Pozo BJO-X2, 88 años de producción continua de petróleo
16/11/2012 - 13:30:09
Desafiando cualquier pronóstico petrolero sobre la vida útil de un reservorio, el pozo Bermejo X2 (BJO) del Campo Bermejo, ubicado en la serranía Candado-Suaruro en el Subandino Sur, contribuye en forma continua a la producción nacional de petróleo para el mercado interno, hace 88 años. Se trata del primer pozo de desarrollo estable de petróleo en Bolivia y está ubicado en uno de los megacampos más grandes de líquidos descubiertos en Latinoamérica, coinciden algunos expertos. Este campo forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Arrozales y Bermejo, situados en la provincia Arce, al sudeste del departamento de Tarija. La información fue extractada de la edición tercera de la revista “Yacimientos”, medio de difusión de la estatal petrolera que se encuentra en circulación nacional. “Bermejo, Camiri y Sanandita son tres de los cam pos más antiguos que entraron en
explotación en el país en los años 1920 y 1930 y que todavía mantienen producción estable o continua, con excepción de Sanandita. Decir que un pozo tiene 88 años de explotación
continua es hablar de grandes reservas de líquidos”, sostiene el Director de Desarrollo y
Producción de YPFB, Ing. Rolando Mendoza Rioja. Actualmente, el campo tiene en total 41 pozos perforados, de los cuales cinco son productores, cuatro inyectores, 11 se encuentran en reserva y 21 pozos fueron abandonados. El pozo BJO-X2 registra una producción acumulada de 727.131 barriles, al 1 de enero de 2012, con una densidad de crudo de 24.7 grados API (American Petroleum Institute). En la actualidad produce 35 barriles por día (BPD) de petróleo, constituyéndose en el mejor pozo productor del Campo para reservorios someros del sistema carbonífero. Pozo descubridor. La transnacional Standard Oil creó su filial en el país el 16 de noviembre de 1921, año en el que recibió todos los derechos de la concesión de la Richmond Levering, a espaldas del gobierno de turno, empero un año más tarde el Ejecutivo aprobó esa transferencia a través de un contrato desventajoso para el país. “Si se habla en un terreno de realidad práctica del monopolio de la Standard Oil, preciso
será confesar que no está en nuestra manos el evitarlo. Ello será el aporte de un gran capital para emprender trabajos en considerable escala. Este es un fenómeno económico que pertenece al de las grandes industrias que existen en el mundo y forzosamente ha de venir a Bolivia”, mencionó el entonces presidente de Bolivia, Baustista Saavedra Mallea (1921 – 1925) en una carta enviada al Senado Nacional. Las concesiones que había recibido la Richmond Levering fueron ilegalmente cedidas a la Standard Oil en 1921, vulnerando una cláusula del contrato que prohibía expresamente tal cesión. A pesar de ello, el gobierno de Saavedra aprobó el nuevo status en 1922. Dentro de una visión liberal era entendible que el gobierno de Saavedra creyera que la inversión externa era la única que podía desarrollar una industria tan cara como el petróleo. Sobre esa lógica, se favoreció plenamente la llegada de una de las empresas petroleras más poderosas del mundo. Pero este criterio tuvo su contraparte en el entonces diputado Abel Iturralde, otrora “Centinela del Petróleo”.
Los primeros pozos BJO-X1 y BJOX2, fueron perforados entre los años 1922 a 1924 por la Standard Oil Company, resultando el pozo BJO-X2 descubridor de hidrocarburos líquidos en sedimentitas del Sistema Carbonífero correspondientes a las formaciones Tarija y Tupambi en 1924, durante la presidencia de Bautista Saavedra. “El BJO-X1 se empezó a perforar el 24 de agosto de 1922. A 317 metros se observaron
pequeñas manifestaciones de aceite. Se siguió perforando hasta los 573 metros y como no se notó ninguna otra manifestación del petróleo, se abandonó trasladando la maquinaria del pozo (…) El pozo BJO-X2 empezó a perforarse el 17 de enero de 1924; a los 185 metros, se notó ya la presencia del petróleo; a los 450 metros, se encontró una pequeña capa petrolífera con un rendimiento de 80 barriles diarios”. (La República, 26 de octubre de 1924). El pozo somero alcanzó una profundidad de 1.960 pies y comenzó con una producción inicial de 1.500 barriles por día (BPD), a partir de los cuales se empezó a desarrollar el Campo con la perforación de seis pozos superficiales adicionales con resultados positivos
en petróleo y gas asociado. Las notas intercambiadas el 18 de septiembre de 1924 por Thomas R. Armstrong, representante de la Standard Oil Company of Bolivia y Víctor Navajas, entonces ministro de Industria, confirmaron la seriedad de la compañ ía, refleja la prensa de la época. “Hemos
encontrado varias manifestaciones de petróleo espeso en el pozo Bermejo; calculamos que produciría 500 barriles diarios. Esperemos que perforando subsiguientemente demostrará un campo petrolífero comercial”. (La República, La Paz, 20 de septiembre de 1924). “Correspondo a su atento oficio por el que se sirve poner en conocimiento de este
Ministerio, que por cable transmitido a esa compañía se le comunicó que en pozo de exploración Bermejo se ha encontrado a los 1.960 pies, varias manifestaciones de petróleo espeso, calculándose una producción de 500 barriles diarios”, felicitaba Navajas a la
Standard en un artículo reflejado por el periódico La República de esa época. En total se perforaron 30 pozos hasta 1937. Entre 1925 y 1936, la Standard produjo 773.792 barriles, pero se comprobó que había exportado petróleo de contrabando a la Argentina, por lo menos hasta 1928. En 1937, rescindió contrato a la Standard Oil y la concesión petrolera pasó a ser administrada por YPFB. Entre los años 1943 al 1966, se continuó el desarrollo del campo en forma intensiva con la perforación de 39 pozos de desarrollo de las formaciones de Tupambi y Tarija productores de líquidos. YPFB investigó en las formaciones más profundas, perforándose los pozos: BJO-X42, BJO-X43 con el objetivo de explorar reservorios del Devónico. Dichos pozos fueron abandonados por razones de capacidad de equipo y por dificultades en los accesos a las locaciones. Entre los años 1983-1986, con la perforación del pozo BJO-X44, ubicado en zona de culminación, ligeramente desplazado hacia el sector Norte y flanco Este de la culminación, se descubrió el reservorio profundo Huamampampa, importante productor de gas y condensado. Pluspetrol, opera el campo Bermejo. El 21 de mayo de 2007, YPFB y Pluspetrol Bolivia Corp. S.A. suscriben el contrato de Operación “Campos Bermejo – Toro, Barredero – Tigre y San Telmo, con una superficie de 4.04 parcelas (10.087,50 hectáreas). La producción de petróleo del Contrato “Bermejo y Otros” proviene de los Campos
Bermejo y Toro (niveles someros de la Formación Tarija), mientras que la producción de gas natural se obtiene del pozo BJO-X44 (niveles profundos del Devónico, Fm. Huamampampa); este pozo fue puesto en producción regular en fecha 10 de diciembre de 1990, mientras que los campos Bermejo y Toro se remontan a la época de la Standard Oil. La Ley 2678 declara a la ciudad de Bermejo como “Pionera de la Industria Petrolera Boliviana”, y “Monumento Nacional”, al Pozo Petrolero BJO-X2, descubridor de petróleo en Bolivia, localizado en la Serranía de “El Candado”, Segunda Sección de la Provincia
Arce del Departamento de Tarija, en la Zona de Bermejo. 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.
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NUEVOS MÉTODOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS QUE PUEDEN APLICARSE EN BOLIVIA Posted by Grisel Jiménez ⋅ abril 7, 2012 ⋅ Dejar un comentario Gisela Fuentes Cuba Catedrática Universidad del Valle Cochabamba Ingeniera Química Maestría en Ingeniería Ambiental Supervisor de Procesos de Refinación YPFB –
RESUMEN El petróleo y el gas, desde tiempos inmemoriales, se han utilizado para el desarrollo del hombre en las diferentes etapas de su vida. Su importancia radica en que los hidrocarburos se han constituido en la principal matriz energética en todo el mundo, además de ser la materia prima más importante de la Industria Petroquímica. Para su producción, es necesario realizar la perforación y terminación de pozos productores. En esta área, se han estado desarrollando nuevos equipos, materiales, herramientas y operaciones con el objetivo de reducir tiempos de ejecución y/o de terminación de pozos y, por lo tanto, de disminuir el costo operativo y de materiales. En el presente trabajo, se mencionarán algunos de los métodos y materiales alternativos para llevar a cabo estas operaciones, especialmente en los que están involucradas la tubería y las conexiones. La experiencia lograda hasta el presente mediante el estudio, análisis, propuestas y realización de operaciones, con productos alternativos, permite anticipar que el empleo de nuevas técnicas
o productos conlleva un importante ahorro económico y ventajas operativas, económicas y medio ambientales. En nuestro país, una de las técnicas que puede tener un gran impacto de desarrollo económico es la recuperación de pozos de baja producción con la implementación de la Perforación con terminación tubingless. Uno de los requerimientos de esta metodología es contar con un amplio conocimiento geológico y presenta excelentes ventajas operativas, económicas y medio ambientales. INTRODUCCIÓN Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), creado el 21 de diciembre de 1936, durante el Gobierno del Cnl. David Toro, es una empresa pública boliviana dedicada a la exploración, explotación, destilación y venta del petróleo y sus productos derivados. La Misión de esta empresa petrolera es ser un líder en el sector energético, pilar y motor del desarrollo económico y social del país, con capacidad de gestión corporativa y proyección internacional. Parcialmente privatizada y relegada de la producción a partir de 1997, fue refundada el 1 de mayo de 2006, al disponer el gobierno de Evo Morales la nacionalización de los hidrocarburos y, consecuentemente, todas las etapas de su proceso productivo. Para poder aprovechar la energía del petróleo y del gas, es necesario extraerlos de los yacimientos o reservorios, que se encuentran a grandes profundidades. Una vez extraídos, se debe tratarlos hasta obtener productos finales. Origen y Formación del Petróleo El petróleo se presenta de forma natural en depósitos de roca sedimentaria y sólo en lugares en los que hubo mar o donde haya podido emigrar por movimientos y fallas tectónicas. Su color es variable, entre el ámbar y el negro. De esta manera, los restos de animales y plantas, cubiertos por arcilla y tierra durante muchos millones de años, sometidos por tanto a grandes presiones y altas temperaturas, junto con la acción de bacterias anaerobias, originan la formación del petróleo. Los Factores para su formación son:
Ausencia de aire Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino) Gran presión de las capas de tierra Altas temperaturas Acción de bacterias
El hecho de que su origen sea muy diverso, dependiendo de la combinación de los factores anteriormente citados, provoca que su presencia sea también muy variada: dentro de rocas porosas y entre los huecos de las piedras, líquido volátil, es decir, un líquido que se vuelve gas al contacto con el aire y, finalmente, semisólido, con textura de ceras. En cualquier caso, el petróleo, de por sí, es un líquido y se encuentra mezclado con gases y con agua. Figura Nº 1. Esquema de las Trampas de Petróleo
Fuente: (1) Tabla Nº 1. Composición del petróleo crudo Gasolina (C5 C10) 31% Kerosén (C11 C12) 10% Gasoil (C13 C20) 15% Lubricante oil (C20-C40) 20% Residuo (C40+) 24% TOTAL 100% Fuente: (2) –
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Tabla Nº 2. Composición del Gas Natural 80-90% CH4 Metano 4-10% C2H6 Etano 2-3% C3H8 Propano 0.5-2% C4H10 Butano < 1% C5H12 Pentano <1% C6H14 Hexano < 0.5% C7H16+ Heptano Plus
Impacto remedian los suelos empetrolados Jueves 29 de Noviembre 2012 ENERGY PRESS
Existen más de 10 mil metros cúbicos de suelos empetrolados en el área de dos pozos que fueron abandonados hace casi 50 años en el campo Sanandita, específicamente los pozos SAN X3 y SAN 31. Se han removido 1.264 metros cúbicos (m3) y se extrajeron y transportaron más de 7.000 m3 de volumen de suelos. Como éstos hay una serie de pozos que nunca fueron tratados después de su abandono. Y es que la actividad petrolera desplegada en Bolivia, que se inició en 1912 con la perforación del primer pozo, se desarrolló sin ningún criterio ambiental hasta la vigencia de la normativa ambiental (1996), según indica un informe de YPFB Corporación en una reciente publicación. En ese lapso de tiempo se generaron una serie de pasivos ambientales, cuya situación actual es desconocida en la mayoría de los casos o cuenta con muy poca información, por lo que deben realizarse estudios de diagnóstico y, a partir de ello, elaborar propuestas técnicas y económicas para llevar adelante la remediación ambiental correspondiente en las áreas que se encuentren afectadas, indica el informe. La implementación de medidas de remediación y restauración ambiental se aplicaron en todos aquellos pozos petroleros antiguos y sus instalaciones accesorias, que de acuerdo a los estudios realizados estuvieron produciendo un impacto ambiental. Impacto en los suelos Desde que el Estado asumió el control de los hidrocarburos e YPFB Corporación se hizo cargo de las operaciones del sector, priorizó, de acuerdo a estudios, las zonas más afectadas con hidrocarburos.
En ese sentido, se iniciaron operaciones de remediación. Los primeros pozos considerados como pasivos ambientales hidrocarburíferos más críticos a nivel nacional fueron los pozos SAN-31 y SAN-X3. Estos dos pozos se encuentran en el campo Sanandita, municipio de Yacuiba, provincia Gran Chaco del departamento de Tarija. Los pozos fueron abandonados, a requerimiento de YPFB, por la Empresa Equipetrol S.A. del 1 al 26 de Julio de 2011. El abandono técnico de pozos se encuentra normado en el capítulo IV del DS 28397 Reglamento de normas técnicas y de seguridad para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. En base al Reglamento se determinó qué operaciones se realizarían para el abandono del pozo. En el pozo SAN-X3 se colocaron tres tapones de cemento en los tramos: (441-399m), (233.71-203.32m), (203.32-0m). En el SAN – 31 se balanceó dos tapones de cemento en los tramos (444-363.66 m) y (218.38 – 0m). En el caso del proyecto de remediación de pasivos ambientales en el campo Sanandita, para los pozos SAN-31 y SAN-X3, se destinó un presupuesto de más de Bs 7 millones y la empresa Sesiga Buhos se adjudicó el trabajo. En el proyecto actualmente se realiza el retiro, transporte y tratamiento de suelos en el campo de biopilas y landfarming de la planta Sunchal. A la fecha se retiró 7.764 m3 de suelo. Otras áreas En áreas de contrato, como en el campo Caigua, se abandonaron los pozos CAI-8 y CAI-6 ubicados también en Yacuiba. De acuerdo al procedimiento de remediación ambiental establecido, para la gestión 2012 se determinó la habilitación de una vía de acceso a los pozos y el abandono definitivo de los mismos. La fase de abandono, remediación y restauración se implementará en la gestión 2013. Son siete pozos situados en la provincia Gran Chaco de Tarija, entre los que figuran, SAN-2, SAN-9, SAN-17, SAN-26, SAN-28, SAN-32 e Itavicua. Estas áreas amenazan el medio ambiente con emanaciones de líquidos, son suelos con concentraciones que serán removidos, mientras otros no requieren tratamientos, porque las concentraciones se encuentran por debajo de los límites permisibles. De modo que se aplicarán medidas de restauración y revegetarán la zona. Emanación de líquidos En junio del año 2005 los habitantes de El Chorro, en las proximidades de Sanandita, denunciaron que emanaba petróleo de estos pozos, contaminando las aguas de la quebrada. El derrame fue constatado por una comisión de la prefectura de Tarija, verificando la contaminación de la quebrada que abastece también para el riego agrícola. Contaminación
Datos. Breve antecedente del pozo SAN X3 que dejó de operar hace casi 50 años, causando después de su abandono contaminación tras un derrame. 1963. YPFB deja de operar, lugareños manipulan la válvula para obtener petróleo, también la compañía SERPETBOL obtuvo petróleo del SAN X3 durante cuatro meses. 1990. Un derrumbe ocasiona la ruptura de la válvula lateral del pozo SAN X3 que ocasiona un derrame intenso de petróleo. 2005. YPFB realiza trabajos técnicos de emergencia para controlar el derrame, recomendando postergar el trabajo de remediación de suelos hasta que termine de escurrir el petróleo. Se estableció un promedio de 67 litros de emisiones de petróleo por día. 2011. Noviembre 19 se da la orden de proceder para la remediación a Sesiga Buhos. Tarea Refinería remediará pasivos YPFB Refinación anunció una licitación para la remediación de pasivos que se hallan en las piscinas Sludges, que según el gerente general, Guillermo Achá, nunca se han tratado. De acuerdo a un ensayo publicado hace dos años, en el caso de la refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba; la posibilidad de daño ecológico es grande. En las piscinas de Sludge se almacenan los desechos finales de todo el sistema de tratamiento. En éstas, principalmente en la época de lluvia, se producen derrames que al rebalsar dañan la vegetación. Por ello, se pensó en implementar el sistema de tratamiento de lodos. Autor: Yandira Toledo
