1. INTRODUCCION.................................................. ...................................................................................................... ....................................................... ... 2 2. JUSTIFICACION ......................................................................................................... 3 3. DEFINICION DEL PROBLEMA ............................................................................... 3 4. HIPOTESIS ................................................................................................................... 3 5. OBJETIVOS ................................................. ...................................................................................................... ................................................................. ............ 3 5.1.
OBJETIVO GENERAL ....................................................................................... ......................................................................................... 3
5.2.
OBJETIVO ESPECIFICO ................................................................................... 3
6. MARCO TEORICO ..................................................................................................... 4 6.1.
GEOLOGIA DE BOLIVIA .................................................................................. 4
6.2.
CLASIFICACION DE POZOS SEGÚN SU PROFUNDIDAD ........................ 5
6.3.
CLASIFICACION DE CAMPOS SEGÚN SU RESERVA ............................... 6
6.4. CAMPOS GASIFEROS EN BOLIVIA SEGÚN EL MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y ENERGIA 2011 ........................................................................ 6 6.4.1.
MEGA CAMPOS ........................................................................................... 9
6.4.2.
........................................................................................ .................................... 15 OTROS CAMPOS ....................................................
6.4.3.
MAPA DE CAMPOS GASIFEROS DE BOLIVIA 2017 ......................... 21
6.5.
PRINCIPALES CAMPOS GASIFEROS 2014 – 2016 2016 .................................... 22
7. METODOS Y TECNICAS ..................................................... ......................................................................................... .................................... 23 7.1.
AREA DE ESTUDIO.............................................. ........................................................................................... ............................................. 23
7.2.
TECNICAS ...................................................... .......................................................................................................... ...................................................... 23
7.2.1.
TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE DATOS ........................................ ................................ ........ 23
7.2.2.
INSTRUMENTOS .................................................... ........................................................................................ .................................... 23
7.2.3.
RECURSOS NECESARIOS ............................................ ....................................................................... ........................... 23
8. CONCLUSIONES .................................................. ...................................................................................................... ...................................................... 24 9. RECOMENDACIONES ................................................ ............................................................................................. ............................................. 25 10.
BIBLIOGARFIA .......................................................................... ..................................................................................................... ........................... 28
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1. 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 hidro carburífero 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 información petrolera de Bolivia, mostrando todas las fases
de exploración y explotación (Upstream) de los hidrocarburos que se desarrollan en el territorio boliviano. En esta investigación daremos a conocer las zonas morfo estructurales de Bolivia, la clasificación de los pozos según su profundidad y reserva,
los diferentes campos
productores gasíferos en el país de Bolivia según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía del año 2011, así también nombraremos los mega campos existentes en la actualidad junto con sus tasas de producción y por otra parte las características de dichos campos.
P á g i n a 2 | 28
2. JUSTIFICACION En este tema de zonas productoras de gas es de vital importancia para el Ingeniero Petrolero, ya que es necesario conocer las zonas productoras de gas en Bolivia, para poder realizar así un mejor desarrollo tanto industrial y económico.
3. DEFINICION DEL PROBLEMA Falta de información en el desarrollo técnico de los estudiantes.
4. HIPOTESIS Tener mayor acceso a la información básica de las empresas petroleras acerca de las zonas productoras de gas en Bolivia.
5. OBJETIVOS 5.1. OBJETIVO GENERAL Conocer las diferentes zonas productoras de gas en Bolivia.
5.2. OBJETIVO ESPECIFICO
Indicar la clasificación de los pozos según su profundidad y como también la clasificación de los campos según su reserva.
Conocer las principales propiedades y ubicación de cada pozo productor de gas.
Mencionar los megacampos productores de gas en Bolivia en la actualidad.
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6. MARCO TEORICO 6.1. GEOLOGIA DE BOLIVIA El territorio boliviano geológicamente, ha sido investigado mediante trabajos realizados con fines mineros y petroleros, llegando a contribuir con esta información en la elaboración del
Mapa Geologico de Bolivia, en base al cual se establecieron 10 zonas morfo
estructurales denominadas Provincias Geologicas. (Figura 1 y 2) 1.- Cuña Altiplanica Occidental 2.- Altiplano Oriental 3.- Cordillera Oriental 4.- Inter Andino 5.- Sub Andino 6.- Chaqueña 7.- Beniana 8.- Madre de Dios 9.- Plataforma Mojeño-Chiquitana 10.- Craton de Guapore
F I GURA 1: M apa geológico de Bolivia P á g i n a 4 | 28
F I GUR A 2: Mapa tectónico y provincias geológi cas de Bolivia Las provincias geológicas 2, 5, 6, 7, 8 y 9, son las de mayor interés hidrocarburifero. El mayor esfuerzo exploratorio se concentró en la Provincia Geológica Subandina Centro y Sur, y la faja del Pie de Monte, que dio lugar al descubrimiento de los campos productores de petróleo y gas. La presente memoria se desarrolla siguiendo el ordenamiento por Provincias Geológicas.
6.2. CLASIFICACION DE POZOS SEGÚN SU PROFUNDIDAD Tanto los pozos de exploración como de explotación, son categorizados de acuerdo a su profundidad como:
Someros de 0 - 2000 metros,
Intermedios de 2000 - 4000 metros.
Profundos mayores a 4000 metros. P á g i n a 5 | 28
6.3. CLASIFICACION DE CAMPOS SEGÚN SU RESERVA Existen clasificaciones de reservas a nivel internacional provenientes de la década de los 90`s generalmente aceptadas. (Tabla1).
TABLA 1: Clasificación de campos por reserva recuperables Debido a la existencia y descubrimientos de campos con reservas muchos mayores a los 30 TCF en países como Iran, Qatar, Rusia, entre otros; reciben la clasificación como súper gigante y gigante. Para los campos que se ubican en la Provincia Geológica Subandina y que tienen las mayores reservas de petróleo y gas del país, se ha adoptado el denominativo de “campos grandes” (aunque en el País se los conoce como “MEGACAMPOS” o “MAYORES”).
6.4. CAMPOS GASIFEROS EN BOLIVIA SEGÚN EL MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y ENERGIA 2011 Bolivia produce un gas condensado ya que es un hidrocarburo líquido, con densidad mayor a 45° API, está compuesto principalmente por productos de baja presión de vapor, separados del petróleo en el campo mediante equipos especiales de separación, son de coloración clara a veces con cierto tinte marrón. A continuación se indicara las zonas gasíferas de Bolivia:
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CAMPOS GASIFEROS DE BOLIVIA
OPERADO
UBICACIÓN
FORMACION
GRADO API
PRODUCION
CAMPO CAMBEITI
Cia. RepsolYPF E&P Bolivia
Provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz
Formación Iquiri
62° API
Petróleo 1014205 bbl Gas 3691978 (MPC)
CAMPO LA VERTIENTE
British Gas Bolivia Corporation (BGB)
Departamento de Tarija
Formación Petaca y Formación Yecua.
70.2° API
Petroleo 178 Mbbl Gas 8,42 MMpc
CAMPO LOS SURIS
British Gas Bolivia Corporation (BGB)
Departamento de Tarija
Formación Chorro y Formación San Telmo
59.1° API
Gas 958 MMpc
CAMPO PALO MARCADO
British Gas Bolivia Corporation (BGB)
Departamento de Tarija
Formación Scarpment y formacion Taiguati
69° API
Gas 19.118 MMpc
CAMPO ÑAPUCO
YPFB
Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija
Tc. Yecua, Cb. San Telmo, Cb. Taiguati, Dv. Iquiri, Dv. Iquiri, Dv. Huamampampa
76.2° API
Gas 12,734 MMpc Condesados 71 Mbbl
CAMPO PORVENIR
YPFB
Provincia Luís Calvo del departamento de Chuquisaca
74° API
164.96 BCFs de gas
CAMPO CHACO SUR
YPFB, Occidental y Diamond Shamrock
Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija
Sipuati, Simbolar, Carandaiti y Mandeyapecua.
78.3° API
CAMPO MADREJONES
YPFB
límite fronterizo con la República Argentina, YACUIBA
Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Sistema Devónico.
77° API
14.077.750 Bbls Petroleo Gas 3,878 MMpc Condesado
Gas 9,1 MMPCD
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CAMPO TACOBO
YPFB
Departamento de Santa Cruz
Los Monos, Huamampampa
53.8° API
Gas de 1.15 MMm3/d gas
CAMPO TAJIBO
YPFB
Departamento de Santa Cruz
Petaca, San Telmo y Scarpment
75.5° API
CAMPO VUELTA GRANDE
YPFB
provincia Luis Tapecuá, Grupo Calvo del Tacurú, Cangapi Departamento y Pérmico. de Chuquisaca
Gas 15,746 MMpc Condesados 92 Mbbl Gas 206,425 MMpc Condesado 846 Mbbl
CAMPO NARANJILLOS
YPFB
Ciudad de Santa Cruz de la Sierra
Huamampampa, Icla y Santa Rosa
62.6° API
CAMPO DE RIO GRANDE
YPFB
Departamento de Santa Cruz
Petaca, Yantata, areniscas Bolívar y La Peña del Sistema Carbonífero
69° API
Petalca, San Telmo, Taiguati
71° API
CAMPO COLPA
CAMPO BULO BULO
CAMPO KANATA
CAMPO SIRARI
Bolivian Gulf Oil Company, YPFB, PEREZ COMPANC, PECON ENERGIA S.A. Y PESA YPFB
YPFB y la empresa CHACO S.A.
YPFB
Departamento de Santa Cruz
69° API
71.95 BCFs de gas 493.817 Bls de condensado Gas 29,805 MMpc Condesados 427 Mbbl Gas 21,386 MMpc Condesado 81 Mbbl
Provincia Carrasco del departamento de Cochabamba
Chaco, Yecua y Petaca, Cajones, Yantata e Ichoa, Limoncito, Yapacani y Robore
Provincia Carrasco del departamento de Cochabamba
Guandacay, Tariquía (Grupo Chaco), Yecua y Petaca
Al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra
sistemas Terciario, Cretacico y Devónico
63.4° API
Gas 216,925 MMpc Condesada 3,904 Mbbl
64.9° API
Gas 4,495 MMpc Condesados 70 Mbbl
70.3° API
Gas 43,448 MMpc Condesados 393 Mbbl
P á g i n a 8 | 28
CAMPO VIBORA
YPFB
201 Km. al noroeste de Santa Cruz
Formaciones Yantata, Petaca (Terciario) y Arenisca Sara (Devónico).
72.3° API
Gas 7,896 MMpc Condesado 90 Mbbl
CAMPO YAPACANI
YPFB
Al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra
Petaca (Terciario), Yantata (Jurasico), El Carmen (Devónico)
58° API
Gas 343,177 MMpc Condesado 2,672 Mbbl
CAMPO PALOMA
YPFB ANDINA S.A.
A 175 km. Al noroeste de la ciudad de Santa Cruz
Yecua, Petaca, Yantata, Ichoa, Silurian
54.7 ° API
Gas 39,469 MMpc Condesados 503Mbbl
CAMPO JUNIN
YPFB
Provincia Sara del departamento de Santa Cruz
Formación Sara
69° API
GAS 13 MMpc
CAMPO SANTA ROSA W
YPFB, YPFB Departamento CHACO S.A de Santa Cruz. Provincia Sara
Ayacucho, Sara y Piray
54° API
CAMPO SANTA ROSA
YPFB, YPFB CHACO S.A
Ayacucho, Piray y Sara
53° api
GAS 3.8 MMpc Condesado 20 barriles petróleo GAS 28.4MMpc 45 barriles de petróleo
Departamento de Santa Cruz
6.4.1. MEGA CAMPOS
CAMPO SAN ALBERTO
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. 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 producción de cada pozo son las siguientes.
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F I GUR A 3: Ubicación Campo San Alberto
F I GUR A 4: Mapa base de pozos
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F UGUR A 5: Historial de producción de gas 2000-2011
CAMPO SABALO
El bloque San Antonio se encuentra morfológicamente en el Subandino Sur y ubicado en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija, aproximadamente a 20 Km al oeste de la ciudad de Villamontes. 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 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.
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F UGURA 6: Gas producido
F I GUR A 7: Ubicación de los bloques de Petrobras
F I GUR A 8: Restricciones de producción para los pozos
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CAMPO MARGARITA
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 La Tabla I.38 muestra los datos petrofísicos de la Fm. Huamampampa que fueron obtenidos a partir de los datos aportados por el pozo MGR-X1 y que permitieron efectuar las estimaciones iniciales de las reservas de hidrocarburos existentes en este campo. En la Tabla I.39, se detallan la nomenclatura de los reservorios productores de gas y condensado de la Fm. Huamampampa y su distribución en profundidad en los pozos MGRX1, MGR-X3 y MGR-4.
F I GUR A 9: Propiedades petrofísicas por zonas
F I GUR A 10: Distribución de reservorios y niveles productivos
P á g i n a 13 | 28
F I GURA 11: Ubicación del pozo
F I GURA 12: Gas producido
CAMPO ITAU
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 ZAPATA EXPLORATION COMPANY, quienes habían obtenido previamente estos bloques de YPFB bajo el Contrato de Riesgo Compartido 08/97 suscrito mediante INSTRUMENTO PÚBLICO 2685/97. TOTAL E&P BOLIVIA perforó 3 pozos profundos Itau-X1, Itaú-X1A, Itau-X2 e Itaú-X3 en los años 1999, 2001 y 2004 respectivamente. P á g i n a 14 | 28
F I GURA 13: Campos
6.4.2. OTROS CAMPOS
CAMPO CAMBEITI
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. Geográficamente se encuentra ubicado en la Provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz. Morfoestructuralmente forma parte del Subandino Sur.
CAMPO LA VERTIENTE
La trampa del campo La Vertiente es una estructura anticlinal de orientación N-S, con su flanco Oriental afectado por la falla La Vertiente. En la lámina colgante de esta fractura se encuentran los reservorios productores de petróleo.
CAMPO LOS SURIS
El campo Los Suris se descubrió en 1981 e inició su producción el año 1999, de los reservorios de la formación Chorro A, B, y C, el reservorio principal de este campo está compuesto por un paquete de arenas (Chorro Productivo) de edad carbonífera y como reservorios adicionales están los canales arenosos de la Formación San Telmo.
CAMPO PALO MERCADO
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La estructura Palo Marcado se origina por el mecanismo de pliegues por flexión de fallas; en el borde Este de la estructura se despliegan superposiciones que cortan la culminación y el flanco Oriental.
CAMPO ÑAPUCO
El Campo Ñupuco geográficamente está ubicado en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija; es productor de gas y condensado habiendo producido desde su descubrimiento 50.86 BCFs de gas y 869.087 Bls de condensado hasta el 30 de abril del 2006. 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.
CAMPO PORVENIR
Geográficamente el Campo Porvenir se halla situado en la Provincia Luís Calvo del departamento de Chuquisaca. Actualmente el campo se encuentra agotado y todos sus pozos cerrados. La empresa Vintage 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 164.96 BCFs de gas y 14.077.750 Bbls de condensado hasta el 30 de abril del 2006.
CAMPO CHACO SUR
El campo Chaco Sur, geográficamente se encuentra en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, 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. 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 P á g i n a 16 | 28
estructura de Ñupuco, esta culminación está separada del principal campo por una Silla estructural que separa ambos altos estructurales.
CAMPO MADREJONES
El campo Madrejones se ubica en el sur de Bolivia sobre el límite fronterizo con la República Argentina, está a una distancia de 7 km de la 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. 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.
CAMPO TACOBO
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. 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.
CAMPO TAJIBO
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.
CAMPO VUELTA GRANDE
El Campo Vuelta Grande se encuentra ubicado en la provincia Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca. Morfológicamente está emplazado en el Piedemonte Sur. 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 P á g i n a 17 | 28
comerciales en las Formación Cangapi y Grupo Tacuru a una profundidad de 2.300m y 2.080m, respectivamente. La producción se inició en junio del 1983.
CAMPO NARANJILLOS
El Campo Naranjillos se encuentra a 25 Km. al sudoeste de la Ciudad de Santa Cruz de la Sierra. 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 del 2006 71.95 BCFs de gas y 493.817 Bls de condensado.
CAMPO DE RIO GRANDE
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. 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.
CAMPO COLPA
Fue descubierto por Bolivian Gulf Oil Company en el año 1962, habiendo sido desarrollado y explotado por esta compañía hasta octubre de 1969. YPFB a partir de octubre de 1969 administra y ejecuta operaciones en el campo durante 20 años. En 1989, la empresa PEREZ COMPANC, PECON ENERGIA S.A. Y PESA inicia las operaciones de su reactivación, tarea que continua actualmente. Es un campo en etapa de explotación y su producción está en su máximo índice. La secuencia estratigráfica del campo Colpa está muy bien definida por los múltiples pozos de desarrollo perforados y se identifican las unidades formacionales por los reservorios que cada formación contiene. P á g i n a 18 | 28
CAMPO BULO BULO
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 Subandina Central. 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.
CAMPO KANATA
Se encuentra ubicada en la zona de fore Land del Subandino Centro, 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.
CAMPO SIRARI
Campo básicamente gasífero descubierto por YPFB con la perforación del pozo SIR-X1 en 1988. Fue puesto en producción desde ese año y consiguientemente desarrollado. En total se perforaron 16 pozos de los cuales al 30-Abr-2006, 8 son productores, 0 abandonados y 2 inyectores de gas. En ambos reservorios se re-inyecta gas. El campo Sirari está conformado por los reservorios Petaca y Yantata, ambos productores de gas y condensado. La producción total del campo es de 6.651.786 bls de condensado y 107.409 MMpc de gas.
CAMPO VIBORA
Campo básicamente gasífero descubierto por YPFB con la perforación del pozo VBR-X1 en 1988. Fue puesto en producción desde ese año y el subsiguiente desarrollo. En total se perforaron 33 pozos de los cuales, al 30-Abr-2006, 16 son productores por surgencia P á g i n a 19 | 28
natural, 2 abandonados y 4 inyectores de gas. Se re-inyecta gas a los reservorios Yantata y Sara. A fines de 1998, a raíz de un descontrol, el pozo VBR-002 fue abandonado, perdiéndose sus reservas de gas y petróleo. No existen informes técnicos sobre este descontrol en Andina ni en YPFB. El pozo VBR-002 poseía buen potencial productivo como indican los caudales registrados a Nov-98: 867 bpd de petróleo y 25,1 MMpcd de gas. Hasta el 30/04/2006 el campo Víbora ha producido 17.614.756 bls de condensado y 184.652 MMpc de gas.
CAMPO YAPACANI
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 19 pozos, de los cuales 13 tienen capacidad de producir por surgencia natural y un pozo abandonado. El total producido del campo Yapacaní llega a 1.943.660 bls de condensado y 68.443 MMpc de gas. El reservorio Yantata sufrió una sobre-inyección de gas hasta 1995.
CAMPO PALOMA
El campo entró en producción el año 1996, luego de ser descubierto con la perforación del pozo PLM-X1. Se identificó un casquete gasífero y petróleo en la formación Lower Petaca, y gas con condensado asociado en el reservorio Yantata. Se perforaron 22 pozos en total, de los cuales, 15 son productores activos, 2 son inyectores activos de gas en Yantata (inyectan prácticamente el mismo volumen de gas que se extrae del reservorio, con el fin de mejorar la recuperación de líquidos y ayudar a mantener la presión del reservorio) y 5 están inactivos.
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6.4.3. MAPA DE CAMPOS GASIFEROS DE BOLIVIA 2017
P á g i n a 21 | 28
6.5. PRINCIPALES CAMPOS GASIFEROS 2014 – 2016 La producción neta de gas natural de los megacampos Sábalo y San Alberto, en el sur del país, disminuyó en hasta 15,17% en 2016. Ambos yacimientos en 2015 producían 25,91 millones de metros cúbicos de gas día (MMmcd), pero en 2016 el volumen se redujo a 22,64 MMmcd, según las estadísticas por actividad económica publicadas por el Instituto Nacional de Estadística (INE). La producción de San Alberto reflejó un descenso de 15,17%, según datos comparativos entre 2015 y 2016, y de Sábalo en 11,6% (F igura 4) Ambos campos, ubicados en Tarija, aportaron con el 39% de los 57,93 MMmcd de gas que se produjo en el país el año pasado en las diferentes regiones. A diferencia de los dos anteriores, el bloque Margarita-Huacaya, ubicado entre Tarija y Chuquisaca, incrementó su producción de 17,82 MMmcd, en 2015, a 18,19 MMmcd, es decir un 2,07% más. Asimismo, el pasado año entró en producción Incahuasi-Aquío, en Santa Cruz, con 1,95 MMmcd. Es operado por las empresas Total, Gazprom y Tecpetrol.
F igura 14: Producción de gas de los principales campos 2014-2016 P á g i n a 22 | 28
7. METODOS Y TECNICAS 7.1. AREA DE ESTUDIO Area: Bolivia Subarea: Zonas productoras de gas en Bolivia Producción: 7.2. TECNICAS 7.2.1. TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE DATOS La técnica que aplicamos para el desarrollo de este tema “Zonas gasíferas en Bolivia” es una técnica investigativa, en los cuales
utilizamos datos e información obtenidos de libros, páginas de internet, etc.
7.2.2. INSTRUMENTOS Los instrumentos que se utilizaron para el desarrollo del tema fueron la recopilación de información a través de páginas de internet.
7.2.3. RECURSOS NECESARIOS Para el desarrollo de esta investigación se requirió de: Ploteo del mapa: 15 bs. Cartulinas: 25 bs. Hojas de colores: 7 bs. Letreros: 15 bs. Internet: 10 bs. Impresión: 17 bs. Marcadores: 9 bs. Plastoformo: 20 bs. Chinches: 5 bs. Costo total: 123 bs.
P á g i n a 23 | 28
8. CONCLUSIONES
Tanto los pozos de exploración como de explotación, son categorizados de acuerdo a su profundidad que estas se dividen en tres, tales como pozos someros que se encuentran a una profundidad de 0 a 200 metros, los pozos intermedios se encuentran a una profundidad de 2000 a 4000 metros y por ultimo tenemos los pozos profundos estos deben ser mayores a 4000 metros. La clasificación de los campos según su reserva es clasificada como súper gigante, gigante, grande, mediano y pequeño.
A la hora de realizar una investigación de zonas productoras de gas en Bolivia se tiene una gran variedad de tasas de producción que van variando según pasan los años y como también la vida que tiene cada pozo, en gran parte estas zonas gasíferas se encuentran en los departamentos de Cochabamba, Santa Cruz, Tarija y Chuquisaca.
En la actualidad se pudo constatar que los megacampos que tienes Bolivia son Sábalo, Margarita y San Alberto; ya que ambos yacimientos en 2015 producían 25,91 millones de metros cúbicos de gas día (MMmcd), pero en 2016 el volumen se redujo a 22,64 MMmcd, según
las
estadísticas por actividad
económica
publicadas por el Instituto Nacional de Estadística (INE).
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9. RECOMENDACIONES
Tener mayor atención al momento de los cambios que existen en las diferentes tasas de las zonas productoras de gas en Bolivia, ya que estos datos son útiles para poder saber la situación productiva del área.
Rebuscar información a mayor profundidad (bibliotecas, páginas de internet, tesis, etc.) por que estas informaciones son útiles para los estudiantes y profesional de las carreara de Ingeniería en Gas y Petróleo.
Las empresas de exploración y producción deberían brindar o hacer pública la información acerca de las zonas gasíferas en Bolivia, debido a que no son tan fáciles de obtenerlas.
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9. ANEXOS
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CAMPO: Un campo es una extensión areal en superficie, proyectada y delimitada de manera vertical, que contiene uno o más reservorios en subsuelo y con un número de pozos necesarios para alcanzar una óptima explotación, así como instalaciones para la recolección de la producción.
CONDENSADO: Es un hidrocarburo líquido, con densidad mayor a 45° API, está compuesto principalmente por productos de baja presión de vapor, separados del petróleo en el campo mediante equipos especiales de separación, son de coloración clara a veces con cierto tinte marrón.
EXPLORACIÓN: Corresponden a todos los trabajos de reconocimiento superficial como levantamiento geológico de superficie, levantamientos aerofotogramétricos, magnetotelúricos, topográficos, gravimétricos, magnetométricos, sismológicos, geoquímicos y perforación de pozos o cualquier otro trabajo tendiente a determinar la existencia de hidrocarburos en un área geográfica.
HIDROCARBUROS: Los compuestos de carbono e hidrógeno, incluyendo sus elementos asociados que se presentan en la naturaleza, ya sea en el suelo o en el subsuelo, cualquiera que sea su estado físico.
POZO EXPLORATORIO: El pozo perforado para probar un campo donde no se haya encontrado hidrocarburos con potencial comercial y extraer información directa del subsuelo. Asimismo, son pozos exploratorios: a) los dos pozos siguientes al primer pozo descubridor de hidrocarburos con potencial comercial, que tengan por objetivo delimitar el campo; y b) cualquier pozo productor o inyector, que sea posteriormente profundizado para probar un campo diferente.
POZO DE E XPLOTACI ON: Llamados también pozos de desarrollo, tienen el objetivo de extraer o producir petróleo y/o gas de los yacimientos confirmados previamente como comercialmente rentables. La cantidad y ubicación de pozos está definida por la magnitud areal del campo, propiedades petrofísicas del reservorio y los fluidos a ser producidos, a fin de lograr eficiencia en el área de barrido para una óptima explotación. P á g i n a 27 | 28
10. BIBLIOGARFIA http://www.paginasiete.bo/economia/2014/5/7/tres-megacampos-concentranproduccion-20794.html http://reporteenergia.com/v2/cae-en-19-la-produccion-del-megacampo-de-gas-sanalberto/ http://www.anh.gob.bo/index.php?N=dteyp https://es.scribd.com/doc/149202086/Campos-Gasiferos-y-Petroliferos-de-Bolivia http://www2.hidrocarburos.gob.bo/
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