BLOQUE
SAN ANTONIO CAMPO SABALO
INTRODUCCION La importancia reconocida del sector de los hidrocarburos en Bolivia, ha despertado el interés de todos los bolivianos por conocer su historia, estadísticas, regiones geográficas productivas y demás aspectos del sector hidrocarburífero nacional. Consecuentemente el Ministerio de Hidrocarburos y Energía 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 información petrolera de Bolivia, mostrando todas las fases de exploración y explotación (Upstream) de los hidrocarburos que se desarrollan en el territorio boliviano. El 22 de abril de 1996 se rúbrica un contrato de asociación petrolífera entre YPFB (50%) y Petrobras (50%), para la exploración y producción de hidrocarburos en el denominado Bloque San Antonio, dentro del cual se ubica el Anticlinal de San Antonio y donde en 1998 se perforó el SBL-X1 que fue descubridor del Campo Sábalo. El 29 de julio de 1996 se suscribió un contrato de conversión al régimen de Riesgo Compartido. El 10 de octubre de 1996 se constituye como fecha efectiva de la migración del contrato de asociación inicialmente firmado a un contrato de riesgo compartido, modificándose la participación accionaria de la manera siguiente: Andina S.A. con el 50% de las acciones, Petrobras operador del Bloque con el 35% y Total Fina Elf con el 15 % restante. Al 2006 se tenían 5 pozos productores, uno listo para entrar en producción y uno en etapa de perforación, además de una capacidad de planta instalada de 670 MMpcd En base a la información obtenida en el proceso de auditoría, más algunos datos actualizados, se presenta una descripción de las características geológicas del Campo, las operaciones de perforación realizadas, la producción del campo y las reservas estimadas. UBICACION
El bloque San Antonio se encuentra morfológicamente en el Sub andino Sur y ubicado en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija, aproximadamente a 40 Km al oeste de la ciudad de Villa montes. Esta situado en la área tradicional de exploración y explotación de petróleo y gas, tiene una extensión original de 13.78 parcelas
GEOLOGIA DEL AREA Regionalmente, la Serranía de San Antonio es parte de la faja plegada y fallada superficial de edad Cenozoica, la cual modeló sobre una cuenca Paleozoica, el gran saliente topográfico Boliviano. La estructura del Campo de Sábalo es muy nueva, probablemente no más antigua que 3-2 M.a. (Plioceno). Varios eventos geológicos estuvieran presentes en el área. Desde el Cámbrico, la región Occidental del territorio Boliviano tuvo muchas fases de subsidencia/sedimentación y de solevantamiento, incluyendo rift/post rift, ante país e intracratónico. La secuencia estratigráfica presente en el Sub andino Sur de Bolivia, incluye rocas de edad Silúrica hasta el Sistema Terciario Superior, y donde participa el bloque San Antonio, conforme se representa en la columna estratigráfica generalizada.
Se muestra el mapa geológico de superficie del Campo Sábalo y zonas Adyacentes y juntamente las líneas sísmicas registradas, fueron las bases para la Interpretación de la estructura anticlinal de Sábalo
EXPLORACION Petrobras Bolivia, inicio la fase de exploración con la adquisición de 219,3 Km de datos sísmicos 2D (Figuras I.36 y I.35) y un relevamiento geológico de toda la estructura. La interpretación e integración de estos datos dio como resultado la perforación del pozo SBL-X1 a fines de Noviembre de 1998, alcanzando una profundidad final de 4443 m. y resultando descubridor de las acumulaciones comerciales de gas y condensado en reservorios de las Fms. Huamampampa e Icla, después de atravesar una columna estratigráfica iniciada en rocas carboníferas de la Fm. Tarija y concluida en la Fm. Icla.
Posteriormente se realizó una nueva campaña sísmica del tipo 2D de 51 Km a fines del año 1999, que con procesamiento e interpretación geológica-geofísica permitió definir la ubicación del pozo exploratorio SBL-X2 El pozo SBL-X2, que alcanzó una profundidad final de 5264 m, confirmó la continuidad de la estructura y los reservorios de las Fms. Huamampampa e Icla hacia el Sur del pozo SBL-X1. Adicionalmente descubrió gas en la Fm. Santa Rosa, incorporando nuevos volúmenes de reservas. Simultáneamente a la perforación del pozo SBL-X2, durante la gestión 2001 se realizó una campaña de sísmica 2D de 225 km. La interpretación de esta sísmica, más la información geológica brindada por la perforación de los pozos SBL-X1 y SBL-X2, definió la ubicación y el diseño de los pozos SBL-X3 y SBL-X4. El pozo SBL-X3, ubicado en una posición intermedia entre el SBL-X1 y SBL-X2, fue programado inicialmente con el fin de producir las reservas existentes en las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Luego de iniciada la perforación se cambio el proyecto con el cual se estableció que mediante un pozo direccional de alto ángulo se investigaría los reservorios H0, H1, H2 y H3 de la Fm. Huamampampa, así como la zona inferior H4 (SBL-X3D) mediante navegación con perforación subhorizontal y en dirección paralela al eje de la estructura. Posteriormente y también con el objetivo de producir las reservas de hidrocarburos gaseosos de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa se programó la perforación del pozo SBL-X4. Este sondeo está ubicado a orillas del Río Pilcomayo, a unos 4,4 Km en dirección N 12° del pozo SBLX1. Originalmente se programó un pozo de 4681 m, que debería alcanzar la Fm. Santa Rosa, sin embargo en el transcurso de la perforación el objetivo fue cambiado y solamente se investigaría los reservorios de la Fm. Huamampampa con un pozo direccional de alto ángulo. El pozo SBLX4D, se perforó a partir del pozo SBL-X4 con un KOP a los 3157 m (Fm. Los Monos) con un azimut de 357.4 y finalizó a los 4260 m, habiendo atravesado de manera sub horizontal 610.8 m del reservorio H4
se detallan las coordenadas y profundidad final de los pozos, en la Tabla I.27, se muestra los tiempos de perforación y en la Tabla I.28, se puede observar el costo del metro perforado de los dos pozos verticales.
TIEMPOS DE PERFORACION POZO SBL-X1 SBL-X2 SBL-X3 SBL-X3D SBL-X4 SBL-X4D
POZO
SBL-X1 SBL-X2
NICIO PERFORACIÓN 28/11/1998 10/09/2000 10/12/2001 13/05/2002 09/03/2002 15/09/2002
TIEMPOS DE PERFORACIÓN CONCLUSIÓN DÍAS DE PERFORACIÓN PERFORACIÓN 30/12/1999 397 01/12/2001 447 22/04/2002 133 26/08/2002 105 12/09/2002 187 23/12/2002 99
COSTO DE PERFORACIÓN PROFUNDIDAD COSTO DE COSTO METRO FINAL (mbbp) PERFORACIÓN DE ($us) PERFORACIÓN $us 4.443 31.407.940 7.069 5.264 39.645.396 7.531 UBICACIÓN DE POZOS SABALO
PERFORACION DE POZOS EXPLORATORIOS En el campo Sábalo, con la perforación de los 4 pozos de exploración y uno de desarrollo hasta el año 2006, se obtuvo información completa sobre la estratigrafía y las características estructurales dominantes en el subsuelo profundo, en el que a diferentes profundidades se encuentran distribuidos los múltiples reservorios de las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa, con importantes reservas de gas-condensado y que originan el campo grande “Sábalo”. Regionalmente estos campos conforman una sola estructura de dimensiones gigantes PRODUCCION-. El campo Sábalo fue descubierto en 1999 con el pozo SBL-X1 y a la fecha de las auditorias contaba con 4 pozos productores: SBL-X1, SBL-X2, SBL-X3 y SBL-X4. Cada uno de ellos con su propia línea de recolección llegando de forma individual al colector (manifold) de entrada de planta. La planta de gas cuenta con dos fases gemelas cada una de ellas con una capacidad máxima de entrada de 245 MMscfd. Los pozos producen gas seco, con una relación gas liquido promedio (GOR) de 34,000
pcs/bbl, el agua producida de todo el campo es de aproximadamente 1 bbl/MMpc de gas. El inicio de la producción comercial del campo fue en abril del 2003, con la entrada en producción del pozo SBL-X4, los pozos SBL-X1, SBL-X2 y SBL-X3 entraron en producción a partir del 21 de agosto del 2003. Los gráficos de las Figuras I.46 y I.47 muestran el histórico de producción de gas y condensado del campo Sábalo.
PRONOSTICO DE PRODUCCION La Tabla I.33 muestra el pronóstico de producción del campo discriminado por pozo (Figura I.45) y la producción acumulada (Figura I.46), mismo que fue realizado en base al Modelo de simulación construido para los reservorios de Huamampampa, Icla y Santa Rosa. El modelo de simulación proporciona pronósticos de producción en términos de presión (Estática de reservorio y presión de fondo) y caudales de gas, condensando y agua por
Reservorio y por pozo. Para el pronóstico realizado se consideraron los pozos existentes hasta 2005 y la entrada En producción de 3 nuevos pozos en 2006 y dos más según el requerimiento que permita Mantener una plata de producción de 21 MMmcd.
PLANTA DE GAS “SABALO” Debido a que el campo inició su producción el 17 de Abril del año 2003, con un caudal de gas de cerca de 6.7 MMmcd y una producción de condensado estabilizado de cerca de 8.200 bpd en el año 2003, hasta alcanzar un tope máximo de 13.4 MMmcd de gas y 16.200 bpd a partir del año 2004, se consideraron instalaciones modulares para las facilidades de producción, con el objetivo de hacer más eficiente la inversión en términos de tiempo. El tren I presenta un primer módulo de 6.7 MMmcd y el tren II un módulo similar. Asimismo, se tiene planificada la construcción y puesta en marcha del tercer tren o modulo de similar capacidad a los otros, para permitir el procesamiento de 20.1 MMmcd de gas natural y 60000 bpd de condensado
Las reservas del campo Sábalo están basadas en el modelo de simulación revisado en el año 2004. RESERVAS DE GAS GAS DE SEPARADOR
VOLUMEN ORIGINAL (TCF)
FR
RESERVA
(%)
(TCF)
HUAMAMPAMP A
8.532
64.8
5.528
SANTA ROSA
1.438
0.01
0.014
TOTAL
9.97
5.542
U.A.J.M.S.
INFORME DE IPG. DOCENTE: ING.,: TELLEZ AVENDAÑO EDWARD FRANS
UNIVERSITARIOS (as): 1.- EVELIN mendez
………
2.- ALFREDO MAMANI CALLE 3.- REMY HIRAHOLA ZUÑIGA
HORARIO
-
FECHA DE PRESENTACION
Am
…../ 0… / 16
VILLAMONTES - TARIJA - BOLIVIA
