CAMPO “SANTA
ROSA - JUNIN”
1. INTRODUCCION YPFB CHACO S.A. es operador del campo Junín, que se encuentra ubicado en la provincia Sara del Departamento de Santa Cruz, y forma parte del Complejo Santa Rosa, conjuntamente con los campos Santa Rosa Oeste, Santa Rosa, Humberto Suarez Roca y Palometas NW. El campo fue descubierto por YPFB con la perforación del pozo JNN-X1 que se llevó a acabó en 1990. El pozo resultó productor de gas y condensado de las arenas Petaca y Yantata. Posteriormente, en el año 1991 se perforó el pozo JNN-X2 resultando productor de gas y condensado de la arena Sara. En el año 2008 YPFB CHACO S.A intervino el pozo habilitándolo a producción. En el año 2011 YPFB CHACO S.A perforó el pozo JNN-3, resultando productor de gas de la Formación Sara. Actualmente se encuentra en producción el pozo JNN-3, JNN-4 y JNN-5. La profundidad promedio del reservorio productor es de 2050 metros, La producción promedio por día actual de este campo es de 40 barriles de petróleo y 12 millones de pies cúbicos de gas. Toda la producción del campo es procesada en la Planta de Gas Santa Rosa.
2. OBJETIVOS 2.1. Objetivo general
Mediante los diferentes datos obtenidos del campo Junín que es de nuestro interés se quiere dar a conocer las actividades de exploración y perforación con el objetivo principal de investigar el potencial hidrocarburífero de d e las formaciones Petaca, Cajones y Yantata.
2.2. Objetivos específicos
Establecer la importancia que representa el campo Junín en sus diferentes etapas.
Describir la ubicación en la que se encuentra el campo Junín Dentro del complejo santa rosa.
Dar a conocer algunas noticias que YPFB Chaco S.A. comparte para el seguimiento de toma de decisiones que se da con respecto al campo Junín.
3. MARO TEÓRICO El año 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación en los 3 pozos para habilitar a producción las reservas de gas de las arenas Ayacucho y Arenisca Nº 1. A finales del año 2010 se perforó y completó el pozo SRS-8, habilitándolo a producción en los reservorios Ayacucho, Piray y Sara, incorporando a estos dos últimos como nuevos niveles productores en el campo Santa Rosa. En agosto del año 2011 se perforó el pozo SRS-9 con resultados positivos
habilitando a producción los
reservorios Sara, Ayacucho y Arenisca No.1. Actualmente en el campo se encuentran en produciendo los pozos SRW-X5 y SRWX6, SRS-8, SRS-9 y SRS-10, el pozo SRW-X4 está cerrado por invasión de agua desde octubre del año 2011.
Este pozo resulto productor de gas/condensado de las areniscas: Ayacucho, Sara y Piray. Un segundo pozo (SRW-X7) se perforó en este campo resultando seco. En mayo de 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación en el pozo SRW-X1 para habilitar a producción las reservas de las arenas Ayacucho, Sara y Piray. En Marzo
del 2011 YPFB Chaco S.A perforó el pozo SRW -8Dst2, cuyo resultado fue productor de gas condensado de la Formación Robore, areniscas Ayacucho y Arenisca N° 1 y de la Formación El Carmen Arenisca Sara. Actualmente se encuentran en producción el pozo SRW-8Dst2, el SRW-X1 se encuentra cerrado por presencia de agua y arena. La profundidad promedio de los reservorios productores son: Ayacucho 1945 m, Arenisca N° 1 1845 m, Piray 2022 m, Sara 2148 m. La producción promedio por día actual de este campo es de 0.9 barriles de petróleo y 0.5 millones de pies cúbicos de gas. Toda la producción del campo es procesada en la Planta de Gas Santa Rosa.
3.1. Inversiones de YPFB Chaco YPFB Chaco S.A., subsidiaria de YPFB Corporación duplicó su inversión en el departamento de Santa Cruz con un presupuesto de $us 58 millones para e ste año, que supera la inversión de $us 26,5 millones ejecutada en 2011, continuando con el desarrollo de los campos Dorado Sur, Palometas y Junín, en el objetivo de aumentar la producción de gas natural. La puesta en producción Santa Rosa Oeste - 8 y Junín – 3, incrementan la producción departamental y, en consecuencia, se incrementan las Regalías, Participaciones e Impuesto Directo a los Hidrocarburos, generados por las entregas. Las producción actual de gas natural en Santa Cruz es de aproximadamente 72 millones de pies cúbicos día (MMpcd), mientras que el Petróleo Condensado y Gasolina Natural alcanza a 1.600 barriles de petróleo día (BPD). En cuanto respecta a Regalías, Participaciones e IDH generados por entregas de hidrocarburos en el departamento de Santa Cruz, en la gestión 2011, éste recibió aproximadamente $us 88,3 millones, mientras que a julio de 2012, este índice subió a cerca de $us153 millones con respecto a anterior gestión.
3.2. Localización
El campo Junín se encuentra ubicado en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz. Con una superficie de 1.875,00 hectáreas. En las siguientes coordenadas. Norte-Oeste: X (UTM):405.000 Y (UTM): 8.127.500 Norte-Este: X (UTM): 412.500 Y (UTM): 8.127.500
Sur-Este: X (UTM): 412.500 Y (UTM): 8.125.000 Sur-Oeste: X (UTM): 405.000 Y (UTM): 8.125.000
3.3. Datos Técnicos El anticlinal Junín Este está ubicado en el Complejo Santa Rosa, área donde además están las estructuras de Junín, Santa Rosa Oeste, Humberto Suárez Roca, Santa Rosa y Palometas NW. Trabajos posteriores de reprocesamiento sísmico efectuados el año 2013, y posterior interpretación, ayudaron a construir del modelo geológico 3D. El pozo JNE-X1000 inició actividades de perforación el 08 de marzo de 2014, con el objetivo principal de investigar el potencial hidrocarburífero de las Formaciones Petaca, Cajones y Yantata.
3.4. Formación productora
Las reservas petrolíferas se encuentran localizadas en las formaciones Petaca, Cajones y Yantata. El pozo exploratorio JNE-X1000 con el equipo SAI-379 hasta la
profundidad final de 1300 m (MD). El objetivo principal fue investigar el potencial hidrocarburífero de tres reservorios: Petaca, Cajones y Yantata), como objetivo de investigación los niveles arenosos de la parte media de la Formación Tariquía. A mediados del mes de abril del 2014 se realizó la prueba de producción de los tres niveles de interés (Petaca, Cajones y Yantata con resultados exitosos.
El pozo de desarrollo JNE-1001D con el equipo SAI-379 hasta la profundidad final de 1388 m (MD). El objetivo principal fue investigar el potencial hidrocarburífero de tres reservorios: Petaca, Cajones y Yantata. A finales del mes de septiembre del 2014 se realizó la prueba de producción de los tres niveles de interés (Petaca, Cajones y Yantata) con resultados exitosos.
El pozo de desarrollo JNE-1003D con el equipo SAI-379 hasta la profundidad final de 1290 m (MD). El objetivo principal fue drenar las reservas de hidrocarburos de los reservorios: Petaca, Cajones y Yantata. A mediados del mes de abril del 2015 se realizó la prueba de pro ducción de los tres niveles de interés (Petaca, Cajones y Yantata) con resultados exitosos.
3.5. Gradiente del pozo En lo que se refiere a las perforaciones de reservorio, se está considerando un gradiente de presión normal de 0,489 Psi/ft para la formación Petaca, 0,469 Psi/ft para la formación cajones y 0,450 Psi/ft para la formación Yantata. Se espera una presión de 1652 Psi equivalente a 8,66 ppg en fondo de pozo. La temperatura según pozos offset tiene un gradiente 1,25 °F/100ft, con este gradiente, se espera una temperatura máxima de 125 °F en fondo de pozo. En lo que se refiere a las perforaciones de reservorio, se está considerando un gradiente de presión normal de 0,434 Psi/ft. Se espera una presión de 2989 Psi equivalente a 8,34 ppg en fondo de pozo. La temperatura según pozos offset tiene un gradiente 1,5 °F/100ft, con este gradiente, se espera una temperatura máxima de 184 °F en fondo de pozo.
4. CONCLUSIONES Concluir la evaluación del potencial hidrocarburífero de las formaciones, con la perforación de los pozos exploratorios que permitirán una mejor alternativa de oferta gasífera y en menor medida petrolera. El descubrimiento de pozos petroleros equivalen a mas progreso en nu estro país es por eso de su importancia para estudiarlos El campo Junín da un gran aporte a las necesidades de nuestro país en este sector gasífero, de tal manera su importancia para nuestro estudio.
5. ANEXO: NOTICIAS:
El Nuevo Día La planta estaba paralizada desde octubre del 2009 por falta de mercados para su producción gasífera. El incremento de la demanda desde Ar gentina la hizo funcionar de nuevo desde ayer. Miércoles, 27 de Enero, 2010 La planta Santa Rosa, ubicada en el norte de Santa Cruz, reactivó ayer su producción de gas natural, que había interrumpido en octubre del 2009 por falta de mercados.
La planta operada por la petrolera Chaco comenzó ayer a producir 23 millones de pies cúbicos diarios de gas natural (pcd). Su capacidad instalada es de 60 millones de pcd. La oferta de Santa Rosa se destina al mercado interno y a la exportación a la Argentina. La planta Santa Rosa, ubicada a 145 kilómetros de la capital cruceña, fue inaugurada el 13 de julio de 2009 y demandó una inversión de 50 millones de dólares. Las obras incluyeron la reactivación de cinco pozos en los campos Junín, Santa Rosa y Santa Rosa Oeste; adicionalmente se construyó un ducto de 28 kilómetros de longitud para recolectar la producción de los pozos y llevarla hasta la planta. La caída en la demanda de los países que importan gas de Bolivia ocasionó que Santa Rosa paralice su producción. La reactivación es posible gracias al incremento de los pedidos de la estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa), aunque no se puede establecer si la reactivación será permanente o seguirá dependiendo de la oscilación en el volumen que pide Argentina. Hasta la primera quincena de este mes, Argentina demandó poco más de 1 millón de metros cúbicos día (mcd), pero en los últimos días los pedidos subieron hasta llegar ayer a 3,6 millones de mcd, según el portal hidrocarburosbolivia.com. Bolivia y Argentina negocian una adenda al contrato firmado en el 2006, en el que se establecerá garantías mínimas para la producción y los pagos. El acuerdo debía firmarse el 22 de enero pasado, pero finalmente no se selló el pacto y hasta ahora no hay ninguna información oficial del Gobierno sobre una nueva fecha.
“Las condiciones esenciales que estamos exigi endo es el cumplimiento de lo pactado, es decir que Bolivia debe cumplir con la entrega del gas rico y Argentina
con los pagos”, dijo el lunes el ex ministro de hidrocarburos de Bolivia, Óscar Coca, a tiempo de entregar su despacho al sucesor Fernando Vincenti. YPFB descarta desabastecimiento La petrolera estatal aseguró ayer que no existe desabastecimiento de GLP en las provincias de Santa Cruz y atribuyó a fallas del distribuidor la escasez de este combustible en San Ignacio.
El responsable de comercialización de YPFB, Marco Teodovich, dijo que el distribuidor de San Ignacio no recogió las 1.840 garrafas que se asignan
semanalmente a esta localidad. “Seguramente ya va a llegar el producto”, dijo el funcionario. YPFB entrega 32 mil garrafas por día a la capital y 4 mil al norte. Exportaciones inferiores a la gestión 2005 Las exportaciones de gas bajaron a volúmenes menores al 2005. El 2009, el promedio diario llegó a 27,3 millones de metros cúbicos, en tanto que cuatro años antes se enviaron 28,5 millones por día. El año pasado, el valor de las exportaciones de gas disminuyó en 36 por ciento en comparación con el 2008. La caída fue de 1.137 millones de dólares. El 2008 sumaron 3.157 millones y para finales del 2009 se calcula un tope de 2.020 millones. Entre el 2008 y 2009, la exportación de gas natural cayó en 6 millones de metros cúbicos por día (MCD). Lo que ocasionó el desplome de los ingresos en más de 1.000 millones de dólares, de acuerdo con el reporte de la publicación "Petróleo y Gas" de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) Estos resultados deben alertar al gobierno, señala el presidente de la CBH, Magela Bernardes, al reiterar la necesidad de contar con mercados para colocar el energético fósil menos contaminante. De igual manera los montos descendieron de 3.458 millones de dólares el 2008 a tan sólo 2.098 millones, con datos al 30 de noviembre del 2009. /ANF
LOS TIEMPOS 24/04/2014
YPFB halla nuevo campo gasífero en Santa Cruz YPFB Chaco SA anunció el descubrimiento de un nuevo campo productor de gas, en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz, y el inicio de los trámites para la Declaratoria de Comercialidad. Un boletín institucional señala que el pozo Junín Este X1000 aportará alrededor de 4 millones de metros cúbicos al día (MMpcd). La compañía informó que invirtió más de 6 millones de dólares en el proyecto y anunció tres nuevos proyectos en la zona. YPFB Chaco señala que el descubrimiento es resultado de la reinterpretación de la información sísmica 3D que existía y la perforación del pozo exploratorio JNE
X1000, que alcanzó la profundidad de 1300 metros en un tiempo récord de 14 días, con una inversión de 6,2 millones de dólares. Durante el proceso necesario para completar el pozo, se requirió acudir a la tecnología del empaque de grava, debido a las características petro-físicas de las áreas de interés. Una vez efectuados todos los trabajos concernientes a esa fase, quedaron habilitadas las formaciones Yantata, Cajones y Petaca, con un caudal potencial de producción aproximado de 4 MMpcd que serán procesados en la planta de Santa Rosa. En la expectativa de consolidar la magnitud del nuevo campo, YPFB Chaco tiene programada la perforación de tres pozos adicionales, para lo cual tramita las licencias ambientales.
6. BIBLIOGRAFIA: DOCUMENTO PDF FACILITADO POR YPFB CHACO http://eju.tv/2014/05/ypfb-chaco-descubre-nuevo-campo-gasifero-en-santa-cruz/ http://plataformaenergetica.org/content/32057 http://hoybolivia.com/Noticia.php?IdNoticia=66535 http://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20140424/ypfb-halla-nuevocampo-gasifero-santa-cruz http://www1.ypfb.gob.bo/index.php?option=com_content&view=article&id=2156:ypf b-chaco-duplica-su-inversion-y-aumenta-los-beneficios-para-loscrucenos&catid=121:agencia-de-noticias&Itemid=196
