (EE.UU.) opera en el Campo Limoncocha y en el bloque-15 de la Amazonía, con una producción 150.000 barriles diarios. Keer Mcgee (anteriorment e “Oryx-EEUU”) produce 10.093 barriles diarios en el bloque 7 (Campos Coca/Payamino). Además, esta compañía tiene una concesión en el bloque-21 que se encuentra en proceso de desarrollo. City Investing opera en los campos Fanny-18, Mariam y Tarapoa, con una producción diaria de 38.593 barriles. City Oriente en el bloque-27 tiene una producción diaria de 1.527 barriles. Repsol-YPF opera en el bloque 16, con una producción de 33.595 barriles diarios. Agip (Ex-Arco) tiene producción diaria de 38.944 barriles el bloque 10 de la región oriental. Lumbaqui (anteriormente “Santa Fe”) tie ne producción bastante pequeña, apenas de 365 barriles diarios, y opera en el bloque-11 de la región amazónica. Pecom (anteriormente “Cayman”), en el bloque 18 de la amazonía, tiene una producción de 301 barriles diarios. CGC (Espol-Litoral). Todos los datos anteriores han sido tomados de Zambrano (2001).
Transporte y almacenamiento de petróleo En el Ecuador, a través del oleoducto, se bombean aproximadamente 340.000 bbl/d. Los restantes 50.000 bbl se transportan por el oleoducto Trans-andino de Colombia hasta el puerto de Tumaco y de ahí, mediante cabotaje, a Esmeraldas. El oleoducto cuenta con cinco estaciones de bombeo, cuatro estaciones reductoras de presión, un terminal marítimo en Balao, una monoboya, un sistema de tratamiento de aguas de lastre, dieciocho tanques de almacenamiento de crudo, un sistema electrónico de supervisión y adquisición automática de datos, y un sistema integral de comunicaciones de radio y televisión. 19
El transporte interno de crudo como de derivados se realiza por diferentes vías. Se dispone de una red de oleoductos, poliductos y gaseoductos, cuya longitud alcanza los 1.600 Km, capaces de transportar más de medio millón de barriles diarios. El Sistema de Oleoductos Transecuatoriano (SOTE), transporta el crudo desde la región oriental hasta Balao, cerca de la Refinería Estatal de Esmeraldas. Petroecuador transporta los productos de la Refinería de Esmeraldas a Quito y Guayaquil por medio de un poliducto y desde allí hasta las ciudades, por cabotaje. El transporte desde las plantas y depósitos a los diferentes lugares del país, se hace mediante auto tanques, a cargo de transportistas privados. En la región Oriental se tiene una capacidad de almacenamiento total de crudo de 593.000 barriles, a nivel de la cabecera del oleoducto y en el puerto de exportación, la capacidad de almacenamiento es de 5.220.000 barriles, distribuida en 18 tanques instalados. Estos tanques están situados a 3 Km de playa y a una altura de 183 metros sobre el nivel del mar, lo que facilita la carga en los buques.
2.4.3. PRODUCCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN : Ecuador es el 5º mayor productor de petróleo de Suramérica, En el año 2004 el país produjo 534.800 barriles de petróleo/día (bppd), siendo el consumo interno de 144.000 bppd. Más del 50% de la producción se dedica a la exportación, principalmente al mercado de EE.UU. Petroecuador, la empresa estatal ecuatoriana, domina la producción de petróleo en el país, controlando alrededor de un 37% de la producción de petróleo durante el año 2004. El Ecuador produjo 400.000 barriles de petróleo por día en el año 2002, habiendo decrecido en un 5% la producción con respecto al año 2001 (422.000 bpd). Debido a la baja inversión que se hace en los campos antiguos (envejecidos), en el 2003, sin embargo, la producción fue de 421.000 bbl/d. En diciembre del 2003 en los campos del Oriente se llegó a producir 500.000 bppd. El petróleo nacional está localizado en la región amazónica, de difícil penetración en el territorio continental por lo que hay que trabajar adecuando las regiones selváticas, lo
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que significa grandes inversiones y complica el transporte de todos los equipos necesarios para la extracción del hidrocarburo. El petróleo es trasladado a Puerto Balao, en la provincia costera de Esmeraldas, para lo cual se construyó un inmenso oleoducto que tiene que subir y bajar por sinuosos cordones montañosos de la cordillera, hasta llegar al puerto de embarque. El transporte del petróleo pesado se hace a través del oleoducto de Crudos Pesados (OCP), que empezó a operar en el 2003. En el mismo año se transportaron 450.000 bbl/d de crudo pesado, aunque este oleoducto tiene la capacidad de transportar hasta 850.000 bbl/d. El oleoducto para crudos pesados (OCP) empieza su trayectoria en la Cuenca Oriente y recorre toda la Cordillera de los Andes, hasta llegar a la refinería de Esmeraldas, ubicada en el Océano Pacífico. El OCP es paralelo al SOTE.
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CONCLUSIÓN: Las cuencas sedimentarias son la parte fundamental en Ecuador porque es la que proporciona en su mayoría hidrocarburos, generando economía asía su país. Por tanto como estudiantes del petróleo es de mucha importancia el estudio de ello. Ya que nos ayuda a adquirir conocimientos sobre las distintas cuencas sedimentarias, y la produccion de los diferentes países.
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BIBLIOGRAFÍA Tesis_JEL(23-01-06).pdf. Geografía Económica del Ecuador Alejandro Martínez Estrada. Ecuador y su Realidad, de Ediciones Peralta páginas 183 – 196 www.indexmundi.com/es/ecuador/petroleo_reservas_comprobadas.html www.monografias.com/trabajos15/petroleo-ecuador/petroleo-ecuador.shtml
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ANEXO.
Mapa de ubicación del Sistema Subandino, corredor Sacha - Shushu_ ndi y Capirón Tiputini, en la Cuenca Oriente, según Baldock (1982).
Producción y consumo (total) de petróleo en el Ecuador, desde 1980 a 2003, según Energy Information Administration (U.S).
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Empuje por gas disuelto (“dissolved -gas drive”)
Representación de los bloques de las principales compañías que operan en Ecuador, según la Unidad de Sistema de Petroproducción, revisado 2004.
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Las provincias en las que se encuentran las formaciones
Formación litológica de las cuencas de Ecuador
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