Each reservoir is composed of a unique combination of geometric form, geological rock properties, fluid characteristics, and primary drive mechanism. Although no two reservoirs are identical in all aspects, they can be grouped according to the primary recovery mechanism by which they produce. It has been observed that each drive mechanism has certain typical performance characteristics in terms of:

  • Ultimate recovery factor.
  • Pressure decline rate.
  • Gas-Oil ratio.
  • Water Production.


For a proper understanding of reservoir behavior and predicting future performance, it is necessary to have knowledge of the driving mechanisms that control the behavior of fluids within reservoirs.

The overall performance of oil reservoirs is largely determined by the nature of the energy, i.e., driving mechanism, available for moving the oil to the wellbore. There are basically six driving mechanisms that provide the natural energy necessary for oil recovery:

  • Rock and Liquid Expansion Drive.
  • Depletion Drive.
  • Water Drive.
  • Gas Cap Drive.
  • Gravity Drainage Drive.
  • Combination Drive.


When an oil reservoir initially exists at a pressure higher than its bubble point pressure, the reservoir is called an “undersaturated oil reservoir.” At pressures above the bubble point pressure, crude oil, connate water, and rock are the only materials present. As the reservoir pressure declines, the rock and fluids expand due to their individual compressibilities. The reservoir rock compressibility is the result of two factors:

  1. Expansion of the individual rock grains.
  2. Formation compaction.

Both of these factors are the results of a decrease of fluid pressure within the pore spaces, and both tend to reduce the pore volume through the reduction of the porosity. As the expansion of the fluids and reduction in the pore volume occur with decreasing reservoir pressure, the crude oil and water will be forced out of the pore space to the wellbore. Because liquids and rocks are only slightly compressible, the reservoir will experience a rapid pressure decline. The oil reservoir under this driving mechanism is characterized by a constant gas–oil ratio that is equal to the gas solubility at the bubble point pressure.

This driving mechanism is considered the least efficient driving force and usually results in the recovery of only a small percentage of the total oil-in-place.


This driving form may also be reffered to by the following various terms:

  • Solution Gas Drive.
  • Dissolved Gas Drive.
  • Internal Gas Drive.


In this type of reservoir, the principal source of energy is a result of gas liberation from the crude oil and the subsequent expansion of the solution gas as the reservoir pressure is reduced.


As pressure falls below the bubble point pressure, gas bubbles are liberated within the microscopic pore spaces. These bubbles expand and force the crude oil out of the pore space. Cole (1969) suggests that a depletion drive reservoir can be identified by the following characteristics:

Pressure behavior: The reservoir pressure declines rapidly and continuously. This reservoir pressure behavior is attributed to the fact that no extraneous fluids or gas caps are available to provide a replacement of the gas and oil withdrawals.

Water production: The absence of a water drive means there will be little or no water production with the oil during the entire producing life of the reservoir. A depletion drive reservoir is characterized by a rapidly increasing gas–oil ratio from all wells, regardless of their structural position. After the reservoir pressure has been reduced below the bubble point pressure, gas evolves from solution throughout the reservoir. Once the gas saturation exceeds the critical gas saturation, free gas begins to flow toward the wellbore and the gas–oil ratio increases. The gas will also begin a vertical movement due to gravitational forces, which may result in the formation of a secondary gas cap. Vertical permeability is an important factor in the formation of a secondary gas cap.

Unique oil recovery: Oil production by depletion drive is usually the least efficient recovery method. This is a direct result of the formation of gas saturation throughout the reservoir. Ultimate oil recovery from depletion drive reservoirs may vary from less than 5% to about 30%. The low recovery from this type of reservoir suggests that large quantities of oil remain in the reservoir and, therefore, depletion drive reservoirs are considered the best candidates for secondary recovery applications.


Gas cap drive reservoirs can be identified by the presence of a gas cap with little or no water drive. Due to the ability of the gas cap to expand, these reservoirs are characterized by a slow decline in the reservoir pressure.


The natural energy available to produce the crude oil comes from the following two sources:

  •  Expansion of the gas cap gas.
  • Expansion of the solution gas as it is liberated.

Cole (1969) and Clark (1969) presented a comprehensive review of the characteristic trends associated with gas cap drive reservoirs. These characteristic trends are summarized below:

Reservoir pressure: The reservoir falls slowly and continuously. Pressure tends to be maintained at a higher level than in a depletion drive reservoir. The degree of pressure maintenance depends upon the volume of gas in the gas cap compared to the oil volume.

Water production: Absent or negligible water production.

Gas–oil ratio: The Gas-Oil Ratio rises continuously in upstructure wells. As the expanding gas cap reaches the producing intervals of upstructure wells, the gas–oil ratio from the affected wells will increase to high values.

Ultimate oil recovery: Oil recovery by gas cap expansion is actually a frontal drive displacing mechanism which, therefore, yields considerably larger recovery efficiency than that of depletion drive reservoirs. This larger recovery efficiency is also attributed to the fact that no gas saturation is being formed throughout the reservoir at the same time. The ultimate oil recovery froma gas cap drive reservoir will vary depending largely on the following six important parameters:

  1. Size of the original gas cap.
  2. Vertical permeability.
  3. Oil Viscosity.
  4. Degree of conservation of the gas.
  5. Oil Production rate.
  6. Dip Angle.

Well behavior: Because of the effects of gas cap expansion on maintaining reservoir pressure and the effect of decreased liquid column weight as it is produced out the well, gas cap drive reservoirs tend to flow longer than depletion drive reservoirs.


Many reservoirs are bounded on a portion or all of their peripheries by water-bearing rocks called aquifers. The aquifers may be so large compared to the reservoir they adjoin as to appear infinite for all practical purposes, and they may range down to those so small as to be negligible in their effects on the reservoir performance.



The aquifer itself may be entirely bounded by impermeable rock so that the reservoir and aquifer together form a closed (volumetric) unit. On the other hand, the reservoir may outcrop at one or more places where it may be replenished by surface water.

It is common to speak of edge water or bottom water in discussing water influx into a reservoir. Bottom water occurs directly beneath the oil and edge water occurs off the flanks of the structure at the edge of the oil. Regardless of the source of water, the water drive is the result of water moving into the pore spaces originally occupied by oil, replacing the oil and displacing it to the producing wells.


The mechanism of gravity drainage occurs in petroleum reservoirs as a result of differences in densities of the reservoir fluids. The effects of gravitational forces can be simply illustrated by placing a quantity of crude oil and a quantity of water in a jar and agitating the contents. After agitation, the jar is placed at rest, and the more dense fluid (normally water) will settle to the bottom of the jar, while the less


dense fluid (normally oil) will rest on top of the denser fluid. The fluids have separated as a result of the gravitational forces acting on them. The fluids in petroleum reservoirs have all been subjected to the forces of gravity, as evidenced by the relative positions of the fluids, i.e., gas on top, oil underlying the gas, and water underlying oil.

Due to the long periods of time involved in the petroleum accumulation and migration process, it is generally assumed that the reservoir fluids are in equilibrium. If the reservoir fluids are in equilibrium then the gas–oil and oil–water contacts should be essentially horizontal. Although it is difficult to determine precisely the reservoir fluid contacts, the best available data indicates that, in most reservoirs, the fluid contacts actually are essentially horizontal. Gravity segregation of fluids is probably present to some degree in all petroleum reservoirs, but it may contribute substantially to oil production in some reservoirs.


The driving mechanism most commonly encountered is one in which both water and free gas are available in some degree to displace the oil toward the producing wells. The most common type of drive encountered, therefore, is a combination drive mechanism. Two combinations of driving forces are usually present in combination drive reservoirs:

    • Depletion drive and weak water drive.
    • Depletion drive with a small gas cap and a weak water drive.
In addition, gravity segregation can also play an important role in any of these two drives. In general, combination drive reservoirs can be recognized by the occurrence of a combination of some of the following factors.
Reservoir Pressure: These types of reservoirs usually experience a relatively


rapid pressure decline. Water encroachment and/or external gas cap expansion are insufficient to maintain reservoir pressures.

Water Production: The producing wells that are structurally located near the initial oil–water contact will slowly exhibit increasing water producing rates due to the increase in the water encroachment from the associated aquifer.

Gas–oil ratio: If a small gas cap is present the structurally high wells will exhibit continually increasing gas–oil ratios, provided the gas cap is expanding. It is possible that the gas cap will shrink due to production of excess free gas, in which case the structurally high wells will exhibit a decreasing gas–oil ratio. This condition should be avoided whenever possible, as large volumes of oil can be lost as a result of a shrinking gas cap.

Ultimate oil recovery: As a substantial percentage of the total oil recovery may be due to the depletion drive mechanism, the gas–oil ratio of structurally low wells will also continue to increase, due to evolution of solution gas from the crude oil throughout the reservoir as pressure is reduced. Ultimate recovery from combination drive reservoirs is usually greater than recovery from depletion drive reservoirs but less than recovery from water drive or gas cap drive reservoirs. Actual recovery will depend upon the degree to which it is possible to reduce the magnitude of recovery by depletion drive. In most combination drive reservoirs it will be economically feasible to institute some type of pressure maintenance operation, either gas injection or water injection, or both gas and water injection, depending upon the availability of the fluids.


PRIMARY RESERVOIR CHARACTERISTICS. Flow in porous media is a very complex phenomenon and cannot be described as explicitly as flow through pipes or conduits. It is rather easy to measure the length and diameter of a pipe and compute its flow capacity as a function of pressure; however, in porous media flow is different in that there are no clear-cut flow paths which lend themselves to measurement.

The analysis of fluid flow in porous media has evolved throughout the years along two fronts:


the experimental and the analytical. Physicists, engineers, hydrologists, and the like have examined experimentally the behavior of various fluids as they flow through porous media ranging from sand packs to fused Pyrex glass. On the basis of their analyses, they have attempted to formulate laws and correlations that can then be utilized to make analytical predictions for similar systems. The mathematical forms of these relationships will vary depending upon the characteristics of the reservoir. These primary reservoir characteristics that must be considered include:

  • types of fluids in the reservoir.
  • Flow regimes.
  • Reservoir geometry.
  • Number of flowing fluids in the reservoir.


The isothermal compressibility coefficient is essentially the controlling factor in identifying the type of the reservoir fluid. In general, reservoir fluids are classified into three groups:

  • Incompressible fluids.
  • Slightly compressible fluids.
  • Compressible fluids.



There are basically three types of flow regimes that must be recognized in order to describe the fluid flow behavior and reservoir pressure distribution as a function of time. These three flow regimes are:

  • Steady-State flow.
  • Unsteady-State flow.
  • Pseudosteady-State flow.


Steady-State Flow:

The flow regime is identified as a steady-state flow if the pressure at every location in the reservoir remains constant, i.e., does not change with time. This equation states that the rate of change of pressure p with respect to time t at any location i is zero. In reservoirs, the steady-state flow condition can only occur when the reservoir is completely recharged and supported by strong aquifer or pressure maintenance operations.

Unsteady-State Flow:

Unsteady-state flow (frequently called transient flow) is defined as the fluid flowing condition at which the rate ofchange of pressure with respect to time at any position in the reservoir is not zero or constant. This definition suggests that the pressure derivative with respect to time is essentially a function of both position i and time t.

Pseudosteady-State Flow:

When the pressure at different locations in the reservoiris declining linearly as a function of time, i.e., at a constant declining rate, the flowing condition is characterized as pseudosteady-state flow. Mathematically, this definition states that the rate of change of It should be pointed out that pseudosteady-state flow is commonly referred to as semisteady-state flow and quasisteadystate flow. pressure with respect to time at every position is constant.


The shape of a reservoir has a significant effect on its flow behavior. Most reservoirs have irregular boundaries and a rigorous mathematical description of their geometry is often possible only with the use of numerical simulators. However, for many engineering purposes, the actual flow geometry may be represented by one of the following flow geometries:

  • Radial Flow.
  • Linear Flow.
  • Spherical Flow and Hemispherical Flow.

Radial Flow:

In the absence of severe reservoir heterogeneities, flow into or away from wellbore will follow radial


flow lines a substantial distance from the wellbore. Because fluids move toward the well from all directions and coverage at the wellbore, the term radial flow is used to characterize the flow of fluid into the wellbore.

Linear Flow:

Linear flow occurs when flow paths are parallel and the fluid flows in a single direction. In addition, the cross-sectional area to flow must be constant. A common application of linear flowequations is the fluid flow into vertical hydraulic fractures.

Spherical and Hemispherical Flow:

Depending upon the type of wellbore completion configuration, it is possible to have spherical or hemispherical flow near the wellbore. A well with a limited perforated interval could result in spherical flow in the vicinity of the perforations. A well which only partially penetrates the pay zone,  could result in hemispherical flow. The condition could arise where coning of bottom water is important.


The mathematical expressions that are used to predict the volumetric performance and pressure behavior of a reservoir vary in form and complexity depending upon the number of mobile fluids in the reservoir.


There are generally three cases of flowing system:

  • Single-phase flow (oil, water, or gas).
  • Two-phase flow (oil–water, oil–gas, or gas–water).
  • Three-phase flow (oil, water, and gas).

The description of fluid flow and subsequent analysis of pressure data becomes more difficult as the number of mobile fluids increases.


EL NACIMIENTO DE LA EMPRESA PETROLERA ESTATAL Y LA PLANTA DE ABSORCION EN TALARA. Una segunda etapa de la Industia Petrolera Estatal se inicia el 2 de abril de 1948, al crearse la Empresa Petrolera Fiscal con la finalidad de dedicarse a las actividades de exploracion y explotacion por petroleo en las areas de Organos y Zorritos.

Por esa fecha se firmo tambien un contrato preliminar entre el gobierno del General Manuel A. Odria y la IPC para la explotacion y exploracion de los campos de Sechura, dejandose la firma del acuerdo definitivo para despues del


12 de Marzo de 1952, fecha en que se promulgo la Ley 11780, la misma que atrajo nuevos capitales dispuestos a realizar grandes inversiones.

En 1953, se abrio la licitacion de areas en el Zocalo Continental. La Compañia Petrolera del Pacifico tomo 10 concesiones que sumaron 50 mil hectareas. Se unio con la Douglas Oil de California, que perforo pozos dirigidos desde la playa y logro una produccion que ebçn corto tiempo se redujo a 40000 BBls/day.  En 1956 la Richfield Oil Corp. de California suspendio las perforaciones que realizaba desde su buque El Rincon.

En 1954, se construyo otra planta de absorcion en el area denominada el Pozom ubicado a 5 Kms de la Refineria de Talara, que podia procesar 25 millones ft3/day de gas natural asociado.  Tambien se realizo una ampliacion a la planta de Destilacion de Verdun. Este año se registro otro hecho importante en la historia del petroleo Peruano. Mas de una docena de compañias iniciaron trabajos de exploracion en Sechura, peforaron 24 pozos pero todos resultaron secos. En Talara, la IPC reemplazo la primera refineria de crudo por una columna tubular de 45000 bbl/day.


En 1954, la refineria del Villar en Zorritos se desmonto y se fue hacia Iquitos, y comenzo sus oepraciones en 1955 con el nombre de Refineria Luiz F. Diaz la cual la Compañia Ganzo Azul de pucallpa y la Oriente suministraban. En 1956, La Compañia de petroleo Sullana inicio sus actividades en el Zocalo Continental , p0r otro lado, la Compañia EL ORIENTE encontro Petroleo en la zona de Maquia,y en 1959,



Belco Petroleum Co, y la Peruvian Pacific Petroleum Co., perforaron el primer pozo costa afuera frente a Negritos.. En la decada de los 70, se amplio la Refineria de Talara y se construyo la  Unidad de Destilacion Primaria, con capacidad para procesar 62000 bbls/day.

En 1961, la Compañia El Oriente S.A y la Mobil Oil Company del Peru, descubrio un importante campo de gas y condensados en Aguaytia. Pero no era economico su produccion. En 1962, inicio sus operaciones la Refineria Conchan diseñada para tratar 2200 bbls/day de crudo Boscan de los campos de Venezolanos. Dos años mas tarde, la Empresa Petrolera Fiscal tomo la decision de contar con una planta de refinacion de petroleo en Lima para industrializar el crudo y comercializar combustibles. En 1967, en la Refineria la Conchan, se construyo la Unidad de Destilacion al Vacio de 3000 bbls/day de procesamiento.

En 1967, se inauguro oficialmente la Refineria la Pampilla, ubicada en el norte del Callao y a 25 kms de Lima. Esta instalacion contaba con unidades de craqueo catalitico y reformacion catalitica  , unicas en el pais para la obtencion de la Gasolina de Alto Octanaje. En 1968 se amplio la capacidad de la unidad de destilacion primaria de la Refineria  Conchan, elevandose a 8000 bbls/day y de la unidad de Destilacion al Vacio, que ascendio a 50000 BBls/day.

El 9 de Octubre de 1968, las tropas de la primera Division del Ejercito Peruano, ingresaron a


las instalaciones de la International Petroleum Company IPC en Talara y tomaron posesion de los campos petroleros, la refineria y los campamentos. Salvo otro acto aislado, no hubo resistencia. Ese dia, el gobierno del General Juan Velasco Alvarado promulgo una decreto ley en el que disponia la expropiacion del llamado Complejo Industrial de la Brea y Pariñas.

El 24 de Julio de 1969, mediante el D.L 17753, se creo  Petroleos del Peru S.A. empresa que asumio la responsabilidad de explorar, explotar, refinar, comercializar y desarrollar la industria del petroleo y derivados en el pais. Sus primeros bienes fueron los de la Empresa Petrolera Fiscal, es decir, las refinerias de La Pampilla e Iquitos, los campos de Organos, las areas reservadas a dicha compañia , sus estaciones de servicio etc.

Luego de la creacion de PETROPERU S.A., en la refineria de Talara se inicio la fabricacion de grasas liticas multigrado y se instalo un moderno complejo de craqueo catalitico. Se amplio y mejora la planta de grasa y se cosntruyo un nuevo muelle de carga liquida. Al año siguiente se creo la division de Operaciones Selva, que en 1971 decidio perforar el Pozo Corrientes 1-X, asi que broto petroleo en la Selva Norte. Luego vinieron los campos de Capirona 2-X y Pavayacu 3-X. Luego de ello se supo que habia petroleo en esas zonas de 7 millones de Hectareas. El crudo sin embargo no podia ser transportado, por lo que se cerraron los pozos. La


imposibidad de comercializar el oil recien descubierto, debido a que su transporte a traves de barcazas era muy costoso y completamente dependiente de las condiciones de navegacion de los rios, coincidio con el embargo del petroleo arabe. En esos dias el mundo se dio cuenta de la importancia de este recurso. En 1971, se firmo un contrato entre Occidental Peruana Inc. para su operacion el el Lote 1AB. OXI encontro 9 reservorios de oil. En ese entonces se estimo que el oil extraido por PETROPERU y la OCCIDENTAL llegaria a 135000 bbls/day., mientras que por via fluvial solo se podia transportar solo 5000 BBLs/DAY. No obstate a ello el pais tenia que importar unos 40000 bbls/day, lo que impactaba seriamente sobre la Balanza de Pagos.

En 1973, a raiz de una deuda, La refineria Conchan se incorporo a  Petroperu. A fines de ese año (1973) fue suscrito el contrato para la construccion del Oleoducto Nor Peruano. En 1975, OXI inicio la produccion de crudo.en la amzonia sin esperar la culminaion del Oleoducto Nor Peruano. Con este fin, construyo un campamento de prduccion en el yacimiento Shiviyacu. Fueron eregidas las instalaciones de produccion, tanques de almacenamiento, etc. Simultaneamente, se inicio el tendido del oleoducto de 42 kms para transportar el crudo hasta el puerto de Marsella. Por ultimo,


se construyo el Terminal de, el cual se le adiciono una planta de tratamiento de crudo (desaladora). El proyecto de produccion inicial no solo comprendio las instalaciones de Shiviyacu y Marsella, sino que consistio en montar un sistema para sacar el petroleo desde Marsella hasta un punto de distribucion que inicialmente fue el Terminal de Santa Clara, propiedad de Petroperu, cuando Petroperu asumio las instalaciones de la IPC, la capacidad de generacion electrica era de 14000 kw. El 3 de Marzo de 1976, Petroperu inicio las actividades de su Planta de Negro de Humo. ubicado en el area de Malacas a 5 kms de Talara.

En mayo de 1977, llego al Puerto de Bayovar el crudo de la amazonia. la construccion del oleoducto , que entre la Estacion N0 5 y Bayovar tiene una longitud de 550 kms y un diametro de 36 pulgadas, demoro casi 30 meses . En su recorrido atraviesa zonas de la selva, sierra y desierto costeño. Su punto mas alto es el Paso de Porculla, a 2350 msnm. tiene una capacidad maxima de bombeo de 500’000 bbls/day y requirio un financiamiento de $671 millones obtenidos gracias a la coperacion de los gobiernos de Japon, Republica Federal Alemana, Estados Unidos de America, Union Sovietica y Argentina.

Debido a la gran demanda de combustible , en 1977, Petroperu decidio la construccion de una segunda planta de destilacion primaria en la Pampilla, de 665 mil bbls/day, con lo cual su capacidad de refinacion alcanzo los 102 mil bbls/day. En 1980 la produccion nacional alcanzo un promedio de 195,493 BOPD, el valor mas alto registrado hasta la fecha. OXI, en 1981, alcanzo una produccion de 124,297 BOPD, extraidos en los campos de Talara y en la Selva nor oriental.

En 1983 con un prestamo del Banco Mundial, se concreto el Proyecto Laguna-Zapotal, que hizo posible la perforacion de mas de 100 pozos por un año que cambiaron el curso a la tendencia decreciente de la produccion. Se creo tambien el canon petrolero y se asigno a los departamentos de Piura y

Tumbes el 12.5% de participacion sobre la renta que producia la epxlotacion del petroleo y gas en aquellas zonas. En 1984, Petroperu incremento considerablemente la produccion de oil en la selva, al instalar el sistema de Bombas Electrocentrifugas, llegando una prudccion de 44100 BOPD. Dos años despues de la culminacion del aeropuerto de Trompeteros, al que se le llamo Sargento Lores.

En 1984, cuando buscaba oil en la selva sur del Peru, la empresa angloholandesa Shell descubre reservorios de gas en Camisea, cuyas reservas se calculaban 12 billones Ft3 y 600 millones BBls de liquidos. Se trataba de la grande riqueza natural descubierta en el siglo. Se inician entonces las conversaciones para la firma de un contrato para la explotacion del gas, las mismas que en agosto de 1988 fueron suspendidas unilateralmente por el gobierno peruano.

En agosto de 1985, el gobierno decidio renegociar los contratos firmados con Occidental y Belco, por su parte, ejecuto el seguro que tenia contra riesgos politicos y la aseguradora AIG inicio un juicio contra el Estado Peruano en los Estados Unidos.. El gobierno, por su parte, encargo a Petroperu las operacionesen el Mar. En diciembre de 1986, se constituye la empresa Petromar S.A., filial de petroperu, que toma su cargo las operaciones que realizaba Belco. En 1991, Petroperu firmo un contrato con Graña y Montero Petrolera GMP, para la explotacion del Lote I. En 1992 reanudo la perforacion de pozos de desarrollo, a traves del Proyecto Corrientes-Pavayacu e inicio la construccion de 2 nuevas baterias de recoleccion, frente al exito de los pozos de Pavayacu, registrandose el 11 de mayo de 1994.


En 1992, se inicio la privatizacion de Petroperu. entre junio y agosto de 1992, se vendieron 78 de los 82 grifos que tenia la petrolera estatal. El 24 de febrero de 1993, se puso fin al problema creado con la rescicion del contrato a la Belco y se firmo unacuerdo que vinculaba la privatizacion de Petromar con el pago reclamado por la aseguradora norteamericana. Realizada la subasta, se adjudico la buena nueva pro a Petro-Tech. El 4 de marzo de 1993 Petroperu firmo un contrato con Rio Bravo para la explotacion del Lote IV; por otro lado, el Lote III fue adjudicado a Mercantile Peru Oil & Gas. En ese mismo año, La Empresa Unipetro ABC S.A para explotar el Lote IX. El 8 de Octubre, se firmo un contrato con GMP para la explotacion del Lote V, y del mismo modo para el Lote VII fue para la compañia Sapet.

En abril de 1994, en la zona de la Selva Central (Maquia y Agua Caliente), las operaciones pasaron de Petroperu a manos de The Maple Gas Corp. la cual se comprometia hacer un proyecto de explotacion integral de los yacimientos de Aguaytia. Y despues firmo los contratos para los lotes 31B y 31D y con Aguytia Energy/Maple Gas el Lote 31C. En 1994, se reiniciaron las negociaciones con la SHELL para la explotacion del gas de Camisea.Desde agosto de 1988, fecha en que el gobierno para las conversaciones, SHELL reclamaba los derechos de los yacimientos descubiertos.



En marzo de 1994, se suscribio un convenio para evaluar el potencial comercial y factibilidad del proyecto, por otro lado, se firmo un contrato con Petrolera Monterrico para la explotacion del Lote II. El 17 de mayo de 1996 se firmo un cotrato de licencia con el consorcio SHELL-MOBIL por los Lotes 88A y 88B para la explotacion del Gas de Camisea. El contrato consideraba 3 periodos de ejecucion , un periodo inicial de 2 años para concluir un programa minimo de trabajo, un segundo periodo de 4 años y medio para construir y desarrollar el proyecto y un tercer periodo , de 33 años, para la explotacion del Gas. Se firmo tambien un contrato de Servicios por el Lote 88B.

El 11 de junio de 1996 se vendio el 60% de las acciones de Petroperu en refineria La Pampilla. El ganador fue Refinadores del Peru, consorcio integrado por REPSOL S.A de España, YPF S.A. de Argentina; Mobil OIl del Peru, Graña y Montero, Wiese Inversiones Financieras S.A. del Peru y The Peru Privatisation Fund United de Islas Gran Cayman. El 29 de octubre de 1996 se concluyo la subasta del Lote X.El ganador fue la empresa Perez Companc del Peru S.A.


El 15 de julio de 1998, al concluir el plazo de 2 años para el desarrollar la primera etapa del contrato para la explotacion del Gas de Camisea, el operador, del contrato, SHELL, comunico su decision de no pasar a la segunda etapa. El gobierno , por su parte, decidio continuar buscando quien explotara este recurso. En abril de 1999 se creo el Comite Especial del Proyecto Camisea, CECAM, y se aprobo un esquema de desarrollo por modulos de negocio. En mayo se acordo realizar concursos publicos internacionales y se dio a conocer la licitacion , el mismo que considera 2 modulos, uno de produccion y otro de transporte y distribucion, los cuales deben estar en operacion a finales de junio del 2003. Ese año solo se firmo un contrato petrolero, con


Barret Resources (PERU), por el lote 39.  El 24 de noviembre de 1999, el CECAM anuncio que la buena pro para la operacion del sistema de transporte  y distribucion se otorgabaria el 28 de enero del 2000 y, en el caso del campo, el 18 de febrero del mismo año.

Los primeros años del nuevo siglo, en materia de hidrocarburos, estan signados por la influencia del gas de Camisea. Realizados los concursos para su explotacion, el modulo de produccion fue adjudicado al Consorcio Camisea integrado por PLUSPETROL PERU CORPORATION S.A, que participaba como operador, y HUNT OIL COMPANY OF PERU L.L.C, SK CORPORATION y TECPETROL DEL PERU, de propiedad de TECHINT. Posteriormente se incorporaria al consorcio la empresa estatal argelina, SONATRACH.

El modulo de transporte y Distribucion fue licitado en 2 partes quedando la construccion del GASODUCTO y POLIDUCTO  a cargo del consorcio TRANSPORTADORA DEL GAS DEL PERU, TGP, liderado por


TECGAS N.V., de propiedad del grupo Techint, con la participacion de Pluspetrol Peru Corporation S.A, Hunt Oil Company of Peru L.L.C, SK Corporation y Graña y Montero S.A. La operacion de distribucion en Lima y Callao quedo a cargo de TRACTEBEL, que creo la empresa GAS NATURAL PARA LIMA Y CALLAO, GNLC, para desarrolllar el servicio de distribucion de gas natural en la capital. Meses despues, GNLC se transformo en CALIDDA.

Los contratos fueron suscritos el 9 de diciembre del 2000 y se acordo que la puesta en marcha del proyecto seria 44 meses despues , en agosto del 2004. Las obras avanzaron mas rapido de lo previsto y el pais entero celebro entusiasmado el inicio de la produccion comercial del Lote 88- Camisea, ocurrrida el 2 de junio del 2004, el presidente del Peru, Alejandro Toledo, abrio las valvulas que simbolicamente representaron la llegada del gas a Lima y Callao.


En el año 2005 se ha anunciado dos descubrimientos importantes. El primero de ellos estuvo a cargo de REPSOL YPF en el Lote 39, en la Selva Norte, en que el Pozo Buanavista 1-X probo 3000 bbls/day de oil a 14 grados API. El segundo descubrimiento fue en el mar y estuvo a cargo de Petro-Tech ( hoy, 2013, SAVIA) , empresa que con el pozo San Pedro 1X obtuvo una produccion inicial de 1200 bbls/day de oil a 35 grados API.


Las terminaciones de pozos deben diseñarse de modo de minimizar las futuras intervenciones, y con la tecnología actual todo esto es posible.   Cuando hablamos de un diseño óptimo de una terminación, tenemos que tener conocimiento de baleos, porque balear un pozo no significa perforar la cañería y cemento, sino aplicar una alta tecnología para una efectiva comunicación del fluido de la formación hacia el pozo.

Un baleo inadecuado producirá daños a la cañería y al reservorio y con esto sólo se conseguirá un gran perjuicio económico.


Definición de punzonamiento de pozos de petróleo:

Es el proceso de la creación de los huecos en el revestidor que pasan a través de la capa de cemento y que se extiende algunas pulgadas dentro de la formación. Crear orificios para establecer comunicación efectiva entre la zona productora y el pozo.

Principios Básicos: 

  • Evalua las zonas productoras.
  • Mejorar la producción, recuperación e inyección.
  • Efectuar trabajos de inyección de cemento.

Para lograr un trabajo efectivo de cañoneo, se debe garantizar que el trayecto de la perforación penetre el revestidor, el cemento, la formación (hasta alcanzar la zona virgen). Para así establecer un canal de fluidos del yacimiento hacia el pozo.

Factores que afectan la efectividad del cañoneo

  • Sistema de cañoneo utilizado en el proceso.
  •  Cantidad y tipo de cargas.
  •  Densidad y fase de disparo.
  •  Separación entre las cargas y el revestidor
  •  Técnicas utilizadas en la completación del pozo.
  •  Características del revestidor y la tubería.
  •  Estado del cemento y Resistencia de la formación.
  •  Presión y temperatura del yacimiento.

La Densidad de Cañoneoes definido como el número de cargas por unidad de de longitud. Las más comunes son las de 2 a 4 tiros por pie (TPP) “tiros por pie”. Con dispositivos especiales esta densidad se puede elevar a 8 y 14 TPP.


La Fase o Direccion de Tiro indica el ángulo entre cargas, por ejemplo, las cargas pueden estar disparadas en una o varias direcciones de acuerdo con el ángulo. (0º, 90º120º y 180º). Por otro lado, la Separación de Cargas indica la distancia existentes entre la pared interior delrevestidor y la carga. Ademas la Penetración es la longitud de la perforación realizada por una carga dada. Finalmente el Diámetro a la entrada de la perforación el cual representa el diámetro del agujero que se crea e el revestidor durante el cañoneo.

Tipos de Cañoneo:

  1. Cañoneo con Balas (Muy poco utilizado).
  2. Cañoneo con Chorro de agua de alta presión (Los fluidos son bombeados a través de una tubería, con un arreglo de orificios direccionados hacia la pared del revestidor.
  3. Cañoneo con cargas moldeadas tipo chorro (El más usado la cual cuenta con tren explosivo).

Esta consta de tres partes las cuales son a continuación:

DETONADOR: La cual se divide en 3 tipos de conexión.

  • Conexión Eléctrica: (Se baja con cable un adaptador lo cual asegura la conexión eléctrica el cual desde superficie se manda corriente eléctrica para disparar las cargas.
  • Percusión Hidráulica: (La cabeza de pistola está equipada con un sistema hidráulico de percusión. La diferencia de presión permite accionar un pistón que viene a percutir al detonador).
  • Percusión Mecánica: (Se deja caer un peso muerto desde la tubería la cual va accionar un pistón en el lado de los cañones para generar presión y disparar los cañones).


Va unida a todas las cargas explosivas que forman parte de un cañón o escopeta.


La primera genera agujeros de menor diámetro que del 2do pero una penetración muy extensa que el 2do que solo hace de una extensión somera.

Tipos de Baleo con respecto a las presiones.

 Presión positiva  (Overbalance).

 PH ( PRESION HIDROSTATICA) >PF (PRESION DE FORMACION)  se utiliza esta técnica en formaciones de baja permeabilidad, luego podríamos realizar un frac-hidráulico y producir por swab.

Desventaja: solo el 10% de  los perforados está en contacto con el pozo, el resto esta taponeado.

 Presión negativa  (Under balance).

 PH<PF se utiliza esta técnica en formaciones de alta permeabilidad, que se aprovecha para que los fluidos que tienen mayor presión que el pozo limpien los perforados causados por el baleo, aprox. el 50% de los perforados están en contacto con el pozo.



El programa de baleo es entregado a una compañía baleadora, para que en su taller armen los cañones sin el detonador.


Terminado de armar las escopetas, en el taller, éstas son depositadas en cajas metálicas cerradas y enviadas al pozo en transportes especiales.

Tubing Conveyed Perforating

 Uso de tubings, Drill pipes o Coiled Tubings para dirigir los cañones de punzonamiento a la profundidad deseada. Consta de una sarta de cañones acompañados de separadores selectos accesorios de corridas situadas al final de la sarta de prueba o completación. Inicialmente fue usado como un medio para dirigir la cadena de cañones en la tubería de producción, con los cañones que permaneciendo en el pozo hasta que se retiraran durante el primer workover. Permite perforar todo un intervalo bajo condiciones de Underbalance a un mismo tiempo. Con pozos de gran desviación y horizontales se utiliza el TCP para llegar a profundidades deseadas.


  • Reducción significativa del tiempo de completación.
  • Posicionamiento correcto del cañón en la zona de intereses.
  • Buen rendimiento en pozos desviados u Horizontales.
  • Punzado y evaluación en un solo viaje.
  • Cañones con diámetros largos de penetración profunda o cargas a hueco grande.
  • Ajuste correcto de la diferencial de presión para la limpieza de los perforados del pozo.
  • Supera daños perforados.
  • Se tiene un control del pozo durante toda la operación.


  • Intervalos largos de punzados, pozos con H2S y CO2.
  • Pozos desviados.
  • Alta presión en pozo.
  • Re perforación.


A typical submersible pumping consists of an electric motor, seal section, intake section, multistage centrifugal pump, electric cable, surface installed control panel and transformers. Additional miscellaneous components of installation will normally include means of securing the cable along-side the tubing, wellhead support, check and bleeder valves, etc. Optional equipment may include a downhole sentry for sensing bottomhole temperature and pressure.

In its operating position, the downhole equipment is suspended from disharge and submersed in well fluid. The setting depth or bottom hole pressure creates no problem as the seal section equalizes internal pressure in the motor with the submergence pressure in the well. Installations in crooked or directional holes are possible.


Electric Motor:

The submersible electric motor us the prime mover for the pump. It is a two-pole,


three-phased squirrel-cage induction motor and rotates at about 3450-3500 RPM at 60 HZ curretn (2875-2915 RPM at 50 HZ) at full load. It is designed in a wide range of operatinf voltiages and currents.

The motor stator laminations and windings are enclosed in a carbon steel housing. The rotating assembly consists of a series of rotors mounted on and keyed to a high-strenght steel shaft supported by intermediate bearings. The required housepower is obtained by increasing the motor lenght and number of rotors. The overall lenght of a single-section motor is usually limited to about 33 feet to facilitate proper assembly and ease in transportation.

Seal Section:

The seal section, in general, performs the following basic functions:

  • To house the pump thrust bearing to carry the axial thrust developed by the pump.
  • To prevent the entry of well fluid into the motor.
  • To equalize the pressure inside the motor with the wellbore pressure and thus to eliminate the pressure difference across shaft seals.
  • To compensate for the expansion and contraction of motor oil due to heating and cooling of the motor when the unit in running or shut down.

The motor oil further protected from the well fluid by means of an expansion bag. The entry of well fluid along the shaft is eliminated by the use of two mechanical shaft seals. The seal sectin is equipped with a high-capacity tilting-pad thrust bearing.

Intake Section, Gas Separator:

The Intanke Section plays the role of a suction manifold feeding the well fluid to the pump impeller eye. Depending on well conditions, it can be in the form of a gas separator. In high GOR and Low-bottom-hole pressure applicaions, the well fluid may


contain significant amounts of free gas which may have a detrimental effect on pump performance. In such cases, the intake section is replaced by a gas separator.

The gas separator are designed to separate free gas from the well fluid before it enters the pump. As the well fluid (consisting of free gas and liquid) passes through the impeller. It is subjected to the action of centrifugal forces. The liquid being of higher density, is thrown towards the periphery of the impellerwhile gas forms a core near the center. The gas is vented to the annular space while the gas-free liquid enters the pump impeller eye.

The pump can be modified in the field to accept a gas separator or the basic intake section depending on the field conditions.

Multistage Centrifugal Pump:

Submersible pumps are multistage centrifugal pumps. A stage consists of a rotating part known as an impeller and a stationary part called a diffuser. Due to limited well casing diamter, the lift or head developed by a stage is relatively low and a large number of stages are stacked together to meet the high head requirements of artificial installations.

Depending on the way axial thrust is handled in a pump, it may be assembled as a floated or fixed impeller pump. In a floater pump, the impellers are free to move axiallt along the shaft. In operating position, the impeller rests either on the downthrust pad oton the upthrust pad depending on the flow rate. In doing so, the axial thrust developed by each impeller is taken on individual upthrust or downthrust washers provided on each impeller and diffuser pad. The axial force due to pressure differential across the pump and acting at shaft and is taken by the thrust bearing in the seal section.

In a fixed pump, the impeller is fixed to the shaft and cannot move axially. The total axial thrust, developed by impellers as well as due to pressure difference, is taken on the external thrust bearing installed in the seal section.

Check and Bleeder Valves:

A check valve is usually installed 2-3 tubing joints above the pump assembly and helps in maintaining a full column of fluid above the pump. If a check valve is not installed. Flow of fluid from the tubing through the pump can cause reverse rotation of the unit when the motor is shut down. Any attempt to start the unit during its reverse rotation may lead to severe damage to the motor, thrust bearing or shafts. To avoid this in those cases when a check valve is not installed, sufficient time must be allowed for the tubing fluid to flow back before making any attempt to restart the motor. The actual speed and duration of reverse rotation depends on many factors such as depth and tubing size,  type and size of pump, tubing restrictions, etc. A minimum od thirsty minutes between restarts is recommended.

In installations with a ckeck valve, a blleder valve must be installed just above the check valve to prevent pulling a wet tubing string, When pulling the tubing, the break-off plug in the bleeder valve should be sheared as soon as fluid is observed in the tubing.


Electric Cable:

Power is transmitted to the submersible motor by an electric cable. it is available in a range of conductor sizes which permits efficient matching to motor requirements. It may have galvanized steel, bronze or monel armor capable of withstanding the hostile environments of an oil well.

Depending on the type of insulation used, cables may be installed in wells with temepratures in excess of 300·F. A round cable is normally recommended, but a flat cable can be used where clearance is a problem. The cable is secured along the pump and tubing by means of cable clamps or bands.

Surface Equipment:

The surface equipment usually includes a juction box, control panel and transformers. The standard control panels are weather-proof and available in a range of sizes and accessories to accomodate various installations. They may range from simple units with push-button magnetic contactors and overload protection to more complex assemblies with fused disconnects, recording ammeter, underload and overload protection signal lights, timer for automatic restarts and instruments for automatic remote control, etc