149202086 Campos Gasiferos y Petroliferos de Bolivia

CAMPOS GASIFEROS Y PETROLIFEROS

DE BOLIVIA

La Paz, Diciembre 2011

PRESENTACIN

El Ministerio de Hidrocarburos y Energa a travs del Viceministerio de Exploracin y Explotacin de Hidrocarburos y con el aupicio de la Cooperacin Canadiense, presentan la Memoria Campos Petrolferos y Gasferos de Bolivia, documento de inters tcnico sobre el sector petrolero, que pone a consideracin aspectos particulares de los diferentes yacimientos con los que cuenta el pas, trabajados sobre la base de la informacin generada en las auditoras petroleras realizadas por el MHE, en cumplimiento a lo sealado en el Decreto Supremo No. 28701 y, complementados con informacin actualizada.

Ministro de Hidrocarburos y Energa...Jos Luis Gutirrez Prez. Viceministro de Exploracin y Explotacion.Eduardo Alarcn Arenas. Colaboradores VMEEH...................... ..........................Federico Mazo B. Pamela Chambi Ramos Carlos A. Torrico B. Luis Pili Tunici. Resident Manager Bolivia-Canada Hydrocarbon Project.Nasser Akhtar Consultor en Exploracin Petrolera......Edmundo Prez Peralta Consultor en Reservas y Produccin...... Roberto Tapia Quiroga Consultor Informtico...Maria Angelica Baigorria El contenido de la presente memoria, resume la informacin sistematizada de las actividades de exploracin y explotacin que son la esencia de la cadena de los hidrocarburos, y se encuentra distribuida en tres captulos. Inicialmente se enfatizan las actividades de la exploracin petrolera en sus diferentes fases, comenzando por el reconocimiento superficial que comprende el levantamiento geolgico, prospeccin geofsica, geoqumica, etc. concluyendo en la perforacin exploratoria, cuyo proposito final es descubrir reservas de petrleo y/o gas en las cuencas sedimentarias de inters petrolfero de Bolivia. En el Primer Capitulo se analizan en forma separada las fases de exploracin, explotacin y reservas de los Campos Grandes o Mega Campos, donde se encuentran las mayores reservas nacionales certificadas de gas, que permiten la disponibilidad de esta fuente energtica tanto para el consumo nacional como tambin para la exportacin a travs de los contratos celebrados con Energia Argentina S.A. (Enarsa) y Gas Supply Agreement (GSA) de compra/venta de gas natural al Brasil.

En el Segundo Capitulo, se sintetiza la informacin geolgica y petrolera de los campos medianos y pequeos, operados actualmente por las empresas petroleras Subsidiarias YPFB Chaco S.A., YPFB Andina S.A., y otras empresas privadas.

El Tercer Capitulo esta relacionado al anlisis de las reservas de petrleo y gas de los campos Medianos y Pequeos, agrupados por empresas productoras como: YPFB Chaco, YPFB Andina, Repsol, Petrobras Bolivia S.A., Petrobras Argentina Suc. Bolivia, Pluspetrol Bolivia Corp. S.A., Vintage Petroleum Boliviana Ltda., Total E&P Bolivie, Repsol YPF E&P Bolivia S.A., BG Bolivia Corporation Suc. Bolivia.En el anexo 3, se ha preparado un resumen de las reservas nacionales de petrleo y gas y analiza el estado actual de las mismas, referidas al ao 2006. Estas cifras se han agrupado en Campos Mayores, Campos Medianos (Chaco y Andina) y Campos menores.

PROLOGO

De manera inicial, es importante realizar una breve resea histrica de aquellos hechos sobresalientes que marcaron la historia del petrleo y gas en Bolivia y que derivaron en la generacin de la informacin, base sobre la cual se ha elaborado el presente documento.

El inicio de la actividad petrolera en el pas se remonta al ao 1911, cuando Luis Lavadenz Reyes, luego de realizar anlisis de muestras de emanaciones de petrleo obtenidas en las cercanias de Mandiyuti y de una tenaz bsqueda de inversores en Londres, logra interesar al Sr. Percival Farquar para perforar el primer pozo exploratorio en la regin de Cuevo, los resultados no fueron significativos y se suspendieron las operaciones por falta de recursos econmicos.

Aos ms tarde, luego de conocerse varios estudios geolgicos realizados en Bolivia como A. dOrbigny, G. Steinmann, K. Mather, G. Bonarelli, H. Bassler y otros, la empresa Standard Ol Company llega a Bolivia e inicia en forma racional y sistemtica la exploracin petrolera, a travs del desarrollo de estudios de geologa superficial y perforacin de pozos exploratorios someros.

La perforacin exploratoria inicial fue realizada por la empresa Standard Oil Co. en una estructura geolgica situada en la serrana de El Candado, cerca de la localidad de Bermejo; el 24 de agosto de 1923 se emprende la perforacin del primer pozo exploratorio, el Bermejo-X1, el cual concluye en el siguiente ao, a una profundidad de 561 metros, resultando improductivo. Asimismo, en 1924 se perfora el segundo pozo exploratorio, el Bermejo-X2, descubriendo petrleo con un poco gas, a la profundidad de 635.5 metros, constituyndose en el primer pozo productor de petrleo en Bolivia, el rea desde esa poca se ha denominado Campo Bermejo. Esta compaa tambin descubri los campos de Sanandita, Camatindi y Camiri.

Bolivia a lo largo de su historia, ha nacionalizado tres veces sus concesiones petroleras. La primera en marzo de 1937, durante la presidencia del General David Toro, rescindi el contrato con la Standard Oil de Nueva Jersey en territorio boliviano, procediendo al pago de una indemnizacin equivalente en la actualidad a unos sesenta millones de dlares, revirtiendo de esta manera los bienes a favor de la estatal Yacimientos Petrolferos Fiscales Bolivianos (YPFB), creada el 21 de diciembre de 1936.

Luego, bajo el rgimen castrense del general Alfredo Ovando Canda (1969 - 1970), en fecha 17 de octubre de 1969, se revierte las concesiones entregadas a travs del Codigo del Petroleo (Codigo Davenport, 1952) y se nacionaliza todos los bienes e instalaciones de la tambin estadounidense Gulf Oil Company, empresa que aplic un embargo petrolero que impeda a Bolivia comercializar los hidrocarburos y la construccin del gasoducto Bolivia - Argentina. Recin en el ao 1970, se acuerda una indemnizacin a la Gulf de setenta y ocho millones de dlares pagaderos en 15 aos y YPFB toma nuevamente el control de los yacimientos hidrocarburferos, estimados en ese entonces en 360 millones de barriles de petrleo. Es importante sealar, que la empresa Gulf descubri los campos gasferos de Colpa, Caranda, Rio Grande, El Palmar, La Pea y Yapacani.

En fecha 30 de abril de 1996, durante el primer mandato constitucional de Gonzalo Snchez de Lozada, se aprueba la Ley de Hidrocarburos No. 1689 que elimina los

Contratos de Operacin y Asociacin, estableciendo slo el Contrato de Riesgo Compartido, con una vigencia de 40 aos. Adems, se declaran libres las actividades de transporte, refinacin, comercializacin, exportacin e industrializacin de los hidrocarburos.

Posteriormente, se inicia un proceso de capitalizacin con el objeto de generar una mayor inversin y transferencia de tecnologa pero sustituyendo la participacin estatal por la privada, en este proceso participaron varios consorcios de capitales estadounidenses, hispano-argentinos, franceses, britnicos y brasileros. La suma total del proceso de capitalizacin alcanz a ochocientos treinta y cinco millones de dlares americanos aproximadamente. Asimismo, durante este proceso se establece una nueva metodologa y distribucin para el clculo de regalas y participacin a favor del Estado Boliviano.

Durante los aos 1998 y 1999 en el Gobierno del General Hugo Banzer, se privatizaron oleoductos, poliductos, plantas de almacenaje y refineras.

La empresa estatal YPFB, finalmente queda fragmentada, residual y excluida de realizar las actividades de exploracin, explotacin y comercializacin al no disponer de capital de inversin y nicamente dedicada a la supervisin y suscripcin de Contratos de Riesgo Compartido, agregacin de volmenes para la exportacin y certificacin de la produccin fiscalizada.

Ms tarde, en el primer referndum vinculante de julio de 2004, el pueblo boliviano resuelve la recuperacin de la propiedad de los hidrocarburos, la abrogacin del la Ley de Hidrocarburos No. 1689 y la refundacin de YPFB, entre otros.

De esta manera, el 17 de mayo de 2005 el Congreso Nacional promulga la Ley de Hidrocarburos N 3058, que elimina los Contratos de Riesgo Compartido, establece el rgimen fiscal de regalas y participacin al TGN del 18% y crea el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) del 32% sobre el valor de la produccin fiscalizada.

Asimismo, el 18 de diciembre de 2005 se llevan a cabo en Bolivia las elecciones presidenciales, las mismas que dieron una amplia victoria al candidato por el Movimiento al Socialismo el Seor Evo Morales Ayma. El presidente Morales en ejercicio de la soberana nacional y obedeciendo el mandato del pueblo boliviano, emite el Decreto Supremo No. 28701 (Hroes del Chaco) de fecha 1 de mayo de 2006, dictaminando la nacionalizacin de los hidrocarburos, entre otras disposiciones seala que el Estado recupera la propiedad, posesin y control total y absoluto de estos recursos; y que todas las empresas que operan en el pas estn obligadas a entregar a YPFB toda su produccin, estableciendo adems que deben migrar a un nuevo sistema de contrato, en un plazo no mayor de 180 das, en las condiciones que estableca el gobierno nacional, caso contrario las empresas no podan seguir operando en el pas.

Con el fin de lograr la migracin al nuevo tipo de contrato, se instruye al Ministerio de Hidrocarburos y Energa realizar las respectivas auditoras petroleras para cuantificar el monto de las inversiones netas que iban a ser reconocidas a cada una de las empresas petroleras, as como sus costos de operacin y rentabilidad para cada campo. Estas auditoras fueron realizadas bajo la direccin del Ing. Enrique Mariaca Bilbao. Estas actividades se iniciaron en julio de 2006, para el efecto se adjudic el trabajo a 11 empresas consultoras, los trminos de referencia comprendan aspectos tcnicos, econmicos y medioambientales.

En este sentido, sobre la base de la informacin tcnica extractada por las auditorias, la presente Memoria denominada: Campos Gasferos y Petrolferos de Bolivia, constituye un documento que sistematiza dicha informacin superando el diferente tratamiento dado por cada una de las consultoras adjudicadas y segn la informacin proporcionada por la empresa operadora del campo auditado. Asimismo, en algunos casos se ha complementado con informacin actualizada, obtenida de las distintas empresas petroleras operadoras.

De esta manera, el presente trabajo constituye un referente general sobre la riqueza con la que cuenta Bolivia en materia de petrleo y gas, y propone el desafo a los diferentes lectores para trabajar en el enriquecimiento del mismo, convirtindolo en una gua que permita dar seguimiento a la conduccin de la poltica hidrocarburfera del pas, promoviendo la generacin de propuestas para una mejor orientacin a la exploracin y explotacin de estos recursos no renovables.

CONTENIDO

INTRODUCCION .................................................................................................................... 1

ANTECEDENTES .................................................................................................................. 1

EXPLORACION O PROSPECCION PETROLERA .............................................................. 5

ANALISIS DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACION ................................................... 6 PERFORACIN EXPLORATORIA .................................................................................. 11 BLOQUE SAN ALBERTO ................................................................................................. 14 CAMPO SAN ALBERTO .................................................................................................. 14 BLOQUE SAN ANTONIO ................................................................................................. 53 CAMPO SABALO ............................................................................................................. 53 BLOQUE CAIPIPENDI ..................................................................................................... 77 CAMPO MARGARITA ...................................................................................................... 77 CAMPO ITAU .................................................................................................................. 104 BLOQUE IPATI, SERRANA INCAHUASI - CAMPO INCAHUASI ................................ 111

CAPITULO II ..................................................................................................................... 116

CAMPOS MEDIANOS Y PEQUEOS .............................................................................. 116

II.1 PROVINCIA PETROLERA SUBANDINO SUR ......................................................... 116 CAMPO MONTEAGUDO ........................................................................................... 116 CAMPO CAMBEITI .................................................................................................... 123 CAMPO ITATIQUI ..................................................................................................... 125 CAMPO BERMEJO .................................................................................................... 132 CAMPO BARREDERO............................................................................................... 137 CAMPO TORO ........................................................................................................... 138 CAMPO HUAYCO ...................................................................................................... 139 CAMPO GUAIRUY ..................................................................................................... 140 BLOQUE CAMIRI ...................................................................................................... 145 ACTIVIDAD DE EXPLORACIN ............................................................................... 145 CAMPO CAMIRI ......................................................................................................... 145

II.2 PROVINCIA PETROLERA PIE DE MONTE ............................................................ 153 II.3 PROVINCIA PETROLERA PIE DE MONTE SUR .................................................... 154

CAMPO ESCONDIDO................................................................................................ 155 CAMPO IBIBOBO ....................................................................................................... 157 CAMPO LA VERTIENTE ............................................................................................ 159 CAMPO LOS SURIS .................................................................................................. 162 CAMPO PALO MARCADO ........................................................................................ 163 CAMPO TAIGUATI ..................................................................................................... 165 CAMPO UPUCO ...................................................................................................... 168 CAMPO PORVENIR ................................................................................................... 170 CAMPO CHACO SUR ................................................................................................ 171 CAMPO MADREJONES ............................................................................................ 173 CAMPO TACOBO ...................................................................................................... 175 CAMPO TAJIBO ......................................................................................................... 176 CAMPO VUELTA GRANDE ....................................................................................... 180 CAMPO SAN ROQUE ................................................................................................ 185

II.4 PROVINCIA PIE DE MONTE NORTE ..................................................................... 190 CAMPO NARANJILLOS ............................................................................................. 190 CAMPO RIO SECO .................................................................................................... 194 CAMPO DE RIO GRANDE ........................................................................................ 196

CAMPO LA PEA-TUNDY ....................................................................................... 199 CAMPO COLPA ......................................................................................................... 203 CAMPO CARANDA .................................................................................................... 204 CAMPO MONTECRISTO ........................................................................................... 208 CAMPO BULO BULO ................................................................................................. 211 CAMPO CARRASCO ................................................................................................. 216 CAMPO CARRASCO FOOTWALL (LAMINA YACIENTE) ....................................... 219 CAMPO LOS CUSIS .................................................................................................. 220 CAMPO KANATA ....................................................................................................... 222 CAMPO KANATA NORTE ......................................................................................... 226 CAMPO KANATA FOOTWALL .................................................................................. 228 CAMPO HUMBERTO SUREZ ROCA (HSR) .......................................................... 229 CAMPO PATUJUSAL................................................................................................. 232 CAMPO PATUJUSAL OESTE ................................................................................... 235 CAMPO SIRARI.......................................................................................................... 236 CAMPO VIBORA ........................................................................................................ 238 CAMPO LOS SAUCES .............................................................................................. 239 CAMPO ARROYO NEGRO ....................................................................................... 242 CAMPO LOS PENOCOS ........................................................................................... 244 CAMPO CASCABEL .................................................................................................. 246 CAMPO YAPACANI .................................................................................................. 248

II.5 PROVINCIA PETROLIFERA PIE DE MONTE NORTE - BOOMERANG HILLS ..... 250 CAMPO PALOMA ...................................................................................................... 257 CAMPO SURUB ........................................................................................................ 260 POZO SURUBI BLOQUE BAJO ................................................................................ 261 POZO SURUBI NOROESTE ..................................................................................... 262

CAPITULO III ..................................................................................................................... 265

RESERVAS DE LOS CAMPOS MEDIANOS Y MENORES ............................................ 265

III.1 EMPRESA CHACO S.A. ....................................................................................... 266 CAMPO VUELTA GRANDE ....................................................................................... 268 CAMPO BULO BULO ................................................................................................. 275 CAMPO SAN ROQUE ................................................................................................ 278 CAMPO CARRASCO ................................................................................................. 281 CAMPO PATUJUSAL................................................................................................. 285 CAMPO MONTECRISTO ........................................................................................... 286 CAMPO HUMBERTO SUREZ ROCA ..................................................................... 288 CAMPO LOS CUSIS .................................................................................................. 290 CAMPO KANATA ....................................................................................................... 292 CAMPO KANATA NORTE ......................................................................................... 294 CAMPO PATUJUSAL OESTE .................................................................................... 296

III.2 EMPRESA ANDINA S.A ......................................................................................... 303 CAMPO RIO GRANDE............................................................................................... 308 CAMPO SIRARI.......................................................................................................... 325 CAMPO VIBORA ........................................................................................................ 331 CAMPO YAPACANI ................................................................................................... 333 CAMPO LA PEA ...................................................................................................... 338 CAMPO LOS SAUCES .............................................................................................. 344 CAMPO CAMIRI ......................................................................................................... 345 CAMPO GUAIRUY ..................................................................................................... 349 PROYECTO EXPLORATORIO SARARENDA PROFUNDO .................................. 352

POZO SARARENDA-X1 (SRR-X1) PROFUNDO .................................................... 352 CAMPO ARROYO NEGRO ....................................................................................... 352 CAMPO CASCABEL .................................................................................................. 353 CAMPO LOS PENOCOS ........................................................................................... 355

EMPRESA REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. .................................................................. 363 III.3 BLOQUE MAMOR ................................................................................................. 363

CAMPO SURUBI ........................................................................................................ 363 SURUB PETACA ....................................................................................................... 368 SURUB YANTATA .................................................................................................... 370 CAMPO PALOMA ...................................................................................................... 373 CAMPO SURUBI NOROESTE .................................................................................. 382 SURUBI BLOQUE BAJO ......................................................................................... 391

III.4 EMPRESA PETROBRAS ARGENTINA S.A. SUCURSAL BOLIVIA ....................... 401 RESERVAS DE LOS CAMPOS CARANDA Y COLPA ............................................. 401

III.5 EMPRESA PLUSPETROL BOLIVIA CORPORATION S.A. ..................................... 413 CAMPO BERMEJO .................................................................................................... 413 CAMPO TORO ........................................................................................................... 418 CAMPO TACOBO ...................................................................................................... 419 CAMPO TAJIBO ......................................................................................................... 427 CAMPO HUAYCO ...................................................................................................... 428 CAMPO MADREJONES ............................................................................................ 429 CAMPO BERMEJO .................................................................................................... 434

III.6 EMPRESA VINTAGE PETROL .............................................................................. 438 CAMPO NARANJILLOS ............................................................................................. 438 CAMPO UPUCO ...................................................................................................... 440 CAMPO CHACO SUR ................................................................................................ 442 CAMPO PORVENIR ................................................................................................... 443

III.7 EMPRESA BRITISH GAS BOLIVIA........................................................................ 470 CAMPO ESCONDIDO................................................................................................ 470 CAMPO LA VERTIENTE ............................................................................................ 472 CAMPO LOS SURIS .................................................................................................. 475 CAMPO TAIGUATI ..................................................................................................... 477

ANEXOS ............................................................................................................................. 484

ANEXO 1: DETALLE DE LOS CAMPOS DE GAS Y PETROLEO POR PROVINCIA PETROLERA Y EMPRESAS DE OPERACION ............................................................. 484 ANEXO 2: DETALLE DE EMPRESAS CON CONTRATO DE OPERACION: EXPLORACION Y EXPLOTACION EN ZONA PETROLERA DE BOLIVIA................... 486 ANEXO 3 : RESUMEN DE RESERVAS ......................................................................... 487

GLOSARIO ......................................................................................................................... 498

GLOSARIO EXPLORACIN ....................................................................................... 498 GLOSARIO - RESERVAS Y PRODUCCIN ................................................................. 506

BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................. 511

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INTRODUCCION

La importancia reconocida del sector de los hidrocarburos en Bolivia, ha despertado el inters de todos los bolivianos por conocer su historia, estadsticas, regiones geogrficas productivas y dems aspectos del sector hidrocarburfero nacional. Consecuentemente el Ministerio de Hidrocarburos y Energia ha decidido dedicar a estudiantes de secundaria, universitarios, profesionales y a todos los interesados en general, la presente memoria denominada CAMPOS GASIFEROS Y PETROLIFEROS DE BOLIVIA, que sistematiza la informacin petrolera de Bolivia, mostrando todas las fases de exploracin y explotacin (Upstream) de los hidrocarburos que se desarrollan en el territorio boliviano. La preparacin de esta memoria, se efectu utilizando la informacin de las auditorias petroleras ejecutadas en el perodo Julio 2006 a Marzo 2007, en las reas: Tcnica, Econmica, Financiera y Ambiental de las actividades hidrocarburferas desarrolladas por las diez Empresas Petroleras en 56 campos. Tabla 1. Este documento es una compilacin de ms de 200 informes generales y especiales, inspecciones de campo, que fueron el resultado del trabajo de 8 empresas auditoras contratadas por el MHE para realizar las 11 auditorias (incluyendo Transredes). La distribucin areal de los campos auditados, motivo de la sistematizacin de la informacin petrolera de Bolivia, tiene como lmite Sur la frontera de Bolivia con la Argentina, por el Norte la Llanura Beniana, abarcando reas como el subandino Sur y parte de la Llanura Chaquea, que tienen caractersticas geolgicas aptas para generar, favorecer la migracin y entrampamiento de los hidrocarburos, constituye la Zona Tradional hidrocarburifera de Bolivia. Figura1. La ubicacin geogrfica de los 56 campos de petrleo y gas auditados, se encuentran en los cuatro departamentos productores de petroleo y gas: Cochabamba, Chuquisaca, Santa Cruz y Tarija, en la denominada zona tradicional. Figura 1.

ANTECEDENTES

El primero de mayo de 2006 se emiti el Decreto Supremo N 28701, mediante el cual el estado boliviano recupera la propiedad, posesin y control total y absoluto de los recursos

hidrocarburferos. Para dar cumplimiento a lo establecido en el decreto mencionado, el Supremo Gobierno promulg el DS N 28722 del 24 de mayo de 2006 que autoriza al MHE a contratar bienes, servicios generales y de consultora, as como la realizacin de las auditorias necesarias, para la ejecucin y cumplimiento de lo dispuesto en el DS N 28701, estableciendo adems que estas contrataciones se ejecutarn bajo la modalidad de contratacin por excepcin; y por medio del DS N 28771 del 28 de junio de 2006 se establecen los mecanismos para la realizacin de las auditorias. En la Tabla 1, se detallan los campos auditados y empresas operadoras de los mismos. Igualmente en la Tabla 2, se indican los campos de explotacin y reas de exploracin no auditados.

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EMPRESA NOMBRE DE CAMPOS EMPRESA NOMBRE DE CAMPOS

1. Sbalo 1. Vuelta Grande

2. San Alberto 2. Bulo Bulo

3.Margarita 3. Carrasco

4. Itatiqui 4. Carrasco FW

5. Cambeity 5. Los Cuss

6. Monteagudo 6. Kanata

7. Surub 7. Kanata Norte

8. Surub-BB 8. Kanata FW

9. Surub Noroeste 9. San Roque

10. Paloma 10. Humberto Suarez R.

1. Escondido 11. Montecristo

2. Ibibobo 12. Patujusal

3. La Vertiente 13. Patujusal oeste

4. Los Suris 1. Rio Grande

5. Palo Marcado 2. Sirari

6. Taiguati 3. Vbora

1. Colpa 4. Yapacani

2. Caranda 5. La Pea

1. Naranjillos 6. Los Sauces

2. upuco 7. Guairuy

3. Porvenir 8. Camir

4. Chaco Sur 9. Arroyo Negro

1. Barredero 10. Los Penocos

2. Bermejo 11. Cascabel

3. Tajibo 1. Itau

4. Huayco 2. Incahuasi

5. Madrejones 56

6. Ro Seco TRANSREDES SA Transporte (4 Concesiones)

7 Tacobo

8. Toro

PETROBRAS-BOLIVIA SA

REPSOL YPF E&P BOLIVIA CHACO SA

ANDINA SA

TOTAL SAPLUSPETROL BOLIVIA

CORPORATION SA

BG BOLIVIA CORPORATION,

SUCURSAL BOLIVIA

PETROBRAS ENERGY S A

VINTAGE PETROL

TABLA 1: EMPRESAS Y CAMPOS AUDITADOS

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TABLA 2: CAMPOS NO AUDITADOS

OPERADORA CAMPOS DE EXPLOTACIN AREAS DE EXPLORACIN

Campo Boquern Bloque Ambor-Espejos Norte(Fuerza mayor)

Campo Cobra Bloque Ambor-Espejos Sur (Fuerza mayor)

Campo Enconada Bloque Sara Boomerang-1

Campo Palacios Bloque Sara Boomerang-2 (Sara Boomerang Norte y Sur)

Campo Patuj

Campo Puerto Palos

Campo Caigua Bloque Chimor 1 (La Lluviosa)

Campo Churumas

Campo El Dorado (Retencin)

Campo Junn

Campo Katari

Campo Los Monos

Campo Percheles (Retencin)

Campo San Ignacio

Campo Santa Rosa

Campo Santa Rosa Oeste

Tigre

Curiche

DONG WON Palmar

MATPETROL Tatarenda

CANADIAN

ENERGYWarnes

Bloque Caipipendi (Este, Centro, Oeste, Sur A, Sur B, Sur C.)

Bloque Charagua

Bloque Tuichi

Bloque Aquo

Bloque Ipati

Bloque Ingre

Bloque Irenda

Bloque Ro Hondo

Bloque San Alberto Este

Bloque San Alberto Oeste

AN

DIN

A S

.A.

CH

AC

O S

.A.

PLUSPETROL

REPSOL YPF E&P

BOLIVIA S.A.

TOTAL E&P

BOLIVIA S.A.

PETROBRAS

BOLIVIA S.A.

CAMPOS DE EXPLOTACIN Y AREAS DE EXPLORACIN NO AUDITADAS

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FIGURA 1: ZONA TRADICIONAL PETROLERA DE BOLIVIA

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EXPLORACION O PROSPECCION PETROLERA

Antes de tratar la exploracin y explotacin del petrleo y gas en Bolivia, se hace necesario mencionar algunos conceptos importantes.

El territorio boliviano geolgicamente, ha sido investigado mediante trabajos realizados con fines mineros y petroleros, llegando a contribuir con esta informacin en la elaboracin del Mapa Geologico de Bolivia, en base al cual se establecieron 10 zonas morfo estructurales denominadas Provincias Geologicas, que se indican en las Figuras 3 y 4.

1.- Cua Altiplanica Occidental

2.- Altiplano Oriental

3.- Cordillera Oriental

4.- Inter Andino

5.- Sub Andino

6.- Chaquea

7,- Beniana

8.- Madre de Dios

9.- Plataforma Mojeo-Chiquitana

10.- Craton de Guapore

Las provincias geolgicas 2, 5, 6, 7, 8 y 9, son las de mayor inters hidrocarburifero. El mayor esfuerzo exploratorio se concentr en la Provincia Geologica Subandina Centro y Sur, y la faja del Pie de Monte, que di lugar al descubrimiento de los campos productores de petroleo y gas. La presente memoria se desarrolla siguiendo el ordenamiento por Provincias Geolgicas. La exploracin es la base fundamental y el primer eslabon de la cadena de la industria petrolera, con este fin se utilizan varios mtodos y tcnicas:

Reconocimiento superficial Exploracin geolgica superficial. Prospeccin geoqumica. Prospeccin gravimtrica, magnetomtrica, magnetotelrica. Prospeccin ssmica 2D y 3D. Perforacin exploratoria.

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ANALISIS DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACION

EXPLORACIN SUPERFICIAL

En Bolivia, al iniciarse la investigacin petrolera se ha empleado la Geologa Clsica o Exploracin Superficial, que es un estudio geolgico basado en los afloramientos naturales de las rocas. Con esta tcnica se descubrieron los primeros campos petroleros de Bolivia como: Bermejo, Sanandita, Camatindi, Camiri, Tatarenda, y otros. Estos campos produjeron los primeros barriles de petrleo y definieron a Bolivia como un pas petrolero, actualmente estn abandonados o en fase de agotamiento. YPFB, elabor mapas geolgicos de las serranas del Subandino Sur y Centro, con un buen nivel de detalle que son la base para planificar trabajos de prospeccin ssmica.

PROSPECCION GEOQUMICA

La geoqumica es una disciplina cientfica, que mediante su desarrollo y aplicacin permite de un modo general conocer el comportamiento de los componentes qumicos en los medios naturales. Esta tcnica prospectiva, evidencia la cualidad prospectiva de un rea mediante el descubrimiento de anomalas, en base a anlisis geoquimicos especializados de muestras extraidas de suelo y/o subsuelo, que permiten evaluar pequeas cantidades o trazas de ciertos hidrocarburos presentes o bien la existencia de microorganismos oxidantes de dichos hidrocarburos.

EXPLORACIN GRAVIMTRICA, MAGNETOMTRICA, MAGNETOTELRICA,

GEOELECTRICA Y SISMICA

Los mtodos geofsicos mas usados en la Industria Petrolera, consisten en medir las variaciones de la gravedad, magnetismo, magnetotelurica y resistividades, que tienen su mayor aplicacin en la geologa regional para delimitacin y extensin de las cuencas sedimentarias, el espesor de la secuencia estratigrfica y los lineamientos tectonicos.

PROSPECCIN SSMICA 2D Y 3D.

Uno de los mtodos ms importantes y de mayor aplicacin en la prospeccin petrolera es la adquisicin de sisimica 2D y 3D. Actualmente es un requisito indispensable para la valoracin de una cuenca o prospecto de exploracin exploratoria. El mtodo consiste en la generacin de ondas ssmicas mediante una explosin controlada, las cuales se propagan a travs de las formacines geolgicas a una velocidad que es funcin de los componentes minerales y propiedades petrofsicas de cada tipo de roca. Mediante gefonos dispuestos convenientemente en superficie se registran los tiempos de llegada de las ondas reflejadas. Despues del procesamiento de la informacin adquirida, se elaboran perfiles o mapas ssmicos que al ser interpretados por gelogos y geofsicos, permiten precisar el modelo geolgico-estructural presente en el subsuelo. La tecnologa de ssmica tridimensional (3D) es un mtodo de uso corriente inclusive en la etapa de exploracin, permite obtener perfiles que muestran secciones en los planos X, Y y Z de un cubo ssmico. Figura 2.

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FIGURA 2: MODELO SISMICO 3D

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FIGURA 3: MAPA GEOLGICO DE BOLIVIA

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FIGURA 4: MAPA TECTONICO Y PROVINCIAS GEOLGICAS DE BOLIVIA.

ElementosTectnicos

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En la actualidad es frecuente que se ejecuten programas sismicos 2D y 3D en serrana (zonas con afloramientos naturales), debido a mejoras en la tecnologa, especialmente por el numero de canales de los instrumentos de registro. En toda la zona petrolera y especialmente en la provincia geolgica Pie de Monte, YPFB registr una densa red de lneas ssmicas de tipo 2D que fue una base slida para proseguir con las investigaciones exploratorias. La Ley de Hidrocarburos N 1689 y N 3058, reconocen como UTEs (Unidades de Trabajo Exploratorio) las actividades de ssmica 2D y 3D, asi tambin los relevamientos de aeromagentometra y aerogravimetra, que permitian cumplir con las obligaciones contractuales de cada fase exploratoria. Tablas 3 y 4.

0,020,040,060,080,0

100,0120,0

CERTIFICACION DE UTEs A DIC-2005 (En Millones de dolares)

Kilometros UTE's Monto en $us Kilometros UTE's Monto en $us Monto Estimado

PLUSPETROL 72,060.84 18,015.21 90,076,050.00 23,464.79 3,519.81 17,599,050.00 107,675,100.00 5,937,587.29

CHACO S.A. 60,252.05 15,063.02 75,315,100.00 614.21 92.13 460,650.00 75,775,750.00 4,299,392.90

REPSOL YPF 46,083.27 13,340.83 66,704,150.00 4,512.60 676.90 3,384,500.00 70,088,650.00 3,429,853.17

ANDINA S.A. 36,037.10 9,009.42 45,047,100.00 2,175.00 326.25 1,631,250.00 46,678,350.00 2,634,759.10

PETROBRAS 31,966.46 7,991.62 39,958,100.00 6,114.01 917.10 4,585,500.00 44,543,600.00 2,483,609.01

TOTAL E&P 29,683.90 7,420.94 37,104,700.00 3,125.33 468.80 2,344,000.00 39,448,700.00 2,216,943.45

VINTAGE 9,311.74 2,327.94 11,639,700.00 1,758.06 263.71 1,318,550.00 12,958,250.00 722,665.64

DONG WON 9,370.65 2,342.67 11,713,350.00 465.55 69.83 349,150.00 12,062,500.00 681,610.40

BOLIPETRO 5,552.00 1,388.00 6,940,000.00 0.00 0.00 0.00 6,940,000.00 394,192.00

TECPETROL 864.00 216.00 1,080,000.00 90.00 13.50 67,500.00 1,147,500.00 64,494.00

MAXUS 812.00 203.00 1,015,000.00 0.00 0.00 0.00 1,015,000.00 57,652.00

TOTAL 301,994.01 77,318.65 386,593,250.00 42,319.55 6,348.03 31,740,150.00 418,333,400.00 22,922,758.96

344,313.56

83,666.68

418,333,400.00

TOTAL KMS

UTEs certificadas

UTEs certificadas ($us.)

RESUMEN POR OPERADORAS

EJECUCION DE UNIDADES DE TRABAJO PARA LA EXPLORACION DICIEMBRE 2005

CONTRATOS DE RIESGO COMPARTIDO

AEROMAGNETOMETRIA Y AEROGRAVIMETRIA

OPERADORA

MAGNETOMETRIA GRAVIMETRIA MONTO TOTAL UTEs

EN $us

0

20000000

40000000

60000000

80000000

100000000

120000000

UTEs Certifidas por Operadoras

Kilometros UTE's Monto en $us Kilometros UTE's Monto en $us Monto Estimado

PLUSPETROL 72,060.84 18,015.21 90,076,050.00 23,464.79 3,519.81 17,599,050.00 107,675,100.00 5,937,587.29

CHACO S.A. 60,252.05 15,063.02 75,315,100.00 614.21 92.13 460,650.00 75,775,750.00 4,299,392.90

REPSOL YPF 46,083.27 13,340.83 66,704,150.00 4,512.60 676.90 3,384,500.00 70,088,650.00 3,429,853.17

ANDINA S.A. 36,037.10 9,009.42 45,047,100.00 2,175.00 326.25 1,631,250.00 46,678,350.00 2,634,759.10

PETROBRAS 31,966.46 7,991.62 39,958,100.00 6,114.01 917.10 4,585,500.00 44,543,600.00 2,483,609.01

TOTAL E&P 29,683.90 7,420.94 37,104,700.00 3,125.33 468.80 2,344,000.00 39,448,700.00 2,216,943.45

VINTAGE 9,311.74 2,327.94 11,639,700.00 1,758.06 263.71 1,318,550.00 12,958,250.00 722,665.64

DONG WON 9,370.65 2,342.67 11,713,350.00 465.55 69.83 349,150.00 12,062,500.00 681,610.40

BOLIPETRO 5,552.00 1,388.00 6,940,000.00 0.00 0.00 0.00 6,940,000.00 394,192.00

TECPETROL 864.00 216.00 1,080,000.00 90.00 13.50 67,500.00 1,147,500.00 64,494.00

MAXUS 812.00 203.00 1,015,000.00 0.00 0.00 0.00 1,015,000.00 57,652.00

TOTAL 301,994.01 77,318.65 386,593,250.00 42,319.55 6,348.03 31,740,150.00 418,333,400.00 22,922,758.96

344,313.56

83,666.68

418,333,400.00

TOTAL KMS

UTEs certificadas

UTEs certificadas ($us.)

RESUMEN POR OPERADORAS

EJECUCION DE UNIDADES DE TRABAJO PARA LA EXPLORACION DICIEMBRE 2005

CONTRATOS DE RIESGO COMPARTIDO

AEROMAGNETOMETRIA Y AEROGRAVIMETRIA

OPERADORA

MAGNETOMETRIA GRAVIMETRIA MONTO TOTAL UTEs

EN $us

0

20000000

40000000

60000000

80000000

100000000

120000000

UTEs Certifidas por Operadoras

TABLA 3: UNIDADES DE TRABAJO EXPLORATORIO A DICIEMBRE 2005

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TABLA 4: CONTRATOS DE RIESGO COMPARTIDO

EJECUCION DE UTE`s CERTIFICADAS

PROSPECCION SISMICA Y PERFORACION EXPLORATORIA

Hasta abril de 2005

Contratos de Riesgo

Compartido provenientes de:

UTE`s Prospeccin

Ssmica

UTE`s Perforacin Pozos

Capitalizacion 9.363,84 18.435,42

Conversion 11.315,05 44.966,04

Licitacion 18.773,43 52.494,08

Total 39.452,32 115.895,54

$us 197.261.600,00 579.477.700,00

1 UTE = 5000 $us

PERFORACIN EXPLORATORIA

En base a la compilacin, evaluacin e integracin de toda la informacin aportada por las diferentes especialidades de la geologa y despus de realizar un exhaustivo anlisis e interpretacin que permitan definir y confirmar prospectos, predecir el tipo y la profundidad de las diferentes formaciones en subuelo y con el fin de validar dicha informacin, se propone la perforacin de un pozo exploratorio en una ubicacin que amerite mayores probabilidades de xito. El objetivo de dicha perforacin es investigar in situ las posibles anomalas estructurales o estratigrficas y formacines geolgicas que pueden constituirse como reservorios de gas y/o petrleo, conforme a los resultados obtenidos durante exploracin superficial y el exhaustivo anlisis de riesgo correspondiente. La perforacin misma permitir recabar mediante sondas y equipos especiales, un cmulo de valores directos o deducidos, que permitan evaluar los reservorios. Las operaciones para aquellos fines pueden agruparse en los siguientes tpicos: anlisis contino de muestras y cromatografa, toma de testigos, perfilajes o registros y pruebas de productividad. Esta gran variedad de informacin aportada por la perforacin del pozo al estar disponible, puede ser utilizada por los gelogos y petrofsicos para refinar los modelos geolgicos y petrofsicos, que permitan obtener un mejor conocimiento del reservorio, establecer cuan grande es el reservorio o si es econmicamente rentable y como se comportara si es puesto en produccin. CONCEPTO DE UTIL Y UTILIZABLE EN POZOS EXPLORATORIOS Perforar un pozo exploratorio en cualquier rea o provincia geolgica sobrelleva una amplia investigacin sumada a una variedad de estudios, para descubrir la existencia de probables trampas. Una vez elaborado el prospecto exploratorio, lo que resta es verificar si es un yacimiento econmicamente rentable. Es aqu donde se pasa a la etapa de la

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perforacin exploratoria, elaborndose la propuesta geolgica y el programa de perforacin. Al ser una actividad de riesgo, no se ver afectado en cuanto a su utilidad, si el pozo no fuera descubridor de un nuevo yacimiento, ya que el enorme caudal de informacin que se obtendra del pozo, llevara a redireccionar el estudio.

La informacin recientemente adquirida mas la existente, y las nuevas tecnologas de investigacin en el futuro, hacen que la informacin obtenida con la perforacin del pozo, sea valiosa y puedsea considerar como til y utilizable porque hace a la esencia misma del negocio, permite proyectar nuevas perforaciones y tener parmetros comparativos tcnicos y de inversin.

En el caso de que el pozo fuera descubridor de un nuevo yacimiento, se puede establecer y con mayor razn, como til, ya que esta informacin genera los primeros indicios de estudios que pueden llevarnos al desarrollo de un campo, que generara mayor incremento en las utilidades y por consiguiente en las rentabilidades.

CLASIFICACION DE POZOS SEGN SU PROFUNDIDAD

Tanto los pozos de exploracin como de explotacin, son categorizados de acuerdo a su profundidad como: someros de 0 - 2000 metros, intermedios de 2000 - 4000 metros y profundos mayores a 4000 metros.

CLASIFICACION DE CAMPOS SEGN SU RESERVA

Existen clasificaciones de reservas a nivel internacional provenientes de la dcada de los 90`s generalmente aceptadas. Tabla 5.

TABLA 5: CLASIFICACION DE CAMPOS POR RESERVA RECUPERABLES

CATEGORIA RESERVAS (2P)

Super gigante > 5000 MMBOE (30 TCF)

Gigante 5000 MMBOE < > 500 MMBOE (3 TCF)

Grande 500 MMBOE (3 TCF) < > 100 MMBOE (0.6 TCF)

Mediano 100 MMBOE (0.6 TCF) < > 50 MMBOE (0.3 TCF)

Pequeo 50 MMBOE (0.3 TCF) <

Nota: 6000 pies cbicos de gas equivale a 1 barril de petrleo.

Debido a la existencia y descubrimientos de campos con reservas mucho mayores a los 30 TCF en paises como Iran, Qatar, Rusia, entre otros; reciben la clasificacin como Super gigantes y Gigantes. Para los campos que se ubican en la Provincia Geolgica Subandina y que tienen las mayores reservas de petrleo y gas del pas, se ha adoptado el denominativo de campos grandes (aunque en el Pas se los conoce como MEGACAMPOS o MAYORES). Los conceptos vertidos precedentemente, son puestos en evidencia al sistematizar la informacin petrolera de Bolivia.

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A continuacin brindamos una visin del acontecer de los hidrocarburos en Bolivia, iniciando con los campos MEGACAMPOS o MAYORES. CONSIDERACIONES GENERALES DE LA PROVINCIA GEOLOGICA DEL SUBANDINO

La Provincia Geolgica del Subandino de Bolivia, constituye un complejo sistema de serranas longitudinales estrechas, separadas por amplios valles sinclinales. Es de extensin regional y atraviesa todo el territorio boliviano desde la frontera con el Per hasta el lmite con la Repblica Argentina.

Morfolgicamente, las serranas coinciden con las estructuras anticlinales, las cuales son atravesadas por ros antecedentes en una etapa juvenil de erosin. Las estructuras sinclinales son por lo general dos o tres veces ms amplias que los anticlinales y conforman grandes valles agrcolas surcados por ros longitudinales.

Esta regin ubicada entre la Cordillera Oriental y la Llanura Chaco-Beniana, constituye el borde oriental de la Cordillera de los Andes. Esta faja de carcter regional, para fines del presente compendio ser considerada como SUBANDINO SUR, que se extiende desde el lmite con la Repblica Argentina hasta el Rio Grande como lmite Norte, e involucra el Pie de Monte Sur y la Llanura Chaco-Beniana Sur. El Subandino Norte, se extiende desde el Ro Grande hasta el lmite con la Repblica del Per, igualmente incluye el Pie de Monte y la Llanura Chaco-Beniana.

Aproximadamente desde la latitud de la ciudad de Santa Cruz, stas toman un rumbo de Noroeste-Sureste, continuando hasta la frontera con la Repblica del Per. En esta regin se incluye el llamado Boomerang Hills.

CAMPOS GRANDES

(MEGACAMPOS)

EXPLORACIN

EXPLOTACION Y RESERVAS

Campos Mayores Geologa y Reservas MHE- Cooperacin Canadiense

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BLOQUE SAN ALBERTO

CAMPO SAN ALBERTO

INTRODUCCION

Las operaciones en el Bloque San Alberto se iniciaron a partir del 22 de abril de 1996, mediante un Contrato de Asociacin Petrolfera para ejecutar actividades de exploracin y explotacin petrolera firmado por Y.P.F.B. y Petrobras Bolivia S.A. bajo una tipologa contractual prevista en la Ley 1194 de 1990, compartiendo el negocio en partes iguales, correspondiendo a 50% para cada una. En fecha 30 de abril de 1997 Petrobras cede el 30% de su participacin a la empresa Total E&P Bolivie Sucural, quedando la sociedad con la siguiente composicin accionaria: YPFB 50%, Petrobras 35% y Total 15%. El D.S. N 24806 de 4 de agosto de 1997, aprob el Modelo de Contrato de Riesgo Compartido (Joint Venture), suscribindose el mismo entre YPFB y Petrobras Bolivia S.A. el 31 de diciembre de 1997. Por efecto de la capitalizacin interviene Andina S.A. participando con el 50% de YPFB, quedando la composicin accionara de la siguiente manera: Petrobras 35%, Total 15%, Andina 25%, YPFB (AFPs) 24.46% y Ex-empleados de YPFB 0.54%. En el ao 2010 la Empresa Total sesiona 4% de sus acciones a favor de la empresa YPFB Chaco S.A.

UBICACIN

El Bloque San Alberto se encuentra ubicado en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, al Sureste del territorio Boliviano y muy cerca de la frontera con la Repblica Argentina. Figura I.1. En trminos petroleros el Bloque se encuentra en la Zona Tradicionalmente Petrolera de Bolivia y es considerada como una zona madura en cuanto al conocimiento geolgico petrolero. Tambin por sus importantes reservas de hidrocarburos es uno de los Campos Grandes descubiertos. Morfoestructuralmente se encuentra situado en la Provincia Geolgica del Subandino Sur, en la Serrana San Alberto.


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FIGURA I. 1: UBICACIN CAMPO SAN ALBERTO

Fuente: Auditoria a los campos 2006

DESCRIPCION GENERAL DEL AREA

TABLA I. 1: DATOS GENERALES DEL BLOQUE SAN ALBERTO

Bloque San Alberto

Participacin PETROBRAS BOLIVIA S.A. (Operador) 35%.

Empresa Petrolera ANDINA S.A. 50 %.

TOTAL EXPLORATION PRODUCTION BOLIVIE 15%.

Cuenca Subandino

Estructura Anticlinal de San Alberto.

Ubicacin Fisiogrfica Subandino Sur

N de Parcelas 7 parcelas

Periodo de concesin 30 aos

Ubicacin Geogrfica Dpto. Tarija Provincia Gran Chaco.

HISTORIA EXPLORATORIA

Las primeras investigaciones sobre este campo se iniciaron con gelogos de la Standard Oil Co. Posteriormente YPFB culmin con trabajos de geologa de superficie definiendo


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varias culminaciones someras, modeladas en Formacines Carbonferas, entre ellas la estructura de San Alberto.

La empresa petrolera Petrobras Bolivia S.A., luego de cubrir varias fases de prospeccin geolgica, en 1997 inicia la etapa de perforacin exploratoria profunda en el bloque San Alberto, con el pozo SAL-X10, alcanzando una profundidad final de 5220 mbbp, descubriendo nuevos reservorios ms profundos en las Formacines Huamampampa, Icla y Santa Rosa.

GEOLOGIA DEL AREA El campo San Alberto es un pliegue anticlinal alargado con rumbo predominante Norte-Sur, esta situado al Sur de Bolivia. Morfoestructuralmente se ubica en la faja plegada y corrida del Subandino Sur, la misma que est constituida por un complejo sistema de serranas longitudinales, con anticlinales estrechos de orientacin Norte-Sur. Figura I.2. El principal componente tectnico que afecta esta estructura, es la falla San Antonio, de carcter regional, de tipo inversa y con buzamiento hacia el oeste de aproximadamente 70, en superficie corta el flanco Occidental sin afectar a los reservorios someros y profundos del campo. Los pozos del campo San Alberto se encuentran ubicados en el bloque bajo de esta falla. Figuras I.2 y I.6. La secuencia estratigrfica investigada por la perforacin de varios pozos, se inicia en rocas de la Formacin Escarpment, que aflora en superficie y luego contina en sucesin normal las sedimentitas cada vez ms antiguas. Tabla I.2. TABLA I. 2: ESTRATIGRAFA

Los campos San Alberto y Sbalo se encuentran ubicados en la serrana de San Antonio en el mismo lineamiento estructural de los campos Ramos, Agua Blanca y Macueta que se encuentran en la Repblica Argentina. El rea de explotacin est limitada al Este por la falla San Alberto (no aflora en superficie) y al Oeste por el nivel ms bajo de gas conocido o

LKG, (Base del reservorio en el pozo Macueta X1002).

SISTEMA FORMACIN RESERVORIO

Carbonfero

Escarpment

Tarija Ar. Miller

Itacuam

Tupambi

Devnico

Iquiri

Los Monos Ar-A

Huamampampa H0; H1; H2; H3; H4

Icla I1; I2; I Inf.

Santa Rosa SR1; SR2; SR3


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EXPLORACION

GEOLOGIA DE SUPERFICIE Las actividades de relevamiento geolgico en el Bloque San Alberto fueron realizadas de manera simultnea a los trabajos de adquisicin de datos ssmicos. En la Figura I.2, se muestra el mapa geolgico de superficie actualizado del Bloque, el mismo que es producto de todos los estudios realizados por Petrobras y otras compaas que estudiaron la zona.

FIGURA I. 2: MAPA GEOLOGICO ACTUALIZADO DEL CAMPO SAN ALBERTO


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PROSPECCION SISMICA

Petrobrs Bolivia, realiz dos campaas de Adquisicin Ssmica 2D. La primera en el ao 1996, ejecutada por la compaa Unin Geofsica Argentina (U.G.A.), en la que se registraron un total de 208,74 Km distribuidos en 7 lneas. La segunda fue realizada en el ao 1999, ejecutada por la empresa Veritas DGC-LAND, en la que se registraron 108,55 Km distribuidos en 5 lneas. Cabe resaltar que los abruptos relieves topografcos y las complicaciones geolgicas presentes en el rea, hicieron que los trabajos de campo de adquisicin sean difciles y los resultados obtenidos no siempre alentadores. La Figura I.3, detalla la distribucin de las lneas ssmicas y en la Tabla I.3, se observa el detalle de los parmetros bsicos para la registracin. Para preparar la interpretacion estructural del pliegue anticlinal de San Alberto, se integr la informacin ssmica adquirida con prospeccin geolgica de superficie y de pozos. Figura I.4. El procesamiento convencional de los datos adquiridos en 1997, realizado por la Cia. Western Atlas, no mostr resultados satisfactorios. Los datos adquiridos en 1999, adems de recibir un procesamiento convencional (migracin post-suma en tiempo), fueron procesados con aplicacin de migracin pre-suma en profundidad, lo que represento una notable mejora en la calidad de la imagen ssmica obtenida. Los programas de campo de registracin ssmica y ubicacin de lneas ssmicas se observa en la figura I.3. Entre 2002 y 2003 fue realizado un reprocesamiento de todo el grupo de lneas ssmicas adquiridas en el Bloque San Alberto, con este trabajo de laboratorio se consigui mejorar aun ms la calidad final de los datos sismicos, haciendo que estos sean un soporte importante en la interpretacin geolgica de la estructura anticlinal de San Alberto.

TABLA I. 3: PARMETROS DE LAS LNEAS DE LAS CAMPAAS DE 1996 Y 1999

PARAMETRO 96 99

Profundidad de carga (m) 10 15

Cantidad de carga por disparo (kg) 7 12

Intervalo de puntos de disparo (m) 25 25

Intervalo de estacin (m) 25 12.5

Tendido mximo (m) 4500 20000

Multiplicidad mxima (fold) 180 540


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FIGURA I. 3: MAPA BASE DE LINEAS SSMICAS


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FIGURA I. 4: MAPA GEOLOGICO CON LNEAS SSMICAS

PERFORACION EXPLORATORIA

YPFB en el ao 1966 perfora el primer pozo somero, el San Alberto N1 (SAL-X1), llegando a una profundidad final de 2209.0 mbbp y descubriendo petrleo de 52 API en la arenisca Miller, ubicada en la base de la Fm. Tarija, a la profundidad de 961 mbbp. Este reservorio fue explotado mediante ocho pozos someros, como actualmente estos recursos se encuentran agotados, algunos pozos son utilizados como pozos receptores de agua de condensacin producida por la explotacin de los reservorios profundos del Sistema Devnico.


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Petrobras a la fecha de la realizacin de las auditorias, haba perforado 6 pozos profundos, la mayora exploratorios y cuya ubicacin se muestra en la Figura I.5. En la Tabla I.4, se detalla una sntesis de los reservorios de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa, con la denominacin utilizada por Petrobras Bolivia S.A., y son una referencia para las descripciones a seguir.

FIGURA I. 5: MAPA BASE DE POZOS

Fuente: Petrobras


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ANALISIS DE RESERVORIOS

TABLA I. 4: DESCRIPCIN GENERALIZADA DE NIVELES RESERVORIOS EN EL CAMPO SAN ALBERTO

POZO SAN ALBERTO N 9 (POZO SAL-X9)

YPF Argentina, en los campos de Macueta y Ramos (en el Norte Argentino) descubre importantes reservas de gas en los niveles arenosos del Sistema Devnico Medio-Inferior. YPFB en 1988, en base a interpretaciones de mapas de geologa de superficie e integrando esta nueva informacin geolgica, inicia la investigacin de estos mismos niveles con la perforacin exploratoria del pozo profundo SAL-X9, alcanzando una profundidad final de 4518.5 mbbp, y penetrando 199 metros en la unidad litolgica Huamampampa, Figura I.6. Las pruebas de productividad confirmaron el descubimiento de un importante yacimiento profundo de gas y condensado en la Formacion Huamampampa. Tabla I.5. Por las limitaciones del equipo de perforacin no se investigaron otros niveles ubicados a mayores profundidades. YPFB no hizo otros pozos porque no exista mercado de gas aparte del argentino, que ya estaba cubierto con la produccin de otros campos. Este pozo qued en reserva.

TABLA I.5: PRUEBAS DE PRODUCCIN

Fecha Del 4/Oct/90 al 15/Oct/90

Tramo 4479.5 - 4518.5 m. (Ar. SAL - HMP - 2)

Formacin Huamampampa

Packer 4467.48 mbbp.

Esp. Permeable 39 m.

CK 28/ 64

NET GROSS NET PAY POROSIDAD SAT. AGUA VSH

FM DESCRIPCIN LITOLGICA RESERVORIO (m) (m) (%) (%) (%)

Los reservorios de esta formacin estn constitudos

por arenisacs cuarzticas, compactas y muy duras, de grano

muy fino, escaso medio, color gris blanquecino, en partes

micceas, intercaladas con niveles de lutitas y limolitas.

los niveles de areniscas presentan una porosidad y

permeabilidad pobre, la misma q es incrementada en forma

secundaria debido a la microfracturacin, que presentan H3 de 53 a 68 4.00 0.22

en las crestas de los anticlinales. H4

ICLA

Secuencia pelitica, constituda por limolitas y lutitas gris

oscuras a claras. Intercalan bancos de areniscas gris claras a

gris oliva muy duras, micromicceas, porosidad pobre. I2 de 125 a 160 de 62 a 82 0.27 15.5 a 26

Esta unidad presenta preponderantemente arenosa, con SR1 3.70 0.19

delgadas intercalaciones de limolitas, lutitas de colores marrn SR2

grisceo, gris verdoso y gris oscuro, micceas. Las areniscas SR3

varian de gris clara a gris blanquecina de tipo cuarztico,

grano fino a muy fino, dura miccea.

39.00

0.21

SANTA ROSA

SR4

0.20

0.13

de 2.8 a 17.7

84 a 127

4.64

4.30

H1

H2A

H2B

HUAMAMPAMPA

de 22 a 100

120 a 185


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TABLA I.5 (CONTINUACIN)

Ps 2260 psi.

Petrleo 176 bpd

API 54.0

Gas 7730 MMpcd.

Agua 8.0 bpd

SAL 5775 ppm de NaCl.

Los parmetros petrofsicos iniciales del reservorio descubierto, calculados en base a la exploracin aportada por el pozo SAL-X9, fueron los siguientes: Tabla I.6.

TABLA I. 6:PARMETROS PETROFSICOS SAL-X9

Reservorio Arenisca SAL.HMP-2

Tramo 4479.5 m a 4518.5m

Porosidad 7.0%

Saturacin de Agua 47%

Con estos valores y considerando un rea de 36.8 km2, se estimaron por el mtodo volumtrico, los siguientes volmenes preliminares de reservas: Tabla I.7.

TABLA I. 7: DATOS DE ESTIMACIN DE RESERVAS

IN SITU RECUPERABLE

Gas [MMMpc] 1.082,00 768.00

Condensado [MMbbls] 28.44 14.79


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FIGURA I. 6: CORTE ESTRUCTURAL DEL POZO SAL-X9, MEDIANTE GEOLOGIA DE SUPERFICIE Y SUBSUELO

Fuente: YPFB, informe gelogico final pozo SAL-X9,

POZO SAN ALBERTO N 10 (SAL-X10)

Petrobras Bolivia S.A, iniciciando la fase de perforacin exploratoria, activa la perforacin del SAL-X10. El objetivo fue investigar el potencial hidrocarburfero de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Sistema Devnico. La perforacin se inici el 9 de noviembre de 1997 y finaliz el 2 de diciembre de 1998, alcanzando una profundidad final de 5220 m. Luego de las pruebas de productividad (Tabla I.8) fue catalogado como pozo descubridor de yacimientos profundos (B- 2b), confirmando la extensin de los reservorios descubiertos en el SAL-X9 (YPFB) hacia el sur de la estructura y agregndose el descubrimiento de nuevos reservorios profundos denominados H3 y H4 de la Formacin Huamampampa, dos estratos arenosos de la Fm. Icla y niveles de la parte Superior de la Formacin Santa Rosa (93.5 m.), todos del Sistema Devnico.


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TABLA I. 8: PRUEBAS DST REALIZADAS EN EL POZO SAL-X10

Ni con los resultados de esta prueba ni con el anlisis de los registro del pozo se pudo determinar el Contacto Agua-Petrleo Original (CAPO), quedando los reservorios productores de gas y condensado por encima del mencionado limite de fluidos.Tabla I.8. POZO SAN ALBERTO N 9 RE-ENTRY (SAL-X9 R) Una vez confirmada la alta productividad de gas en niveles ms profundos de los inicialmente investigados por el pozo SAL-X9, se dispuso realizar la profundizacin del mismo con el fin de incrementar las reservas de la Formacion Huamampampa (reservorio H2), aumentar el potencial de produccin del pozo, mediante el cambio del arreglo de completacin de tubera de 2 Stainless Steel por Tubera de 3 Cr 13, adecuada para evitar corrosin por CO2. Las operaciones se iniciaron en fecha 25 de octubre de 1998, se recuper el arreglo final simple de produccin. Seguidamente se ejecut un side track a partir de 4379 m. (KOP) y se perfor hasta 4564,5 m., para concluir esta fase se realiz una prueba DST en el tramo 4369 - 4564.5 m. y posteriormente se baj arreglo final de produccin. Las operaciones finalizaron el 30 de marzo de 1999. Los resultados de la prueba DST (Tabla I.9), permitieron considerar a este pozo como productor de gas y condensado de los reservorios H1 y H2, pertenecientes a la Fm. Huamampampa.

TABLA I. 9: PRUEBA DST

PERIODO CHOKE P. SURG. PETROLEO GAS RPG AGUA RESULTADOS

(Psi) (MCD) API [Mmcd] - MCD %

1 40/64" 2260 58,7 54,6 569,36 - 6,1 Conclusiva

2 20/64" 4441 30,4 53,2 305,21 - 6

POZO SAN ALBERTO N 11 (SAL-X11) Las actividades operativas se iniciaron el 13 de febrero de 1999 y la perforacin fue concluida el 24 de abril del 2000, con una profundidad final de 5610 m. Las pruebas de formacin en agujero abierto (Tabla I.11) confirmaron el descubrimiento de los yacimientos Icla, Santa Rosa y Huamampampa, que permitieron clasificar a este pozo como productor de gas y condensado en las formaciones citadas. En las pruebas de Fm. en agujero abierto adems de otros anlisis, no se pudo determinar el Contacto Agua-Petrleo Original (CAPO); razn por la cual el anticlinal San Alberto es considerado una mega estructura, con un espesor aproximado de 800 metros saturado de gas.

No DST Fm. Reservorio Tramo

Presion

de

surgencia

Gas RPG

(md) Psi MCD API MmCD MC/MC MCD %

3 Santa Rosa SR1 12-18/01/99 48/64" 1767 27.1 53.4 655,00 24170 19 Conclusiva

4 Icla I2 21-28/06/99 48/64" 2648 82.5 52 917,094 11116 11.6 Conclusiva

7 Huamampampa H2 - H3 - H4 12- 17/08/99 52/64" 3068 120 1.240.00 10333 12 Conclusiva

Petroleo AGUA

PRUEBAS DE PRODUCCION DST REALIZADAS EN EL POZO SAL-X10

Periodo Choke RESULTADOS


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Los siguientes resultados son los ms significativos de cada Formacin: Tablas I.10 y I.11

TABLA I. 10 PRUEBAS DE FORMACIN DST

La salinidad corresponde a agua de condensacin y limpieza.

TABLA I. 11 PRUEBAS DE PRODUCTIVIDAD

Los parmetros obtenidos por las tres pruebas, ms los volmenes de los ensayos de produccin (DST-1, DST-2, DST-3) y anlisis de reservorios, arrojaron un potencial absoluto del pozo (AOF) de 6.96 MMmcd.

POZO SAN ALBERTO N12 (SAL-X12) Con la perforacin del pozo SAL-X12, concluye la fase exploratoria del subsuelo del campo, que permiti investigar toda la secuencia litolgica de la Fm. Santa Rosa y el tramo superior de la Fm. Tarabuco del Sistema Silrico. El pozo SAL-X12 fue clasificado de avanzada (A-1), y tena como objetivo principal confirmar la presencia de reservas gasferas en la parte Norte de la estructura. Las operaciones se iniciaron el 31 de agosto del ao 1999 y concluyeron el 26 de noviembre del 2000. Alcanz una profundidad final de 5648 m., concluida las pruebas evaluativas fue clasificado como pozo productor de gas y condensado de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa. En la Figura I.7, se muestra la secuencia estratigrfica y estilo estructural del rea de influencia del pozo y en la Figura I.8 el arreglo final de produccin con las zonas probadas y la columna estratigrfica.

Tramo

Presion

de

surgencia

Gas RPG


1 Huamampampa H2 - H3 - H4 4343 4755 15-16/11/99 56/64" 3230 141 50.7 1480 10496.4 Conclusiva

2 Santa Rosa SR1 5387 5610 13/05/00 48/64" 3792 68.2 49.3 1293 18.9 18 Conclusiva


Periodo ChokePetroleo AGUA

RESULTADOSReservorioFm. No DST

Tramo

Presion

de

surgencia

Gas RPG


1Santa Rosa

TarabucoSR4 5425 5648 48/64" 1948 37.2 698 18757 13.9 13

2 Santa Rosa SR14945 5196

5214 - 5382 48/64" 1784 31 628 20290 28.7

3Huamampampa

Icla

H2 - H3

H4 - I2

4140 4289

4318 4392

4400 4462

4563 4695

48/64" 3780 - 3817 128.24 51.6 1324.74 10,330 8.72


No DST Fm. Reservorio Periodo ChokePetroleo AGUA

RESULTADOS


Pgina 27

FIGURA I. 7: CORTE ESTRUCTURAL DEL POZO SAL-X12


Pgina 28

FIGURA I. 8: ARREGLO FINAL DE PRODUCCION


Pgina 29

POZO SAN ALBERTO N 13 (SAL-13)

El pozo SAL-13, es el primero de la fase de desarrollo del campo San Alberto, fue ubicado a 1050 m. al Sur del pozo SAL-X9, y tuvo como objetivo el atravesar y producir gas de los reservorios de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa, que no fueron alcanzados por el pozo SAL-X9. Adicionalmente se tena el objetivo de investigar el tramo superior de la Fm. Tarabuco. Las operaciones se iniciaron el 9 de julio del 2000 y concluyeron el 18 de junio del 2001. Se alcanz una profundidad final de 5733 m. Se tomaron cuatro testigos de fondo, dos en la Fm. Huamampampa y otros dos en la Fm. Icla. Una vez concluidas las pruebas de evaluacin del potencial gasfero fue clasificado como pozo productor de gas y condensado de las Fms.Huamampampa, Icla y Santa Rosa, habiendo quedado con un arreglo simple de produccin. Se realizaron dos pruebas de formacin y tres de produccin, cuyos resultados se muestran a continuacin. Tabla I.12

TABLA I. 12 PRUEBAS DE PRODUCTIVIDAD

La prueba DST-1 que comprende el intervalo 5519-5711 m. evalu el reservorio SR1 ubicado en el bloque inferior de la falla de 5102 m. En esta prueba existe una variacin de salinidad del agua, desde 4290 a 15015 mg/l de NaCl. POZO SAN ALBERTO N 14 (SAL-14) El pozo SAL-14, fue programado con el objetivo de producir un mnimo de 2,5 MMmcd de hidrocarburos gaseosos en niveles naturalmente fracturados de la formacin Huamampampa. Adicionalmente, fue el primer pozo dirigido y de alto ngulo perforado en el campo y que permiti cumplir con la obligacin legal estipulada en la Ley de Hidrocarburos N 1689, articulo 30 de perforar un pozo por parcela. Las operaciones de perforacin se iniciaron en fecha 2 de mayo de 2003 y finalizaron el 29 de diciembre de 2003 a una profundidad final de 4823.1 m., que implic un TVD de 4505.79 m. y una cota estructural de -3220,39 mbnm. Luego de realizar las pruebas de produccin, se clasific al pozo como productor de gas y condensado de los reservorios H0, H1, H2 y H3 de la formacin Huamampampa. El pozo SAL-14 se encuentra con arreglo final de produccin. Tabla I.14.

Tramo Presion de

surgenciaGas RPG


1Santa

RosaSR1 5519 5733 64 / 64 2120 74.6 48.3 1 223. 810 18757 Conclusiva

2

Santa

Rosa

Icla

SR1 - I2

5057 5102

5102 5235 40 / 64 2008 30.4 500000 16447.37 3.4

TP 01Huamamp

ampa

H2B - H3

H44048 4342 48 / 64 4500 95,50 51.6 1526000 10,330 8.2

TP 02

Santa

Rosa

Icla

I 2-SR1

4478 4525

5057 5102

5102 5216

5519 5715

56 / 64 2395 483.78 bbls/d 37.65 MMPCD

TP 03

Santa

Rosa

Icla

SR1 - I2

5057 5102

5102 5216

5519 5715

48 / 64 2675 379.35 BPD 31.19 MMPCD

PRUEBAS DE PRODUCCION DST REALIZADAS EN EL POZO SAL-13

No DST Fm. Reservorio Periodo ChokePetroleo AGUA

RESULTADOS


Pgina 30

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

SAL-X9

(YPFB)

SAL X-10 SALX-11 SAL X- 12 SAL-13 SAL-14

Pozos

Co

sto

[M

M$u

s]

Con la finalidad de evaluar la presencia de hidrocarburos en niveles someros, en el SAL-14 se cortaron 30 testigos laterales de impacto, 7 fueron de la formacin Tarija y 23 de la formacin Tupambi, muchos de ellos mostraron fluorescencia y olor a hidrocarburos. Se obtuvo un testigo de fondo en la formacin Huamampampa, en el reservorio H3 (4350-4359,5 m.).

TABLA I. 13: PRUEBA DE PRODUCCIN TP-1

PERIODO CHOKE P.

SURG. PETROLEO GAS RPG AGUA SALINIDAD

Psi MCD API MmCD MC/MC MCD % CL

48/64" 4181.1 145.5 1272.5 8745 5.5

Principalmente para obtener una visin rpida de la profundidad y costos de los pozos del campo San Alberto, se han elaborado las Figuras I.9 y I.10

FIGURA I. 9: PROFUNDIDAD DE POZOS PROFUNDOS PRODUCTORES DE RESERVORIOS DEL SISTEMA DEVNICO

FIGURA I. 10: COSTOS DE POZOS PROFUNDOS PRODUCTORES DE

RESERVORIOS DEL SISTEMA DEVNICO

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

SAL-X9

(YPFB) SAL X-10 SALX-11 SAL X- 12 SAL-13 SAL-14

Pozos

Pro

fun

did

ad

- [

m]


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PRODUCCION

PRODUCCION DE POZOS SOMEROS (AR. MILLER) Los pozos someros productores de la arenisca Miller fueron: SAL-1, SAL-3, SAL-4, SAL-5, SAL-6 y SAL-7. De acuerdo a historiales de produccin e Informes anuales de la Gerencia de Produccin del Distrito Sur de YPFB, estos pozos iniciaron su produccin en 1967 y concluyeron en 1995. Su produccin fue bastante interrumpida hasta 1995, sobre todo desde enero de 1985 hasta 1989 el Campo San Alberto fue inaccesible debido a lluvias intensas que destruyeron el camino de acceso al campo. Para la arenisca Miller se tuvo una produccin acumulada de 669.868 barriles de petrleo y pequeas cantidades de gas, durante el periodo comprendido entre el ao 1967 a 1995. Ver Anexo 1.

PETROLEO GAS AGUA PETROLEO GAS AGUA

1967 496 1982 21766 444

1968 5148 1983 8015 223

1969 0 1984 9935 264

1970 0 1985 0

1971 1323 1986 0

1972 114405 2276 1987 0

1973 83422 667613 874 1988 0

1974 70295 590699 1988 1989 5325

1975 58395 73755 199 1990 13868

1976 52166 1991 14003

1977 44427 1992 25790

1978 34542 1993 14248

1979 29221 1994 8450

1980 25479 1995 3872

1981 25276 105.9

TOTALES 669868 1332067 6372

Fuente: Informes Anuales de la Gerencia de Produccin del Distrito Sur de YPFB y otros

Nota: En enero de 1985 las lluvias destruyeron el camino de acceso al campo

AOPRODUCCION ANUAL

AOPRODUCCION ANUAL

ARENISCA MILLER

GESTIONES 1967-1995

PRODUCCION DE YPFB

ANEXO N 1


Pgina 32

ANEXO 2

Durante la vigencia del Contrato de Riesgo Compartido, Petrobrs como Operador inicia su actividad en el Campo San Alberto en diciembre de 2000, mediante la profundizacin del pozo SAL-X9 y perforacin de los pozos exploratorios SAL-X10, SAL-X11 y SAL-X12.

POZOS PRODUCTORES El Campo, cuenta con 6 pozos productores de los cuales 4 son exploratorios y 2 de desarrollo. Las areniscas productoras son: Huamampampa (4 niveles), Icla y Santa Rosa. El inicio de produccin de cada pozo son las siguientes:

TABLA I. 14: INICIO DE PRODUCCION POR POZO

POZO FECHA DE INICIO

SAL-X9 sep-01

SAL-X10 feb-01

SAL-X11 dic-00

SAL-X12 may-01

SAL-13 abr-02

SAL-14 nov-04

La produccin por pozo a abril de 2006, (fecha final de auditora) fue la siguiente:


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TABLA I. 15: PRODUCCIN TOTAL POR POZO ABRIL 2006

Nota: Fuente: CPR-04 de Petrobras

TABLA I. 16: PRODUCCIN DA POR POZO - ABRIL-2006

Nota: Fuente: CPR-04 de Petrobras

PROCESOS DE PLANTA

Inicialmente se instal una planta de gas de 6.6 MMmcd que entr en marcha el 8 de Enero de 2001 (Fase I) y para incrementar su capacidad de proceso se instal en paralelo otra planta (Fase II) a fines de 2001 (con caractersticas similares a la primera). El gas producido por el campo San Alberto, contiene agua, dixido de carbono y mercurio, en una proporcin superior a las especificaciones de venta de gas a Brasil y a la Argentina. Para eliminar las impuresas se cuenta con los siguientes procesos:

Deshidratacin. Eliminacin del contenido de agua mediante la inyeccin en lnea

de un deshidratante (Mono-Etilen-Glicol).

ACUMULADOS

POZO HRS

PET GAS AGUA

API

PET GAS AGUA

BBL MPC BBL BBL MPC BBL

SAL-X09 720 10,904 472,432 349 53,8 519,667 23,446,149 24,936

SAL-X10 718.75 48,631 2,233,038 2,556 53,6 1,951,010 90,970,689 110,2

SAL-X11 717.45 30,241 2,006,661 3,773 53,9 1,198,894 69,349,001 128,25

SAL-X12 1,636,908 84,443,945 104,86

SAL-13 720 53,143 2,997,099 2,528 54 1,558,363 85,175,707 114,14

SAL-14 720 43,321 2,141,823 2,03 53,4 598,324 29,701,383 31,33

TOTALES 186,239 9,851,054 11,235 7,463,167 383,086,873 513,72

PET GAS AGUA PET GAS AGUA

BBL MPC BBL BBL MPC BBL

SAL-X09 720 363 15,748 12 53,8 519,667 23,446,149 24,936

SAL-X10 718.75 1,621 74,435 85 53,6 1,951,010 90,970,689 110,204

SAL-X11 717.45 1,008 66,889 126 53,9 1,198,894 69,349,001 128,251

SAL-X12 1,636,908 84,443,945 104,855

SAL-13 720 1,771 99,903 84 54 1,558,363 85,175,707 114,144

SAL-14 720 1,444 71,394 68 53,4 598,324 29,701,383 31,33

TOTALES 6,208 328,368 375 7,463,167 383,086,873 513,72

POZO HRS API

ACUMULADOS


Pgina 34

Endulzamiento. Eliminacin de CO2 con aminas que luego son regeneradas El

contenido de CO2 en gas de entrada es de 3.1% y en el gas de venta es 1.99%.

Eliminacin de mercurio. La Unidad de Remocin de Contaminantes (URC)

cuenta con un Filtro de slidos coalescente, intercambiadores de calor, reactor de tres lechos. El contrato de compra/venta de gas a Brasil establece en la clasula 8, numeral 8.3.7, un contenido mximo de mercurio en el gas de ventas de 0.6 microgramos/m3.

Refrigeracin (ajuste de Dew Point). Para ajustar el punto de roco a las

especificaciones de contrato de compra/venta, se emplean propano y compresores Frick.

Estabilizacin de condensado. Las gasolinas, condensado (55-60 API), gas y

glicol ingresan al tanque de flasheo. La gasolina va a reflujo de la torre contactora, el condensado a la parte media (20 platos).

Planta de agua para inyeccin a pozos. El agua es tratada mediante el uso de

floculante, secuestrador de O2 y bactericida. El agua es inyectada a 760 psi a cuatro pozos: SAL-3, SAL-6, SAL-7 y SAL-8, que alternan uno por da.

CALIDAD DE GAS DE EXPORTACION

El alto contenido de propanos y butanos (GLP) del gas de venta, eleva el punto de roco de los hidrocarburos por encima de los 32 F que es el valor mximo fijado en la clasula 8, numeral 8.2.2, del contrato de compra/venta de gas a Brasil y su poder calorfico por encima de 1.034 BTU/MPC (9.200Kcal/m3) que fija la clasula 8, numeral 8.1.1, de dicho contrato, debido a que no cuenta con una planta de GLP. A la fecha, San Alberto entrega el gas de venta a dos gasoductos: YPFB Transportes y Transierra.

Campos Mayores Geologa y Reservas MHE -Cooperacin Canadiense

Pgina 35

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

dic

-00

abr-

01ag

o-0

1d

ic-0

1ab

r-02

ago

-02

dic

-02

abr-

03ag

o-0

3d

ic-0

3ab

r-04

ago

-04

dic

-04

abr-

05ag

o-0

5d

ic-0

5ab

r-06

ago

-06

dic

-06

abr-

07ag

o-0

7d

ic-0

7ab

r-08

ago

-08

dic

-08

abr-

09ag

o-0

9d

ic-0

9ab

r-10

ago

-10

dic

-10

abr-

11

Gas producido (MPC/Mes)

Gas producido (MPC)

GRAFICO N 3

CAMPO SAN ALBERTO

0

50

100

150

200

250

300

ENE

MAR

MAY

JUL

SEP

NOV

ENE

MAR

MAY

JUL

SEP

NOV

ENE

MAR

MAY

JUL

SEP

NOV

ENE

MAR

MAY

JUL

SEP

NOV

ENE

MAR

MAY

JUL

SEP

NOV

ENE

MAR

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JUL

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AOS

CO

ND

. Y

GA

SO

L. N

AT

. E

NT

RE

GA

DO

S (

MB

BL

) .

CONDENSADO Y GASOL. NAT. ENTREGADOS

20022001 200520042003 2006

RAV

FIGURA I. 11: HISTORIAL DE PRODUCCION DE GAS

(Dic/2000 Jun/2011)

FIGURA I. 12: LIQUIDOS ENTREGADOS

Campos Mayores Geologa y Reservas MHE - Cooperacin Canadiense

Pgina 36

FIGURA I.13: GAS DE VENTA

GRAFICA N 6

CAMPO SAN ALBERTO

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

EN

E

MA

R

MA

Y

JU

L

SE

P

NO

V

EN

E

MA

R

MA

Y

JU

L

SE

P

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EN

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EN

E

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MA

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L

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EN

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MA

R

MA

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L

SE

P

NO

V

EN

E

MA

R

MA

Y

AOS

GA

S D

E V

EN

TA

S (

MM

PC

) .

GAS DE VENTAS (RESIDUAL)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

dic

-00

abr-

01

ago

-01

dic

-01

abr-

02

ago

-02

dic

-02

abr-

03

ago

-03

dic

-03

abr-

04

ago

-04

dic

-04

abr-

05

ago

-05

dic

-05

abr-

06

ago

-06

dic

-06

abr-

07

ago

-07

dic

-07

abr-

08

ago

-08

dic

-08

abr-

09

ago

-09

dic

-09

abr-

10

ago

-10

dic

-10

abr-

11

Petrleo y/o Condensado (BBL/Mes)

Petrleo y/o Condensado(BBL)

FIGURA I. 14: HISTORIAL DE PRODUCCION DE CONDENSADO (Dic/2000 Jun/2011)


Pgina 37

INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCION - PLANTAS, DUCTOS

FIGURA I. 15: FACILIDADES DE CAMPO


Pgina 38

ANEXO N 1

FIGURA I. 16: DIAGRAMA DE PROCESOS

Campos Mayores Geologa y Reservas MEH - Cooperacin Canadiense

Pgina 39

FIGURA I. 17: CONTENIDO DE MERCURIO

Campos Grandes Geologa y Reservas MHE - Cooperacin Canadiense

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RESERVAS La presente memoria, revisa el mtodo de balance de materia, adems de verificar las cifras de reservas desde el punto de vista volumtrico. En cuanto a las mediciones de presin, en algunos casos se dispona de mediciones de dos o ms reservorios en conjunto, pero tambin existan mediciones individuales que permitieron efectuar los clculos respectivos. Los 4 reservorios de la formacin Huamampampa, fueron evaluados mediante mediciones que proporcionan una clara alineacin, hasta el presente, los reservorios tiene un comportamiento esencialmente volumtrico (sin empuje de agua). Los reservorios de las formaciones Icla y Santa Rosa, especialmente esta ltima, muestran tambin dicha alineacin, aunque las mediciones son menos confiables por haber sido tomadas en conjunto con otros reservorios. En cuanto a los resultados, se vi que las reservas calculadas por DG&M son relativamente optimistas y superiores a las calculadas con porosidad y saturaciones ELAN. Tambin se efectuaron corridas de proyeccin de la produccin Gas Deliverability en base a la capacidad real de produccin de los pozos.

TABLA I. 17: CAMPO SAN ALBERTO RESERVAS REMANENTES DE GAS

RESERVAS VOLUMETRICAS GAS DE SEPARADOR

CAMPO RESERVORIO VOL. IN

SITU FR RES.ORIG

PROD. ACUM.

RES. ABR.06

TCF

TCF TCF TCF

SAN ALBERTO HUAMAMPAMPA 5,69 0,56 3,1864 0,294 2,8924

SAN ALBERTO ICLA 0,612 0,546 0,334152 0,0585 0,275652

SAN ALBERTO SANTA ROSA 2,46 0,546 1,34316 0,0496 1,29356

SAN ALBERTO TOTAL 8,762

4,863712 0,4021 4,461612

TABLA I. 18: CAMPO SAN ALBERTO RESERVAS REMANENTES DE PETROLEO

RESERVAS VOLUMETRICAS PETROLEO / CONDENSADO

CAMPO RESERVORIO

VOL. IN SITU

VOL. REC. PROD ACUM RES. ABR.06

MMBBLS MMBBLS MMBBLS MMBBLS

SAN ALBERTO HUAMAMPAMPA 126,3 57,5 7,828 49,672

SAN ALBERTO ICLA 10,8 3,2 1,229 1,971

SAN ALBERTO SANTA ROSA 23,9 7,2 0,589 6,611

SAN ALBERTO TOTAL 161 67,9 9,646 58,254

Nota: La produccin acumulada que se muestra corresponde a abril 2006.


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UBICACIN DEL CAMPO SAN ALBERTO

El campo San Alberto est ubicado en una estructura que sobrepasa el lmite con la Repblica Argentina, al sur-este de la Repblica de Bolivia, en el Departamento de Tarija, a 440 km. de la ciudad de Santa Cruz.

FORMACIN HUAMAMPAMPA DG&M considera que la formacin Huamampampa tiene 3 cuerpos denominados H1, H2 y H3. El H1 fue penetrado por el pozo SAL-X9 (perforado por YPFB entre 1988 y1989) a la profundidad de 2938 mbnm con 13.5 m de espesor neto. Este pozo tambin encontr el H2 y lo penetr en parte. En las pruebas de flujo efectuadas en abril de 1992, con choke 24/64 ambos niveles en conjunto dieron 6.8 MMpcd con una RGC (relacin gas/condensado) de 40.5 Mpc/bbl. El pozo SAL-X10 perforado por Petrobras encontr los niveles H1, H2 y H3, estos dos ltimos mucho ms limpios que el H1 y cuyo tope fue encontrado a 2768 mbnm. El pozo SAL-X10 tambin penetr las Formaciones productoras del Icla y Sta Rosa. Los pozos SAL-X11, SAL-X12, SAL-13 y SAL-14 penetraron tambin los 3 niveles de Huamampampa, encontrndose todos ellos en produccin.

FIGURA I. 18 UBICACIN GENERAL DE LOS MEGA CAMPOS


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TABLA I. 19: CARACTERISTICAS HMP

FORMACIN ICLA La formacin Icla est conformada por areniscas arcillosas intercaladas por lutitas, que en un principio no fueron consideradas como productoras de gas. La estructura de Icla muestra conformidad con Huamampampa. Fue encontrada por el SAL-10, estando el tope del llamado Ciclo I a la profundidad de 3102 mbnm, sin embargo este nivel no fue probado en este pozo, por lo cual sus reservas eran consideradas como probables. La siguiente tabla muestra valores del informe de DG&M 2004.

Elaboracin: PETROCONSULT

TABLA I. 20: PROPIEDADES - ICLA

Los valores ponderados de porosidad y saturacin de agua son 3.7662% y 39.818% respectivamente, con los cuales se efecta el clculo de la reserva in situ probada con los datos de volumen de roca que presenta DG&M. TABLA I. 21: CARACTERISTICAS- ICLA

RESERVORIO SANTA ROSA

Al igual que las formaciones Huamampampa e Icla, los reservorios de la formacin Santa Rosa se ubican en el bloque bajo (con respecto a la falla San Antonio) d

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149202086 Campos Gasiferos y Petroliferos de Bolivia