Campos Pozos Gasiferos de Bolivia

UNIVERSIDAD PRIVADA DEL VALLE FACULTAD DE TECNOLOGIA INGENIERIA PETROLEO, GAS Y ENERGIAS CAMPUS TIQUIPAYA

Evaluación

INGENIERIA DEL GAS NATURAL II

CAMPOS GASIFEROS Y POZOS DE BOLIVIA Grupo “A”

Estudiantes: Cayzana Marca Milenca Salgado Cayo Mariela Zapata Angulo Marco Docente: Ing. Guayusca Soria Galvarro Josue Cochabamba 22 de Septiembre del 2018 Gestión II – 2018

1. ANTECEDENTES

En 1921 se dan tres hechos importantes relacionados al inicio de la actividad petrol era en Bolivia: 1) La Standard Oil of New Jersey compra las acciones de las concesiones obtenidas por la Richmond Levering. 2) Crea su subsidiaria Standard Oil Company of Bolivia. 3) Envía una misión para estudiar la geología del Chaco tarijeño, chuquisaqueño y cruceño. La expedición dura dos años; la primera etapa se inicia en el sudeste de Tarija y termina al norte en el río Parapetí, cantón Choreti (cerca de lo que hoy es Camiri); la segunda comienza con la incursión por el río Bermejo (frontera con Argentina) y recorre hacia el norte la serranía del Candado. El primero de mayo de 2006 se emitió el Decreto Supremo Nº 28701, mediante el cual el estado boliviano recupera la propiedad, posesión y control total y absoluto de los recursos hidrocarburíferos. Para dar cumplimiento a lo establecido en el decreto mencionado, el Supremo Gobierno promulgó el DS Nº 28722 del 24 de mayo de 2006 que autoriza al MHE a contratar bienes, servicios generales y de consultoría, así como la realización de las auditorias necesarias, para la ejecución y cumplimiento de lo dispuesto en el DS N° 28701, estableciendo además que estas contrataciones se ejecutarán bajo la modalidad de contratación por excepción; y por medio del DS N° 28771 del 28 de junio de 2006 se establecen los mecanismos para la realización de las auditorias. En la Tabla 1, se detallan los campos auditados y empresas operadoras de los mismos. Y en la Tabla 2, se indican los campos de explotación y áreas de exploración no auditados.

TABLA 1: EMPRESAS Y CAMPOS AUDITADOS

TABLA 2: CAMPOS NO AUDITADOS

CAMPOS DE EXPLOTACIÓN Y ÁREASDE EXPLOTACIÓN NO AUDITADAS OPERA OPERADOR DORA A CAMPO CAMPOS S DE EXPLOT EXPLOTAC ACII N REAS REAS DE EXPLOR EXPLORAC ACII N ANDINA S.A. Campo Boquerón Bloque Amboró-Espejos Norte (Fuerza mayor) Campo Cobra Bloque Amboró-Espejos Sur (Fuerza mayor) Campo Enconada Bloque Sara Boomerang-1 Campo Palacios Bloque Sara Boomerang-2 (Sara Boomerang Norte y Sur) Campo Patujú Campo Puerto Palos CHACO S.A. Campo Caigua Bloque Chimoré (La LLuviosa) Campo Churumas Campo Junín Campo Katari Campo Los Monos Campos Percheles (Retención) Campo San Ignacio Campo Santa Rosa Campo Santa Rosa Oeste PLUSPETROL Tigre Curiche DONG WON Palmar MATPETROL Tatarenda CANADIAN Warnes ENERGY REPSOL YPF E&P Bloque Caipipendi (Este, Centro, Oeste, BOLIVIA S.A. Sur A, Sur B, Sur C.) Bloque Charagua Bloque Tuichi TOTAL E&P Bloque Aquío BOLIVIA S.A. Bloque Ipati PETROBRAS Bloque Ingre BOLIVIA S.A. Bloque Irenda Bloque Rio Hondo Bloque San Alberto Este Bloque San Alberto Oeste

2. OBJETIVOS 2.1. OBJETIVO GENERAL Conocer la historia, ubicación y producción de los campos gasíferos. 2.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS     

Conocer la realidad actual del sector gasífero. Indicar la producción anual de los mega campos productores de gas. Graficar la superficie de cada campo gasífero. Conocer las coordenadas y elevaciones de los campos. Ubicar los pozos existentes de cada campo gasífero.

3. VISTA PANORAMICA

SANTA ROSA W JUNIN

SANTA ROSA

PALACIOS

PALOMETAS

PUERTO PALOS YAPACANI

SAN IGNACIO

SIRARI

ENCONADA

VIBORA

COLPA-CARANDA WARNES

KANATA

EL PALMAR

BULO BULO NARANJILLOS

RIO GRANDE

PERCHELES

CURICHE

TACOBO

TAJIBO

PORVENIR

CAMBEITI

VUELTA GRANDE

LA PENDIENTE

HUACAYA

CHACO SUR

MARGARITA

ÑUPUCO LOS SURIS

O`CONNOR HUAYCO

PALO MARCADO

CHURUMA SAN ALBERTO

ITAU

MADREOJONES

4. DESCRIPCIÓN DE LOS CAMPOS 4 .1 .1. D E P A R T A ME ME N T O D E T A R I J A

4.1.1. CAMPO “SAN ALBERTO” 4.1.1.1. HISTORIA Las operaciones en el Bloque San Alberto se iniciaron a partir del 22 de abril de 1996, mediante un Contrato de Asociación Petrolífera para ejecutar actividades de exploración y explotación petrolera firmado por Y.P.F.B. y Petrobras Bolivia S.A. bajo una tipología 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 participación a la empresa Total E&P Bolivie Sucural, quedando la sociedad con la siguiente composición accionaria: YPFB 50%, Petrobras 35% y Total 15%. 4.1.1.2. UBICACIÓN 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 República Argentina. Argentina.

Área Coordenadas Elevación

213 km2 21º 54′ 18.13 18.13″ S 63º 49′ 36.39 36.39″ O 853 m.

POZOS EN EL CAMPO C AMPO SAN ALBERTO Este campo posee ocho pozos productores (SAL-15, SAL-X12, SAL-X9, SAL-13, SAL-14, SAL-X10, SAL-X11 y SAL-17).

4.1.1.3. DESCRIPCION GENERAL DEL ÁREA Bloque Participación Cuenca Estructura Ubicación Fisiográfica Nº de Parcelas Periodo de concesión Ubicación Geográfica

San Alberto PETROBRAAS BOLIVIA S.A. (Operador) 35% Empresa Petrolera ANDINA S.A. 50% TOTAL EXPLORATION PRODUCTION BOLIVIE 15% Subandino Anticlinal de San Alberto Subandino Sur 7 parcelas 30 años Dpto. Tarija – Provincia Gran Chaco

4.1.2. CAMPO “ITAU” 4.1.2.1. HISTORIA La empresa Total Bolivia (TEPB), adquirió el Bloque XX Tarija Oeste, el 6 de noviembre de 1997 a las empresas TESORO BOLIVIA PETROLEUM COMPANY y ZAPATAEXPLORATION COMPANY, quienes habían obtenido previamente estos bloques de YPFB bajo el Contrato de Riesgo Compartido 08/97 suscrito mediante INSTRUMENTOPÚBLICO 2685/97. A fines del año 2010, PETROBRAS BOLIVIA SA se convierte en el nuevo operador del campo, gracias a la cesión y transferencia por parte de TOTAL E&P BOLIVIE del 34% de su porcentaje de participación en los derechos y obligaciones derivados deri vados del Contrato de Operación firmado con YPFB y BG BOLIVIA, en favor de PETROBRAS BOLIVIA SA(30%) y YPFB CHACO SA (4%) respectivamente.

4.1.2.2. UBICACIÓN El campo Itaú (Bloque XX Tarija Oeste) se ubica cerca de la Planta de Gas San Alberto.

rea Coordenadas

460 km2 21º 37′ 53.68″ S 63º 42′ 29.29″ O

Elevación

1042 m.

POZOS EN EL CAMPO ITAU El campo Itaú posee los pozos ITU-X1, ITU-X2 e ITU-X4.

4.1.2.3. DESCRIPCION DEL CAMPO CAMPO: 1 1. Itau

FASE DE ACTIVIDAD En producción

TIPO DE CAMPO Grande

HIDROCARBURO PRODUCIDO Gas y Condensado

La asociación está conformada por Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia 41%, YPFB Chaco S.A. (subsidiaria de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) 4%, Petrobras S.A. 30 y BG Bolivia Corporación 25%. Esta planta extrae las impurezas contenidas en el gas provenientes de los pozos productores, realizan la separación y estabilización del condensado y, finalmente, la compresión del gas para exportarlo. La planta de gas cuenta con un laboratorio químico donde se realiza la cromatografía en distintos puntos. La cromatografía se realiza con la finalidad de saber las condiciones del gas y condensado tanto en la entrada como en la salida de la planta, es decir, esto se realiza para saber qué se encuentra bajo las siguientes especificaciones de venta tanto para el gas y el condensado. San Alberto e Itaú aportan una producción de 456 MMpcd de gas natural, 9.413 barriles por día (BPD) de condensado y aproximadamente 638 BPD de gasolina. 4.1.3. CAMPO “MARGARITA” 4.1.3.1. HISTORIA El nombre Margarita viene de Puerto Margarita, villorrio situado en la orilla sur del río Pilcomayo en el lugar del cruce del camino Palos Blancos-Huacaya. Constituye la única vía de comunicación entre los pueblos situados al sur del mencionado río y los existentes al norte, que por ser temporal sólo permitía el cruce de vehículos en la época más seca. La empresa Repsol, en abril de 2003, por el descubrimiento del campo grande de Margarita, construyó un puente con todas las condiciones técnicas para su transitabilidad permanente. 4.1.3.2. UBICACIÓN El campo Margarita se encuentra en el Bloque Caipipendi, ubicado en la parte sur de la faja plegada conocida como la Zona Subandina Sur y abarca parte de los departamentos de Chuquisaca y Tarija en territorio boliviano.

rea Coordenadas

2160 km2 21º 16′ 45.24″ S 63º 55′ 24.88″ O

Elevación

785 m.

POZOS EN EL CAMPO C AMPO MARGARITA MARGARITA El campo Margarita posee los pozos MARGARITA-X1 (MGR-X1), MARGARITA-X2 (MGRX2) Y MARGARITA-X3 (MGR-X3)

4.1.3.3. DESCRIPCION DEL CAMPO El campo de gas natural Margarita, cuenta con reservas probadas de 3.000 millones de pies cúbicos. Margarita y el vecino campo de Huacaya forman el bloque Caipipendi, administrado por Repsol, que posee el 37,5% de la concesión, en conjunto con BG Bolivia (37,5%) y Pan American Energy (25%). Para el 2014 se prevé llegar a un volumen de producción de 15 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) a partir de los actuales 9Mm3/d. Después de 18 años de trabajos exploratorios con 1.300 km2 de sísmica y 5 pozos perforados, el campo comenzó su producción sostenida desde el 2004. EMPRESA OPERADORA: REPSOL YPF E&P BOLIVIA CARACTERISTICAS CARACTERISTICAS DEL CAMPO CAMPO: 1 1. Margarita

FASE DE ACTIVIDAD En producción

TIPO DE CAMPO Grande

HIDROCARBURO PRODUCIDO Gas - Condensado

4.1.4. CAMPO O´CONNOR HUAYCO 4.1.4.1. HISTORIA Como consecuencia de la nacionalización de los hidrocarburos dispuesta por la ley 3058 y el DS 28701, en fecha 28 de octubre de 2006 Pluspetrol Bolivia Corporation S.A suscribió dos Contratos de Operación con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. El Contrato de Operación denominado “Tacobo y Otros” comprende los campos:

i) ii) iii) iv)

Yacuiba, Campo Madrejones Boliviano. Río Seco, Campo Río Seco. O’Connor–Huayco, Campo Huayco. San Isidro, Campos Tacobo y Tajibo.

4.1.4.2. UBICACIÓN El campo gasífero gasífer o O' Connor se s e encuentra en la provincia O'Connor, O'Connor , ubicada dentro dentr o del departamento de Tarija al sureste del país. Se encuentra al centro boreal del departamento, con la provincia del Gran Chaco al este, y las de Eustaquio de Eustaquio Méndez y Cercado al oeste, y colindante al Departamento al Departamento de Chuquisaca al norte.

rea Coordenadas

163 km2 21º 23′ 51.78″ S 64º 18′ 33.84″ O

Elevación

2061 m.

POZOS EN EL CAMPO C AMPO O´CONNOR HUAYCO HUAYCO POZO HUAYCO- X1 (Pozo HYC-X1) Como resultado de las nuevas investigaciones geológicas, a comienzos de los años 80 se perforó el pozo Huayco-X1 (HYC-X1), descubriendo gas seco y condensado en la formación Huamampampa del Sistema Devónico, a una profundidad de 1.223 metros. El pozo se cerró y quedo en reserva para YPFB, no se realizó ninguna campaña sísmica en el área.

4.1.4.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Es el campo más Occidental dentro de la zona petrolera de Bolivia, su estructura anticlinal fue delineada por trabajos de mapeo superficial. YPFB durante la década del 70 realizó nuevos estudios, integrando y reinterpretando toda la información de superficie y la obtenida por los pozos exploratorios de Río Salado, con el fin de reinterpret ar la estructura de Huayco. 4.1.5. CAMPO CHURUMAS 4.1.5.1. HISTORIA De acuerdo al informe de YPFB, en Bermejo, la mayor parte de los campos de explotación están en un proceso natural de agotamiento, precisamente por tratarse de la explotación de recursos no renovables. renovables . Por esa razón, en el plan operativo 2011 YPFB no contempl a planes y programas de inversión para los campos: Toro, Tigre, Churumas y Cambarí. Los dos primeros, cuya operación está en la fase terminal, eran operados por Pluspetrol. En el caso de Churumas, se presentó un estudio en el que se señala que este campo no es económicamente rentable. Sin embargo, la estatal petrolera analiza otras alternativas para desarrollar este campo y el campo Cambarí, considerado como un área libre. El acuerdo suscrito el 2006 entre YPFB, la Prefectura de Tarija e instituciones de Bermejo, que tenía como objetivo desarrollar estudios de pre factibilidad, exploración y explotación de hidrocarburos hidrocarbur os e industrialización del gas en las áreas del triángulo de Bermejo, no se cumplió porque todos los campos señalados anteriormente están en una fase terminal, y por esa razón el gobierno y YPFB tomó la decisión de redefinir la estrategia de trabajo en Bermejo.

4.1.5.2. UBICACIÓN

rea Coordenadas

89,2 km 2 22º 13′ 49.91″ S 64º 12′ 03.73″ O

Elevación

1413 m.

4.1.6. CAMPO VERTIENTE 4.1.6.1. UBICACIÓN Este campo está localizado en el Departamento de Tarija, provincia Gran Chaco, a 20 kilómetros de la ciudad de Villamontes.

Área Coordenadas

242 km2 21º 13′ 29.95″ S 63º 12′ 13.91″ O

Elevación

420 m.

4.1.6.2. DESCRIPCION DEL CAMPO La empresa petrolera BG Bolivia, antes Tesoro Bolivia Petroleum Co., cuenta con la planta de "La Vertiente. Se efectuó la ampliación de la planta de gas para el tratamiento de ese combustible, de 60 millones de metros cúbicos por día (MMCD) a 150 MMCD, los campos que aportarán de gas natural son: Los Suris, Palo Marcado, Taiguati, La Vertiente y El Escondido. Esa ampliación la realizó la empresa BG Bolivia, para cumplir con los contratos de exportación al Brasil, que serán transportados por el gasoducto Yabog hasta Río Grande y luego al Brasil. La planta "La Vertiente" efectúa las operaciones de separación y estabilización de gas natural y gasolinas. 4.1.7. CAMPO ÑUPUCO 4.1.7.1. HISTORIA Geológicamente la estructura anticlinal de Ñupuco forma parte del lineamiento estructural que incluyen en el Norte las anomalías estructurales de Sipuati, Simbolar, Carandaiti y Mandeyapecua. YPFB comienza en el año 1975 la actividad exploratoria en el área Ñupuco con estudios e interpretaciones geofísicas. 4.1.7.2. UBICACIÓN El Campo Ñupuco geográficamente está ubicado en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija.

Área Coordenadas

118 km2 21º 13′ 22.81″ S 62º 53′ 47.86″ O

Elevación

428 m.

4.1.7.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Los reservorios de este campo se caracterizan por ser de gas y condensado y son los siguientes:   

Cangapi Superior San Telmo Escarpment Superior.

Actualmente este campo tiene pozos, los cuales cuales están en el siguiente estado que se muestra en la tabla: POZOS PERFORADOS (7) ÑPC-X1 ÑPC-X5 PC-X2 PC-X101 ÑC-X3 ÑPC-102 ÑPC-X4 POZOS EN PRODUCCION (2) PC-X101 PC-102 POZOS EN RESERVA (1) ÑPC-X5 POZOS ABANDONADOS (4) ÑPC-X1 ÑPC-X3 ÑPC-X2 ÑPC-X4

Y las reservas actuales de este campo se encuentran de la siguiente manera: Probadas Gas de separador MMpc

Petróleo Mbbl

12,734

-

Probables Condensado Mbbl

Gas de separador MMpc

Petróleo Mbbl

71

7,436

-

Posibles Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

API

43

13,914

-

78

76,2

4.1.8. CAMPO CHACO SUR 4.1.8.1. HISTORIA El yacimiento Chaco Sur fue descubierto en mayo de 1998, cuando la Empresa VPB Ltd. perforó el pozo ÑPC-X103 como pozo exploratorio, ubicado en la culminación Norte de la estructura de Ñupuco, esta culminación está separada del principal campo por una Silla estructural que separa ambos altos estructurales. 4.1.8.2. UBICACIÓN El campo Chaco Sur, geográficamente se encuentra en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija.

Área Coordenadas

71,8 km 2 21º 09′ 04.80″ S 62º 53′ 06.12″ O

Elevación

430 m.

POZOS EN ELCAMPO CHACO SUR POZOS PERFORADOS (1) CHS-X101 POZOS EN PRODUCCION (1) CHS-X101 POZOS EN RESERVA (0) POZOS ABANDONADOS (0)

4.1.8.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Este campo es productor de gas y condensado con una producción acumulada desde su descubrimiento de 19.36 BCFs de gas y 170.717 Bls de condensado hasta el 30 de abril del 2006. Geológicamente está ubicado en el Piedemonte Sur, es integrante del lineamiento estructural de rumbo Norte-Sur, que incluyen a las anomalías estructurales de Sipuati, Simbolar, Carandaiti y Mandeyapecua. En la siguiente tabla se muestra las reservas de este campo: Probadas

Probables

Posibles


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

API

3,878

-

50

4,102

-

41

-

-

-

78,3

4.1.9. CAMPO MADREJONES 4.1.9.1. HISTORIA La actividad petrolera comenzó en esta zona a fines de los cincuenta, con la perforación por parte de YPFB de una serie de 7 pozos, siguiendo dentro de Bolivia el tren productivo de Madrejones de Argentina. A través de diferentes campañas también fueron adquiridos157.5 km de sísmica 2D. Pluspetrol comenzó a explorar el bloque en 1997, registrando al año siguiente 257 km2.Desde entonces se han perforado tres pozos con objetivo en reservorios de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa, habiéndose descubierto gas y condensado. 4.1.9.2. UBICACIÓN El campo Madrejones se ubica en el sur de Bolivia sobre el límite fronterizo con la República Argentina, Argentina, está a una distancia de 7 km de la ciudad ciudad de Yacuiba y 70 km de la de Tartagal en Argentina. La topografía es plana con elevaciones de escasa altura, cubiertas por bosque chaqueño.

Área Coordenadas

314 km2 21º 56′ 37.06″ S 63º 26′ 24.79″ O

Elevación

460 m.

POZOS EN ELCAMPO MADREJONES   

MADREJONES-X1001 (Pozo MDB-X1001) MADREJONES-X1001A (Pozo MDB-X1001A) MADREJONES-X1002 (Pozo MDB-X1002)

4.1.9.3. DESCRIPCION DEL CAMPO El pozo MDB-X 1002 inició producción de la formación Huamampampa, en marzo de2002 con una producción de 9,1 MMPCD y un corte de agua de 54,7%, la producción de agua siguió aumentando considerablemente hasta llegar a un corte de 98,7%, razón por la cual se decidió cerrar el pozo en agosto de 2002. Actualmente el campo está agotado y todos sus pozos cerrados. 4.1.10. CAMPO PALO MARCADO M ARCADO 4.1.10.1. HISTORIA La británica BG Group (LSE: BG) logra la primera producción de gas del campo boliviano Palo Marcado en 2009, se perforaron dos pozos en el campo Palo Marcado del que se produce gas que es procesado en la planta La Vertiente. El campo tiene una producción de hasta 18 millones de pies cúbicos diarios (Mpc/d, o 509.703m3/d) de los pozos PMO-3 y PMO-4. Las otras licencias de total propiedad que posee BG en Bolivia son La Vertiente y Los Suris. 4.1.10.2. UBICACIÓN Palo Marcado se ubica en el bloque de total propiedad de BG XX Tarija Este, departamento de Tarija.

rea Coordenadas

31,2 km2 21º 42′ 43.69″ S 63º 58′ 05.03″ O

Elevación

310 m.

4.1.11. CAMPO LOS SURIS 4.1.11.1. HISTORIA La petrolera British Gas (BG) encontró más reservas de gas y de líquidos en el campo Los Suris, ex concesión de Tesoro. La perforación se realizó en tres meses, empleando un sistema innovador de terminación de pozo, indica el informe de la compañía. La producción de Los Suris-5 llega a 58 millones de pies cúbicos de gas y 716 barriles de condensado. Es el primer pozo operado directamente por BG, que el año 2000 adquirió el cien por cien de las acciones de Tesoro en Bolivia. La perforación comenzó el 31 de octubre del 2001 y concluyó el 30 de enero, indica el informe de la petrolera británica al destacar la importancia del volumen que servirá también para aumentar la monetización de las reservas gasíferas. En Los Suris-5, la BG empleó tecnología de punta, la cual fue utilizada exitosamente, asegura el informe de la petrolera. La perforación llegó a 4.096 metros de profundidad. Con la planta de La Vertiente, BG completó su "plan para conectar la producción de hidrocarburos al procesamiento de gas y de allí al transporte a mercados a través del gasoducto de Bolivia a Brasil".

4.1.11.2. UBICACION Este campo se encuentra en el Departamento de Tarija cerca al campo la Vertiente.

rea Coordenadas

35,3 km2 24º 24′ 52.56″ S 63º 12′ 29.34″ O

Elevación

339 m.

4.2. 4.2. DEP AR TAMENTO DE C HUQU HUQUISA ISA CA

4.2.1. CAMPO “HUACAYA” 4.2.1.1. HISTORIA El campo gasífero Huacaya, en conjunto con Margarita, forman el bloque Caipipendi, administrado por Repsol, que posee el 37,5% de la concesión, en conjunto con BG Bolivia (37,5%) y Pan American Energy (25%). Un plan de desarrollo propuesto por Repsol incluye el levantamiento sísmico 3D en el área norte de Huacaya en el periodo 2012-2013 y la perforación de 3 pozos. 4.2.1.2. UBICACIÓN El campo se ubica entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca.

rea Coordenadas

456 km2 20º 45′ 35.78″ S 63º 38′ 50.71″ O

Elevación

1098 m.

Las coordenadas que se señalan en el mapa representan el área del campo, no necesariamente el lugar exacto en el que está el campo gasífero. 4.2.1.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Los campos Margarita y Huacaya cuenta con una Planta de Procesamiento de Gas, la cual tiene una capacidad de entrega de 18 MMmcd (EPF + CPF I + CPF II). La planta de procesamiento posee facilidades para separar los condensados del gas producido, deshidratar el gas y comprimirlo para su exportación. Actualmente, Actualmente, las plantas en su conjunto conjunto cuentan con una capacidad capacidad nominal de procesamiento de 18 MMmcd, de los que 3 MMmcd corresponden a la EPF y los 15 MMmcd restantes a los dos trenes de procesamiento de la CPF. 4.2.2. CAMPO PORVENIR 4.2.2.1. HISTORIA En la siguiente tabla se muestra el estado de los 14 pozos que fueron perforados en este campo. POZOS PERFORADOS POZOS EN RESERVA POZOS EN PRODUCCION POZOS ABANDONADOS POZOS ESPERANDO ABANDONO

14 0 0 3 11

4.2.2.2. UBICACIÓN Geográficamente el Campo Porvenir se halla situado en la Provincia Luís Calvo del departamento de Chuquisaca.

rea Coordenadas Elevación

17,4 km2 20º 50′ 10.16″ S 63º 10′ 03.54″ O 636 m.

4.2.2.3. DESCRIPCION Actualmente el campo se encuentra encuentra agotado agotado y todos todos sus pozos pozos cerrados. cerrados. La empresaVinta empresaVinta ge solo utiliza la planta de este campo para recepcionar la producción de sus otros campos circundantes. Fue productor de gas y condensado habiendo producido desde su descubrimiento 164.96BCFs de gas y 14.077.750 Bbls de condensado hasta el 30 de abril del 2006. 4.2.3. CAMPO VUELTA GRANDE 4.2.3.1. HISTORIA El año 1975 YPFB, reinicia actividades de exploración en la llanura Chaqueña. Trabajos de relevamiento de sísmica 2D son ejecutados durante este periodo. Producto de esta investigación fueron interpretadas varias culminaciones, aunque técnicamente no enteramente confiables debido a las deficiencias de resolución y técnicas utilizadas. En el año 1978 se concluyen los trabajos de reinterpretación, resaltando el área comprendida entre Vuelta Grande y Porvenir. Los mapas isocrónicos mostraban al anticlinal de Vuelta Grande como una estructura alargada con cierres norte y sur bien definidos y considerablemente más alta que el anticlinal La Vertiente.

Fue descubierto por YPFB, con la perforación del pozo VGR-X1 que alcanzó la profundidad de 3.233 m, permitiendo conocer la existencia de hidrocarburos en cantidades comerciales en las formaciones Cangapi y Grupo Tacuru a una profundidad de 2.300m y 2.080m, respectivamente. La producción se inició en junio del 1983. 4.2.3.2. UBICACIÓN El Campo Vuelta Grande se encuentra ubicado en la provincia Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca. Morfológicamente está emplazado en el Piedemonte Sur.


20,3 km2 20º 55′ 16.49″ S 63º 11′ 13.44″ O 557 m.

POZOS EN EL CAMPO C AMPO VUELTA GRANDE Los pozos existentes son: VGR-X1 y VGR-X2.

4.2.3.3. DESCRIPCION DEL CAMPO El pozo VGR-X2, exploratorio de extensión fue ubicado a 1.5 km al Norte del pozo VGR-X1, confirmó no solamente la existencia de hidrocarburos en cantidades comerciales en las formaciones Cangapi y Tacurú, sino también evaluó el potencial productivo de la formación Yecua, de cuyas posibilidades se tenía evidencias a través de las pruebas de formación tipo RFT, efectuadas en agujero abierto durante la perforación del pozo VGR-X1. A partir de estos descubrimiento descubrimientoss se desarrolló desarrolló un programa programa de perforación perforación intensiva, intensiva, se perforaron 36 pozos, algunos con terminación doble. Dos pozos fueron perforados al este de la falla Vuelta Grande, se abandonaron por improductivos. Dos pozos han producido del reservorio de la Fm. Yecua, 25 del Tapecuá y 3 en el Cangapi. La explotación del campo Vuelta Grande constituyó uno de los proyectos prioritarios de YPFB para:  

Compensar los requerimientos ascendentes de carburantes en el consumo nacional. Contrarrestar Contrarres tar la acentuada declinación de condensado.

ESTADO ACTUAL DEL CAMPO Actualmente el campo cuenta con con 30 pozos pozos en producción producción (39 líneas), líneas), todos productores productores del reservorio Tapecua. El campo mantiene manti ene un régimen de agotamiento normal, sus reservas actuales están en la siguiente tabla. Probadas

Probables

Posibles


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

API

206,425

-

846

50,215

-

190

-

-

-

34,9

4. 3. 3. D E P A R T A ME ME N T O D E C O C H A B A M B A

4.3.1. CAMPO BULO BULO 4.3.1.1. HISTORIA Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) encaró trabajos de exploración en el área del Chapare Cochabambino, con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburífero de la zona. Es así que, en 1961 el geólogo Humberto Suárez, con trabajos de geología de superficie, definió la existencia de una estructura anticlinal, denominada después como Bulo Bulo. Se trata de una estructura anticlinal orientada en sentido sudeste-noroeste originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina, y relacionada a una falla que tiene su despegue en sedimentos pelíticos silúricos, de vergencia norte, que en su trayectoria produce el plegamiento del bloque colgante. De esta falla se desprende un retro corrimiento, de vergencia sur, que afecta al flanco sur de la estructura. En 1963 se decidió la perforación del pozo Bulo Bulo-X1 (BBL-X1), pozo que alcanzó una profundidad final de 2599,3 m, logrando descubrir reservas de gas en sedimentos de la formación Cajones (Cretácico Superior). Posteriormente se perforaron otros cuatro pozos más en la estructura (BBLX2, BBL-4, BBL-5 y BBL-7), con los cuales se concluyó la primera etapa de perforación exploratoria de Bulo Bulo.

A principios de la década de de los años 80, 80, YPFB encaró trabajos trabajos de adquisició adquisición n sísmica2D sobre esta área. Como resultado de la interpretación de la información sísmica obtenida se llegó a perforar el pozo Bulo Bulo-X3 (BBL-X3), teniendo como objetivo principal la form ación Roboré. Con este pozo se lograron descubrir importantes reservas de gas-condensado en esta formación. Con la perforación de un segundo pozo profundo Bulo Bulo-X8 (BBL-X8) se finaliza esta segunda etapa de exploración. En 1998, Chaco inicia una tercera etapa de exploración, con la perforación del pozo Bulo Bulo-9D (BBL-9D), cuya meta fue alcanzar y evaluar a la Arenisca Sara de la formación El Carmen (Silúrico Superior). Este pozo alcanzó una profundidad final de 5638 m, llegando a atravesar parcialmente a la Arenisca Sara, la que debido a la alta presión que presenta no pudo ser conclusivamente evaluada. Con este pozo se ensayó satisfactoriamente a la formación Roboré. En el año 2000, Chaco perforó el pozo Bulo Bulo-11 (BBL-11, PF4380 m), con éxito en los ensayos efectuados en las areniscas de la formación Roboré. 4.3.1.2. UBICACIÓN

El anticlinal Bulo Bulo se encuentra localizado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Geomorfológicamente se sitúa en la zona Pie de Montaña de la Faja Sub andina Central.


112 km2 17º 16′ 01.96″ S 64º 25′ 11.36″ O 347 m.

POZOS EN EL CAMPO C AMPO VUELTA GRANDE Los pozos son: BBL-X1, BBL-X2, BBL-4, BBL-5, BBL-7 BBL-X3, BBL-X8, BBL-9D y BBL-11.

4.3.1.3. DESCRIPCION DEL CAMPO El campo Bulo Bulo es productor de gas y condensado proveniente de reservorios de las formaciones: Roboré, Cajones y Yantata, sin embargo, los reservorios que conforman a la formación Roboré, por el tamaño y calidad de hidrocarburo, son los más importantes. Los pozos BBL-X3, BBL-X8, BBL-9DST4 y BBL-11, resultaron positivos productores gas condensado de las areniscas Roboré-I y Roboré-III. En los pozos: BBL-X1 y BBL-X2, encontraron reservas de gas y condensado de la Fm. Cajones, los pozos BBL-13 y BBL-14 se encontraron reservas de gas y condensado en la Formación Cajones y Yantata. Los pozos BBL-4, BBL-5 y BBL-7 resultaron negativos. BBL-4 y BBL-5 por encontrarse en una baja posición estructural, mientras que el BBL-7 por presentar pobres propiedades petrofísicas. En el primer cuatrimestre del año 2010, YPFB Chaco perforó los pozos BBL-13 y BBL-14 en el segmento estructural noroeste noro este del campo Bulo Bulo, llegando a descubrir nuevas reservas de gas-condensado en la formación Yantata y ratificando la acumulación de éstos en la formación Cajones. En el segundo semestre del 2010, se perforó el pozoBBL-10 llegando a la profundidad final de 4300 m. Se efectuó una Prueba de formación en agujero abierto de la Fm. Robore II, los resultados no son conclusivos por colapso, se estima muy baja permeabilidad. Se intentó fracturar la Fm. Robore III, en un mini-fracturamiento se estableció un gradiente de fractura muy elevado, mayor a 1.2 Psi/pie (por limitación técnica de equipo, se suspende el fracturamiento). El pozo es productor actual de las formaciones formac iones Roboré I y Roboré III. En el segundo semestre del 2011, se programó la perforación del pozo BBL-15 con el objetivo de producir gas de la formación Yantata y de la Formación Cajones y con una profundidad final proyectada de 1660 m. El pozo a la fecha se encuentra cerrado en reserva. Sus reservas actualizadas remanentes están en la siguiente tabla: Probadas Gas de separador MMpc

Petróleo Mbbl

216,925

-



Petróleo Mbbl

3,904

105,705

-



Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

API

2,498

33,512

-

714

63,4

4.3.2. CAMPO KANATA 4.3.2.1. HISTORIA Fue descubierto en julio del año 2002 al perforarse el primer pozo, KNT-X1, en la estructura anticlinal Kanata. Este pozo descubrió reservas de gas-condensado en la formación Yantata. Cabalmente, el pozo Kanata-X1 (KNT-X1) fue propuesto para investigar el potencial de petróleo y gas en las formaciones Yantata y Petaca, en el sector Sur de la estructura anticlinal. Esta estructura fue definida por medio de la interpretación sísmica 2D. Se inicia de acuerdo al contrato de YPFB y la empresa CHACO S.A. desde el 10 de abril de 1997, con la adquisición de sísmica 2D, 3D, magnetometría, aeromagnetometría, gravimetría y la perforación de pozos exploratorios y estratigráficos, pozos de desarrollo y/o avanzada en los campos Kanata, Kanata Norte, Kanata Footwall y Carrasco Footwall.

De las líneas sísmicas 2D adquiridas de YPFB, la empresa operadora Chaco S.A., realizo una interpretación interpretac ión definiendo la secuencia estratigráfica estratigráfi ca y el cuadro estructural de Kanata. De este análisis resultó la ubicación del pozo Kanata-X1, (KNT-X1). 4.3.2.2. UBICACIÓN El campo Kanata se encuentra en el mismo lineamiento que los campos productores de Carrasco por el Sur-Sur Este y Paloma por el Norte-Noroeste y se encuentra ubicada en el departamento de Cochabamba.


33,7 km2 20º 12′ 33.97″ S 64º 29′ 03.36″ O 241 m.

POZOS EN EL CAMPO C AMPO KANATA Los pozos perforados son: KNT-X1, KNT-X2D, KNT-3D y KNT-4H

4.3.2.3. DESCRIPCION DEL CAMPO El pozo productor de este campo es el pozo KNT-X1, el cual, fue intervenido y convertido en inyector. Pero, la complejidad geológica regional evidenciada por la presencia de fallas, la existencia de diferentes contactos, la diferencia en los fluidos encontrados y otros, fueron fundamento para par a abandonar este sistema si stema de explotación, no obstante, los l os buenos resultados obtenidos en el área de implementación piloto. Reservorios productores: RESERVORIO

PROFUNDIDA TOPE Promedio (m SS)

ESPESOR MEDIO (m0)

FLUIDOS PRODUCIDOS

LINEAS TERMINADAS

YANTATA

-3913.0

40

Gas/Condensado

4

Descripción de pozos: Función Perforados Productores Abandonados Cerrados Inyectores

Cantidad 4 2 0 2 0

Tipo de Terminación Terminación Doble 0 Simple 4

Pozo KNT-X1, KNT-X2D, KNT-3D y KNT-4H KNT-X1 y KNT-4H KNT-X2D y KNT-3D

KNT-X1, KNT-X2D, KNT-3D y KNT-4H

Las reservas remanentes de este campo se encuentran en la siguiente tabla: Probadas

Probables

Posibles


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

API

4,495

-

70

-

-

-

-

-

-

64,9

4.3.3. CAMPO KATARI 4.3.3.1. HISTORIA DELCAMPO YPFB Chaco explicó que el proyecto sísmico 3D que demandó el trabajo de 1.200 personas durante 300 días calendario, se realizó con el objetivo de conocer probabilidades de áreas para implementar nuevos yacimientos de gas y petróleo. Además, que el proyecto cubrió un área de 388 kilómetros cuadrados y dijo que para el registro sísmico se perforaron 10.100 pozos de nueve metros de profundidad, que fueron cargados con 4 kilogramos de explosivos sísmicos cada uno. La operación de campo es la primera fase del proyecto y continúa con el procesamiento de los datos obtenidos que se realiza en laboratorios de empresas especializadas de Buenos Aires o Houston, debido a que en el país no hay empresas en este rubro.

La tercera fase tiene que ver con la interpretación de los datos que es la que genera los resultados finales que se pueden concretar en proyectos de perforación de uno o varios pozos exploratorios. El área de exploración se encuentra entre los municipios de Entre Ríos y Puerto Villarroel, provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba e incluye los campos Bulo Bulo, Carrasco, Katari y Kanata así como las áreas de exploración Chimoré I, Isarsama y San Miguel. 4.3.3.2. UBICACIÓN 4.4. 4.4. DEP AR TAMENTO DE S ANTA CR UZ

4.4.1. CAMPO CURICHE El área Tacobo abarca aproximadamente 236 km2; en el sector Norte del área se encuentra el campo Curiche.


POZOS EN EL CAMPO C AMPO CURICHE se encuentra el: El pozo CUR-X1007D

247 km2 18º 28′ 56.11″ S 63º 14′ 57.99″ O 568 m.

Este campo es productor de gas de niveles terciarios, con seis pozos perforados a la fecha. El pozo CUR-X1007D se encuentra en Pie de Monte del cinturón corrido y plegado del Subandino Centro-Sur. El pozo exploratorio Curiche X1007D, perforado por firma de servicios Pluspetrol, arrojó resultados positivos y aportará un promedio de 5,6 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de gas natural. El área no tiene afloramientos de importancia y presenta, en el subsuelo, un lineamiento estructural denominado Curiche-Tacobo al que pertenece el presente pozo. El 16 de abril del 2014 se inició la perforación del pozo CUR-X1007D, considerado como pozo de desarrollo tuvo una trayectoria direccional, que alcanzó una profundidad de 2.103 metros. La prueba de producción realizada a una profundidad de 1.636 metros, tras 48 días de operación, representa un resultado exitoso que contribuye al intensivo Plan de Exploración que encara Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. 4. 3. 3. D E P A R T A ME ME N T O D E C O C H A B A M B A

4.4.2. CAMPO CAMBEITI 4.4.2.1. UBICACIÓN Geográficamente se encuentra ubicado en la Provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz. Morfoestructuralmente forma parte del Sub andino Sur.


136 km2 19º 59′ 41.02″ S 63º 03′ 56.73″ O 580 m.

POZOS EN EL CAMPO C AMPO CAMBEITI Los pozos en el campo son: CBT- X2, CBT- X3, CBT-5D y CBT -6D.

4.4.2.2. DESCRIPCION DEL CAMPO El campo Cambeiti, es operado por la Cia. Repsol-YPF E&P Bolivia, se encuentra en una etapa madura de producción y de acuerdo a los cálculos sus reservas remanentes son muy bajas. Es un yacimiento marginal debido a que la producción de hidrocarburos de sus reservorios en explotación se encuentra en permanente producción y no existe incremento de reservas de otros reservorios u otras áreas del campo. El campo Cambeiti tiene siete pozos con una producción aproximada de 35 barriles por día y un pozo inyector de agua. Se han perforado 10 pozos para la explotación de los reservorios petrolíferos de la Formación Iquiri, que tiene los siguientes niveles: Cambeiti, DIQ -1, DIQ - 2, DIQ -3, DIQ -4, DIQ -5. La producción acumulada del campo es la siguiente:

Reservorio Cambeiti Reservorios DIQ TOTAL

PETROLEO (BBL) 1014205 171658 1185863

GAS (MPC) 3691978 2653189 6345167

4.4.3. CAMPO TACOBO 4.4.3.1. HISTORIA La actividad exploratoria en el área se inicia en 1958 con la ejecución de parte de YPFB, de un relevamiento gravimétrico y que, ajustado luego con la sísmica en la década del 60, permitió la ubicación y perforación del pozo Curichi-X1, con resultados negativos.

Pluspetrol comenzó la exploración de esta estructura a fines del año 1997. En una primera etapa adquirió dos programas de sísmica 3D, uno en el sector norte del área de263.5 km2 (campo Tacobo) y otro en el sector sur de 388.62 km2 (campo Tajibo). Entre 1979 y 1985 se perforaron 8 pozos de exploración en diversas estructuras, todos ellos estériles a excepción de los pozos Tacobo X1, X2 y X4 que tuvieron ensayos de producción con caudales de hasta 117.6 Mm3/d gas (4.2 MMCFGD) y 50.1 m3/d petróleo55° API de reservorios del tope del Devónico y del Carbónico. Ninguno de estos pozos resultó en campos productivos debido a diferentes problemas técnicos. 4.4.3.2. UBICACIÓN El área del campo Tacobo, se ubica en el ambiente tectónico de Pie de Monte. La topografía relativamente llana y con serranías de baja altura, refleja un marco estructural de bajo grado de deformación.


POZOS EN EL CAMPO C AMPO TACOBO El pozo productor es: TCB-X1001

783 km2 18º 49′ 05.35″ S 63º 14′ 45.81″ O 423 m.

4.4.3.3. DESCRIPCION DEL CAMPO La empresa Pluspetrol, luego de la adquisición de la sísmica tipo 3D, en el año 2001, perforo el pozo exploratorio profundo, TACOBO-X1001, (TCB-X1001) que resulto descubridor de gas de los reservorios de la Formación Huamampampa, a una profundidad de 5250 metros. Mediante pruebas de formación conclusivas se midió una importante producción de gas de 1.15 MMm3/d gas o 41 MMp3g/d. Este pozo fue el descubridor de hidrocarburos en el campo Tacobo de niveles profundos. Las reservas de este campo se muestran en la siguiente tabla: Probadas

Probables

Posibles


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

API

133,953

-

249

1,881

-

4

-

-

-

53,8

4.4.4. CAMPO TAJIBO 4.4.4.1. HISTORIA En 1998 Pluspetrol comienza su actividad exploratoria en la estructura de Tajibos, con un programa de relevamiento sísmico, registrando 574,4 Km de sísmica 3D y 39 Km de sísmica 2D. Como resultado de estos trabajos se definió la estructura de Tajibo. El empleo de la sísmica 3D, facilito mejorar la imagen estructural y consecuentemente alcanzar la definición de la trampa. En este caso permitió mapear con continuidad, un atributo sísmico como la amplitud e interpretar ciertas características de los objetivos del Sistema Terciario, tales como, el cambio de fase sísmica asociado a posibles contactos de fluidos y la variación de velocidades, coincidiendo plenamente con la imagen estructural. Bajo estos conceptos geocientificos se ubicó el pozo Tajibo-X1 (TJB-X1). El pozo TJB-X1, tuvo como objetivos investigar las posibilidades petroleras del grupo Tacurú y las formaciones Petaca, San Telmo y Scarpment, sin embargo, la aparición anticipada de la falla (400 m antes de lo previsto) no permitió localizar las formaciones Scarpment y TarijaTaiguati. Fue perforado entre mayo y julio de 1999, resultando descubridor de gas de la formación Petaca, dio como resultado una producción de 76.747 m³/día de gas y 1,81 m³/día de Condensado, de igual manera en una prueba de producción realizada en el nivel inferior, intervalo 946 – 948 - 950 y 950 - 954 mbbp con orificio 20/64”, la producción de gas fue de 86.558 m³/día.

4.4.4.2. UBICACIÓN


POZOS EN EL CAMPO C AMPO TACOBO El pozo existente es: TJB-X1

290 km2 19º 28′ 51.88″ S 63º 10′ 53.64″ O 756 m.

4.4.4.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Los reservorios del campo Tajibo, están en la formación Petaca del Terciario Bajo. Litológicamente son areniscas depositadas en un ambiente fluvial efímero entrelazado. La amalgamación lateral de los canales hace que el reservorio tenga geometría de manto arenoso. Actualmente el pozo pozo Tajibo-X1 se encuentra encuentra cerrado y en reserva. La reserva de este este campo se muestra en la siguiente tabla. Probadas

Probables

Posibles


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl


Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

API

15,746

-

92

5,175

-

31

2,417

-

14

75,5

4.4.5. CAMPO PERCHELES 4.4.5.1. HISTORIA El campo Percheles fue descubierto en 2004, mediante la perforación del pozo PCH-X1001, alcanzó una profundidad final de 3941 m, descubriendo reservas de gas/condensado en las areniscas Tarija N°1 Bloque Alto y Tarija N°2 Bloque Bajo. En el año 1966 y 1970 YPFB perforó los pozos PCH-X1 y PCH-X2, los mismos que resultaron improductivos, recuperando agua de formación con rastros de hidrocarburos provenientes del nivel Carbonífero. Posteriormente en el año 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación del pozo PCH-X1001 y se perforaron los pozos PCH-1002 y PCH-1003. El primero con producción de gas de la Arenisca Tarija N° 2 Bloque Bajo y el segundo resulto improductivo. improductivo. La profundidad profundidad promedio de estos reservorios es de 3290 metros de profundidad a la cual se encuentran los niveles que fueron productores Fm. Tarija Arenisca 1(B.A) y 2 (Bloque Bajo). 4.4.5.2. UBICACIÓN El Campo Percheles se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz, provincia Andrés Ibáñez. Ibáñez.


266 km2 17º 57′ 44.02″ S 63º 14′ 37.55″ O 518 m.

POZOS EN EL CAMPO PERCHELES Se perforaron los pozos PCH-X1 y PCH-X2. Posteriormente se realizaron trabajos de rehabilitación del pozo PCH-X1001 y se perforaron los pozos PCH-1002 y PCH-1003.

4.4.5.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Actualmente todos los pozos del del campo se encuentran cerrados por por invasión invasión de agua. agua. El campo cuenta con una planta de procesamiento de gas (Dew Point) con capacidad para procesar mínimo 35 MMpcd de gas natural, la misma que está alimentada por los campos EL Dorado y El Dorado Sur y se encuentra en operación desde enero de 2009. 4.4.6. CAMPO NARANJILLOS 4.4.6.1. HISTORIA Fue descubierto por YPFB en 1962, perforando 26 pozos hasta el año 1970. Es de dimensiones medianas comparado con los estándares de Bolivia. Es productor de gas y condensado habiendo producido desde su descubrimiento hasta el 30 de abril del2006 71.95 BCFs de gas y 493.817 Bls de condensado. 4.4.6.2. UBICACIÓN El Campo Naranjillos se encuentra a 25 Km. al sudoeste de la Ciudad de Santa Cruz de la Sierra.

rea Coordenadas

147 km2 17º 46′ 32.99″ S 63º 19′ 09.79″ O 448 m.

Elevación

POZOS EN EL CAMPO C AMPO NARANJILLOS Los pozos son: NJL-X104 y NJL-X111

4.4.6.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Estructuralmente el Campo Vuelta Grande es un anticlinal asimétrico con orientación Noroeste a Sureste. Está situado en el borde oriental de la faja de Pie de Monte Norte. Con la prospección sísmica y la perforación de pozos de desarrollo, se tiene una clara visión de la configuración del pliegue. El 3 de octubre de 1998 Vintage Petroleum Boliviana Ltd., empieza la perforación de su primer pozo, el NJL-X104 y hasta el año 2000 realiza la perforación total de 10, investigando con el pozo NJL-X111 sedimentos del Sistema Silúrico. Las reservas actuales se encuentran en la siguiente tabla. Probadas Gas de separador MMpc

Petróleo Mbbl

31,578

-



Petróleo Mbbl

144

22,871

-



Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

API

103

15,8

-

87

62,6

4.4.7. CAMPO RIO GRANDE 4.4.7.1. HISTORIA Fue descubierto en Julio de 1961. La producción del campo se inicia en noviembre de 1962 en pequeña escala hasta que se implementa, en 1969, un programa de reciclaje de gas. Los reservorios donde se recibió gas son: San Telmo W (Medio y Superior), Escarpment z1. Este Campo se caracteriza por ser productor de gas- condensado de 63º API de las formaciones Petaca, Yantata, areniscas Bolívar y La Peña del Sistema Carbonífero. En años recientes han entrado en producción los reservorios de la Formación Iquiri, con importantes volúmenes de gas y condensado. Es un campo que produce de múltiples niveles arenosos de la secuencia estratigráfica. 4.4.7.2. UBICACIÓN El campo Rio Grande esta ubicado aproximadamente a 55 Km al SSE de Santa Cruz de la Sierra.


412 km2 17º 56′ 21.20″ S 62º 32′ 23.31″ O 307 m.

POZOS DE PRODUCCIÓN Actualmente se encuentran encuentran 16 pozos con 18 zonas en producción, producción, siendo estos con doble o simple línea. En el campo Río Grande todos los pozos son de surgencia natural.

4.4.7.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Es un campo importante por su situación estratégica y por sus volúmenes de producción de gas y condensado. Es el lugar donde convergen todos los ductos, siendo el centro de distribución del gas para la exportación. Actualmente se tiene 90 pozos perforados, perforados, de los cuales la mayor parte están terminados con arreglos dobles, 23 pozos son productores, 36 cerrados, 2 pozos inyectores de agua, 3 pozos sin terminación y 26 pozos abandonados. Este campo cuenta con dos plantas, una planta es del tipo absorc absorción ión refrigerada con una capacidad de proceso de 180 MMpcd y 3500 bpd, con el objetivo de recolectar el hidrocarburo a través de todas las líneas de los pozos que se encuentran en producción, separar el condensado del gas y estabilizarlo, distribuir el gas residual hacia el JV y el GAA y finalmente recibir el gas proveniente de los campos del Sur para su procesamiento, junto al gas del campo Rio Grande en la planta de Absorción. La producción promedio actual del campo (enero 2014) es 72 MMPCD de gas, 1320 BPD de petróleo, 440 BPD de gasolina natural y 1336 BPD de GLP. 4.4.8. CAMPO COLPA – CARANDA 4.4.8.1. HISTORIA En los campos Colpa - Caranda desde su descubrimiento descubrimie nto por la Bolivian Gulf Oil Companyen octubre de 1960 y noviembre de 1961, se perforaron un total de 183 pozos de los cuales 123 fueron en Caranda y 60 en Colpa. De los 183 pozos, Bolivian Gulf Co., perforóun total de 125, YPFB 48 y Pecom Energía 10 pozos, además de una profundización en Colpa. Los campos Colpa y Caranda, están separados por una distancia muy corta. El pozo más profundo es CARX1003, que alcanzó una profundidad final de 5030metros, descubriendo petróleo en la arenisca Robore del Sistema Devónico. 4.4.8.2. UBICACIÓN


148 km2 17º 24′ 57.69″ S 62º 18′ 43.59″ O 310 m.

POZO PRODUCTOR El pozo productor es: CAR 1003.

4.4.8.3. DESCRIPCION DEL CAMPO La estructura de Caranda, está conformada por fallas de cabalgamiento en su parte profunda y por retro cabalgamientos que modelaron su estructura en la parte somera y que ccorresponde a la estructura explotada. El efecto de este fallamiento es la estructuración de un anticlinal asimétrico de rumbo Noroeste-Sudeste. Las inversiones realizadas en exploración en el Campo de Caranda, se refieren únicamente al pozo exploratorio CAR-X1003, realizándose la perforación entre noviembre de 1996 al mayo del 1997 y la terminación de mayo del 1997 al julio de 1998, convirtiéndose en pozo productor CAR 1003. Actualmente el campo tiene reservas reservas que se muestran en en la siguiente siguiente tabla: tabla: Probadas Gas de separador MMpc

Petróleo Mbbl

68.817

911



Petróleo Mbbl

266

8,344

-



Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

API

119

3,096

23

44

63

4.4.9. CAMPO SIRARI 4.4.9.1. HISTORIA Su secuencia estratigráfica la integran rocas de los sistemas Terciario, Cretácico y Devónico y sus reservorios productores están distribuidos en estos tres sistemas. La trampa estructural es un pliegue anticlinal con hundimientos definidos. La zona central es cortada por una falla transversal, que divide la estructura en dos bloques ambos con producción de gas-condensado. Las actividades de exploración fueron casi nulas. Actualmente se realizan trabajos de reinterpretación del área para reservorios profundos.

4.4.9.2. UBICACIÓN Situado a 216 Km. al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, corresponde al Bloque del Boomerang Hill.

rea Coordenadas

24,7 km 2 17º 00′ 52.79″ S 64º 06′ 03.94″ O 248 m.

Elevación

POZOS EN EL CAMPO C AMPO SIRARI El pozo: SIR-4.

4.4.9.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Este campo se caracteriza por ser un yacimiento productor de gas-condensado de 72º API. Es un campo en plena fase de producción. Se han perforado el número adecuado de pozos de desarrollo para una óptima explotación. Las reservas remanentes están en la siguiente tabla: Probadas Gas de separador MMpc

Petróleo Mbbl

43,448

-



Petróleo Mbbl

393

4,51

-



Petróleo Mbbl

Condensado Mbbl

API

35

16.585

-

128

70,3

4.4.10. CAMPO VIBORA 4.4.10.1. HISTORIA El pliegue anticlinal del campo Víbora, está afectado por varias fallas inversas que dividen el campo en varios bloques. El mapa estructural al tope de la arenisca Sara, reservorio basal del Sistema Siste ma Devónico, tiene un excelente control contr ol estructural estructu ral mediante los valores estructurales estructural es brindados bri ndados por los pozos y resultados res ultados de la prospección sísmica, muestra la complejidad tectónica de la estructura anticlinal, donde el efecto de varias fallas divide la estructura en varios bloques. 4.4.10.2. UBICACIÓN El Campo Víbora está ubicado en la Provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz, 250 Km por carretera al NW de la capital, dentro del Bloque Boomerang II.


91,2 km 2 17º 04′ 49.96″ S 64º 17′ 32.42″ O 236 m.

4.4.10.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Este campo se caracteriza por ser un yacimiento productor de gas-condensado de 68º API. En la actualidad este campo cuenta con una planta de proceso para la adecuación del punto de Roció del gas (LTS-1) de capacidad de 30,0 MMPCD, debido debid o a la baja producción de Gas Natural (66 MPCD de gas, 0 Bpd de condensado) no se entrega nada al sistema de YPFB transporte. Se cuenta con tres tanques de almacenaje de condensado y gasolina.

Todo el gas que llega a proceso a la planta es utilizado para el sistema de gas combustible y los generadores de energía para el campamento de YPFB-ANDINA. En el campo Víbora se cuenta con una planta de tratamiento e inyección de agua, la cual luego de su proceso es enviada por una línea de 3 pulgadas al campo Cascabel para su inyección el pozo CCB-12. En esta área se cuenta con pozos perforados para una racional explotación. Es un campo que se encuentra en la fase de producción. Probadas Gas de separador MMpc

Petróleo Mbbl

7,896

-



Petróleo Mbbl

90

-

-



Petróleo Mbbl

-

-

-

Condensado Mbbl

API

72,3

4.4.11. CAMPO YAPACANI 4.4.11.1 HISTORIA La secuencia estratigráfica, en esta área está bien definida por los varios pozos perforados para la explotación del campo. Los reservorios productores de petróleo y gas están distribuidos en las formaciones formacio nes Petaca (Terciario), (Terciario) , Yantata (Jurasico), El Carmen (Devónico) Arenisca Sara gas y Sara petróleo y Robore (Devónico) areniscas Ayacucho y Piray. El campo actualmente está en la etapa de producción. 4.4.11.2. UBICACIÓN El campo Yapacaní está ubicado en la Provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz, sobre la margen izquierda del Rio Yapacaní en la Llanura Central. Se encuentra aproximadamente a 125 Km de Santa Cruz de la Sierra en línea recta con dirección Noreste.


45,1 km2 17º 00′ 00.75″ S 64º 01′ 54.80″ O 246 m.

POZOS EN EL CAMPO C AMPO YAPACINI Fue descubierto en octubre 1968 con la perforación del pozo YPC-01X pero el campo recién comenzó a producir en agosto de 1990. Su desarrollo incluye la perforación de 19pozos, de los cuales 13 tienen capacidad de producir por surgencia natural y un pozo abandonado. El pozo YPC-X4 se descubrió por la compañía AGAT Tech de Canadá, en septiembre 1983.

4.4.11.3. DESCRIPCION DEL CAMPO El campo de Yapacaní se caracteriza por ser un yacimiento productor de petróleo de 58º API, con gas asociado. asociado. Esta planta cuenta con tres plantas para la adecuación del punto de rocío del gas (DPP-Q, DPP-2, DPP-3) con capacidad de proceso de 33.0, 35.0 y 60 MMPCD respectivamente, el gas en condiciones es entregado a sistema de YPFB transporte. El gas con alto contenido de CO2 es procesado para su endulzamiento en una planta de amina de capacidad para 16.0 MMPCD, este gas luego de este proceso y posterior entrega al GCY. Las instalaciones de este campo cuentan con cinco tanques de almacenaje de condensado. La producción actual del campo es de 120.000MPCD de gas, 850 BPD de petróleo y 320 Bbls de gasolina natural. El total producido del campo Yapacaní llega a 1.943.660 bls de condensado y 68.443MMpc de gas. El reservorio Yantata sufrió una sobre-inyección de gas hasta 1995 4.4.12. CAMPO PUERTO PALOS-ENCONADA-PALACIOS PALOS-ENCONADA-PALACIOS 4.4.12.1. HISTORIA La empresa YPFB Andina, inicialmente suscribió Contratos de Operación con YPFB bajo la denominación de Empresa Petrolera Andina. En virtud del mandato del Decreto de Nacionalización de los Hidrocarburos, mediante Decreto Supremo N° 29486 de 26 de marzo de 2008, se establece el 30 de abril de 2008 como fecha límite para concluir negociaciones con los accionistas de las empresas nacionalizadas y suscribir los documentos de transferencia y acuerdos necesarios.

Es así que el 30 de abril de 2008 se llegó a un acuerdo con el accionista Repsol YPF Bolivia, quién vendió a YPFB las acciones que le permitieron contar con el paquete accionario necesario para tener la mayoría en la empresa. Esta empresa en la actualidad es subsidiaria de YPFB Corporación. La sociedad suscribió 18 Contratos de Operación con YPFB que actualmente tienen producción comercial y es el Prestador del Servicio/Operador: Los Contratos de Operación suscritos son: Patujú, Víbora, Sirari, Guairuy, Rio Grande, Cobra, Yapacaní, Boquerón, Grigotá, Palacios, Amboró Espejos, Camiri, Puerto Palos, Enconada, Sara Boomerang III, Cascabel, Sara Boomerang I, La Peña-Tundy. En los Contratos de Operación el único Titular es YPFB Andina S.A. (100%). 4.4.12.2. UBICACIÓN Estos campos de producción menor se encuentran en el departamento de Santa Cruz de la Sierra.



24,7 km2 16º 55′ 09.55″ S 63º 51′ 07.02″ O 246 m.

55,9 km 2 17º 03′ 13.07″ S 63º 45′ 30.57″ O 252 m.


10,6 km 2 16º 55′ 10.34″ S 63º 48′ 00.66″ O 257 m.

4.4.13. CAMPO JUNIN 3.4.13.1. HISTORIA El campo fue descubierto por YPFB YPF B con la perforación del pozo JNN-X1 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. 4.4.13.2. UBICACIÓN El campo Junín se encuentra ubicado en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz.


30,6 km 2 16º 51′ 15.56″ S 63º 38′ 02.61″ O 225 m.

POZOS EN EL CAMPO JUNIN

4.4.13.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Actualmente se encuentra encuentra en producción producción el el pozo JNN-3, JNN-3, JNN-4 y JNN-5. 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. 4.4.14. CAMPO SANTA ROSA W 4.4.14.1. HISTORIA El campo fue descubierto por YPFB con la perforación del pozo SRW-X1; 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. 4.4.14.2. UBICACIÓN El campo Santa Rosa Oeste se encuentra ubicado el departamento de Santa Cruz.


15,4 km 2 16º 51′ 59.63″ S 63º 34′ 35.37″ O 227 m.

POZOS EN EL CAMPO SANTA ROSA W

4.4.14.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Actualmente se encuentran encuentran en producción el pozo SRW-8Dst2, el SRW-X1 se encuentra 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 20 barriles de petróleo y 3.8 millones de pies cúbicos de gas. Toda la producción del campo es procesada en la Planta de Gas Santa Rosa.

4.4.15. CAMPO SANTA ROSA 4.4.15.1. HISTORIA El campo fue descubierto por YPFB con la l a perforación del pozo SRW-X6 que se llevó a cabo entre los años 1981 y 1982. Posteriormente se perforaron los pozos SRW-X4 y SRW-X5. El pozo SRW-X5 resultó productor de gas/condensado en las arenas Ayacucho y Arenisca Nº 1; los pozos SRW-X6 y SRW-X4 resultaron productores de la arena Ayacucho. El año 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación rehabilitac ión 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 pozo SRS-8, habilitándolo a producción 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. 4.4.15.2. UBICACIÓN El campo Santa Rosa se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz.

rea 88,2 km2 Coordenadas 16º 56′ 04.90″ S 63º 24′ 24.18″ O Elevación 234 m.

POZOS EN EL CAMPO C AMPO SANTA ROSA

4.4.15.3. DESCRIPCION DEL CAMPO Actualmente en el campo se encuentran encuentran en produciendo produciendo los pozos SRW-X5 y SRW-X6, SRS-8, SRS-9 y SRS-10, el pozo SRW-X4 está cerrado por invasión de agua desde octubre del año 2011. La profundidad promedio de los reservorios productores son: Arenisca N° 1 1890 m, Ayacucho 1930 m, Piray 2020 m, Sara 2130 m. La producción promedio por día actual de este campo es de 45 barriles de petróleo y 28.4 millones de pies cúbicos de gas. Toda la producción del campo es procesada en la Planta de Gas Santa Rosa.

4.4.16. CAMPO PALOMETAS NW 4.4.16.1. HISTORIA Este campo fue descubierto por YPFB en junio de 1973 con la perforación del pozo PNWX1; que resulto productor de gas y condensado de las areniscas Sara, Piray y Ayacucho. Posteriormente se perforaron los pozos PNW-X2, PNW-X3, PNW-4 y PNW-5. 4.4.16.2. UBICACIÓN El campo Palometas NW se encuentra ubicado en la provincia Gutiérrez del departamento de Santa Cruz.

Área 73,5 km2 Coordenadas 16º 55′ 21.80″ S 63º 18′ 52.64″ O Elevación 236 m.

POZOS EN EL CAMPO C AMPO PALOMETAS PALOMETAS

4.4.16.3. DESCRIPCION DEL CAMPO La profundidad promedio de los reservorios productores son Ayacucho 2450 m, Piray 2530 m, Sara 2635 m. La producción promedio por día actual de este campo es de 55 barriles de petróleo y 18.5 millones de pies cúbicos de gas. Toda la producción del campo es procesada en la Planta de Gas Santa Rosa. 4.4.17. CAMPO SAN IGNACIO Ignacio de Loyola ) San Ignacio de Velasco, (antiguamente San es una ciudad una ciudad y municipio de Bolivia, de Bolivia, capital de la provincia la provincia de Velasco en el departamento el departamento de Santa Cruz, Cruz, al este del país. Se encuentra a 476 kilómetros al este sureste de la ciudad de Santa de Santa Cruz de la Sierra en una colina junto a las nacientes del río Paraguá.

4.4.17.1. UBICACIÓN

rea 76,7 km 2 Coordenadas 16º 44′ 12.15″ S 63º 05′ 09.04″ O Elevación 233 m.

4.4.18. CAMPO WARNES 4.4.18.1. HISTORIA En 1998 inicia actividades y proyectos para la producción del Campo Gasífero “Warnes” Santa Cruz Bolivia. En 1999 CEE organiza y funda y construye “Reficruz Ltda”. Planta de

Refinación de Petróleo con una capacidad de producción de 2000 BPD. Santa Cruz Bolivia. Desde el 2006 CEE renueva el contrato de operación para el desarrollo y explotación del Campo Warnes con el Estado Boliviano a través de YPFB Corporación. 4.4.18.2. UBICACIÓN El campo se encuentra en el departamento de Santa Cruz de la Sierra.


51,6 km2 17º 32′ 08.63″ S 63º 08′ 12.01″ O 346 m.

4.4.18.3. DESCRIPCION DEL CAMPO En el campo Warnes se encuentra la planta Warnes está constituida por:  

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El pozo productor de gas natural denominado Warnes X1 (WRN-X1). Sistema de Acondicionamiento Acondicionami ento de Hidrocarburos (Separadores de Alta y Baja Presión, Filtros Coalescentes). Coalescentes). Sistema de Almacenamiento y Despacho de Líquidos (Tanque de Condensado con una capacidad de 80.000 Litros; Cargadero de Cisternas para el despacho de condesado y agua de formación). Sistema de Medición de Gas por presión diferencial (placa de orificio) puente instalado en la planta). Sistema de Generación Eléctrica (Generación de 30 KW mediante una Microturbina Microtur bina (MT) C30 marca Capstone). Sistema de compresión para aire de instrumentos instalado en planta.

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Sistema contra incendio (Se cuenta con un tanque de agua de una capacidad de 80000 Litros y monitores en distintos puntos de la planta) Sistema de Control y Monitoreo de Planta (Esta ubicado en la sala de control de la planta un sistema de control y monitoreo en tiempo real para equipos e instrumentos instalados en planta. La planta cuenta con un gasoducto de 2.4 Km hasta la Estación Warnes 2 (E-2) de YPFB Transporte. En Estación 2 la planta cuenta con instalaciones de proceso y medición tales como: Filtro Separador Coalescente para la extracción de líquidos. Puente de Medición para la Transferencia de de Custodia, para la medición de volúmenes de entrega. Cromatografía Cromatograf ía en línea para el control de calidad del gas. Sistemas electrónicos de control y comunicación de variables de entrega a Planta.

4.4.19. CAMPO EL PALMAR 4.4.19.1. HISTORIA La estatal petrolera YPFB y la empresa GTL Internacional decidieron invertir más de $us 12 millones para desarrollar algunos campos como lo es El Palmar, en el lugar trabaja un equipo técnico con el objetivo de reactivar tres pozos en una franja que comprende a los municipios de La Guardia, Cotoca y Abapó. 4.4.19.2. UBICACIÓN El campo El Palmar está situado a 40 kilómetros de la capital cruceña.


179 km2 17º 34′ 48.91″ S 62º 55′ 07.46″ O 315 m.

4.4.19.3. DESCRIPCION DEL CAMPO La planta, situada a 40 kilómetros de la capital cruceña, jurisdicción de La Guardia, es considerada como pequeño potencial gasífero de Santa Cruz toda vez que en el bloque hay indicios de significativas reservas. El bloque Almendro es de propiedad de YPFB y comenzó a ser desarrollado por GTL Internacional. El campo está compuesto desde el pozo III hasta el pozo XI, sin embargo, abarca una extensa zona de Cotoca y también de Abapó, áreas en la que se prevé perforar al menos unos siete u ocho pozos y que alimentarán al campo Almendro. En la actualidad se hacen trabajos de adecuación y mantenimiento y en próximos días se hará sísmica. También se efectúan trabajos en el pozo XVI, de este pozo se estima una producción de 2 a 4 millones de pies cúbicos/día de gas y condensado unos 200 o 300 barriles/día. 5. CONCLUSIONES CONCLUSIONES 

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Conocer la historia de cada campo nos muestra que se requiere de muchos estudios que permitan conducir las mejores mej ores formas en cómo encontrar un pozo productivo y con qué capacidades se cuentan para explotar de una forma factible el gas del pozo perforado y pueda ser viable económicamente también. Para poder extraer el gas se necesitan de distintos mecanismos, los cuales pueden variar de acuerdo a la naturaleza y a la fuerza que contenga un pozo determinado. Estudiar y aplicar las distintas herramientas que te ofrece ofrece Google Earth de manera adecuada para extraer datos importantes sobre los campos gasíferos, es realmente de gran ayuda y podemos conocer los campos gasíferos de una manera rápida y fácil. Uno de los puntos resaltantes también en la descripción de cada campo gasífero son los sistemas de producción, estos sistemas dependen en cómo la empresa maneje la gerencia de la producción y con qué tecnología se cuentan. Los campos gasíferos se encuentran la mayor parte en Santa Cruz, seguido por Tarija, Chuquisaca Y finalmente Cochabamba. Los mega campos de gas de Bolivia están situados en el departamento de Tarija (San Alberto y Margarita) Margarita) y Santa Santa Cruz (Rio Grande). Grande).

6. BIBLIOGRAFIA 

http://www.opinion.com.bo/opinion/articulos/2012/0102/noticias.php?id=37673 (Campo Palo Marcado y Los Suris)



http://www.ypfbchaco.com.bo/index.php/donde-operamos/los-cusis.html (Campos: Bulo (Campos: Bulo Bulo, Vuelta Bulo, Vuelta Grande, Kanata Grande, Kanata y Kanata Norte, Junín, Palometas Junín, Palometas North West, Percheles, West, Percheles, Santa Rosa Oeste, Santa Oeste, Santa Rosa)

http://www.academia.edu/25596183/CAMPOS_GASIFEROS_Y_PETROLIFEROS_DE



_BOLIVIA (Todos los demás campos restantes) 

https://www.anh.gob.bo/InsideFiles/Inicio/Banner/Banner_Id-33-150227-0320-2.pdf (Mapa de los campos gasíferos de Bolivia)

Campos Pozos Gasiferos de Bolivia

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