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1. INTRODUCCION
En el mundo, el petróleo, el gas y sus derivados, en estado gaseoso o liquido, contribuyen con el 60 % de la energía utilizada en transporte, industrias, comercio y residenciales, un porcentaje que en Estados Unidos de América alcanza al 62 % en 1998 y en la argentina llaga al 88 %. La producción mundial de petróleo que está a cargo de las compañías conocidas como “petroleras”, estas compañías petroleras pueden producir tanto petróleo como gas dependiendo del reservorio donde se va a extraer los productos. Estas compañías se agrupan en diferentes categorías que pueden ser compañías estatales (controladas por el gobierno), y las compañías privadas o transnacionales (Petrobrás, Repsol). Bolivia es considerada como un país petrolero y gasifero, debido a que en su extenso territorio presenta diferentes tipos de yacimientos ya sea de gas o de petróleo. Bolivia exporta actualmente 26 millones de metros cúbicos de gas al día a Brasil, y a la argentina exporta promedio de 4,6 millones de metros cúbicos de gas día. día. Esta cifra es el total del gas exportado en metros cúbicos día. Bolivia en su extenso territorio presenta diferentes tipos de yacimientos que se encuentran en diferentes partes del país, los megacampos que tiene Bolivia se encuentran en el departamento de Tarija como ser San Alberto, Itau, Margarita, Etc. El pozo que nos interesa para realizar el estudio se el Megacampo San Alberto. 2 JUSTIFICACION
En el presente proyecto se realizarán diferentes estudios, a continuación se enuncian las razones por la cual es conveniente llevar a cabo la investigación en base a las siguientes justificaciones.
Con el presente proyecto se pretende lograr la ubicación del pozo San Alberto, para que así los estudiantes estu diantes de la carrera de Gestión Petróleo Gas
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puedan conocer sus diferentes características que presenta el pozo San Alberto. 2.1 Misión
Dar una mejor atención y la rapidez en nuestro servicio a las distintas empresas petroleras 2.2 Visión
Ser la mejor empresa en la ubicación de pozos de petróleo o gas en Bolivia, utilizando SIG. 3 OBJETIVO
El objetivo general que se pretende alcanzar con presente trabajo es el siguiente: 3.1 Objetivo general
Implementar un Sistema de Información Geográfica (SIG), en Bolivia para una mejor ubicación de los pozos petroleros que existen. 3.2 Objetivos específicos
Ubicación del pozo San Alberto.
Programas a utilizar para la ubicación del pozo (GPS)
Determinar sus diferentes características del pozo.
4 MARCO TEORICO
El trabajo de investigación se sustentara teóricamente con los siguientes temas. 4.1 Que es un SIG?
“Los Sistemas de Información Geográfica (SIG) ofrecen numerosas ventajas respecto a la cartografía convencional, puesto que de forma automática permiten manejar datos espaciales internamente referenciados, producir mapas temáticos y
realizar procesos de información de tipo digital” (CONESA GARCÍA, 1996).
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·
Puede hablarse de definiciones globales, funcionales y tecnológicas.
·
Un Sistema de Información Geográfica puede definirse como un complejo sistema de „hardware‟ y „software‟ que tiene como objeto la comprensión y análisis de datos espaciales georrefenciados cuyo fin último es ayudar a las diversas actividades humanas donde los datos espaciales tienen un papel determinante.
·
Básicamente un SIG está estructurado por cuatro elementos fundamentales que son: hardware, software, datos y liveware1 (BARREDO, 1996).
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4.1.1 Cuáles son los componentes de un SIG?
El sistema está basado en la implementación de las 4 capacidades siguientes
• entrada de datos • Administración de los datos (recuperación y almacenamiento) • Análisis y manipulación • Salida de datos visual, mapas por lo general. Entre las ventajas que este tipo de herramienta proporciona se pueden mencionar:
• La información se mantiene centralizada y ordenada y se puede compartir entre los distintos usuarios
• La información se muestra en forma visual y asociada a un conjunto de atributos que describen las características de la componente espacial. Esta característica es la que los hace diferentes a otros gestores de datos.
• La base de datos es dinámica y permite la entrada de nuevos datos de forma sencilla
• Se puede utilizar software libre para su implementación y los datos siguen un formato estándar que los hacen compatibles con otros sistemas.
• ahorra tiempo y dinero 4.1.1.1 Equipo (HARDWARE)
Es donde opera el SIG. Hoy por hoy, programas de SIG se pueden ejecutar en un amplio rango de equipos, desde servidores hasta computadores personales
usados en red o trabajando en modo “desconectado”.
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4.1.1.2 Programa (SOFTWARE)
Los programas de SIG proveen las funciones y las herramientas necesarias para almacenar, analizar y desplegar la información geográfica. Los principales componentes de los programas son:
♦ Herramientas para la entrada y manipulación de la información geográfica. ♦ Un sistema de manejador de base de datos (DBMS) ♦ Herramientas que permitan búsquedas geográficas, análisis y visualización. ♦ Interface gráfica para el usuario (GUI) para acceder fácilmente a las herramientas. 4.1.1.3 Datos
Probablemente la parte más importante de un sistema de información geográfico son sus datos. Los datos geográficos y tabulares pueden ser adquiridos por quien implementa el sistema de información, así como por terceros que ya los tienen disponibles. El sistema de información geográfico integra los datos espaciales con otros recursos de datos y puede incluso utilizar los manejadores de base de datos más comunes para manejar la información geográfica. 4.1.1.4 Recursos humanos
La tecnología de los SIG está limitada si no se cuenta con el personal que opera, desarrolla y administra el sistema; Y que establece planes para aplicarlo en problemas del mundo real. 4.1.1.5 Procedimiento
Un SIG operará acorde con un plan bien diseñado y con unas reglas claras del negocio, que son los modelos y las prácticas operativas características de cada organización. 4.2 Cuáles son la aplicación de los Sistemas de Información Geográfica?
La utilidad principal de un Sistema de Información Geográfica radica en su capacidad para construir modelos o representaciones del mundo real a partir de
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las bases de datos digitales y para utilizar esos modelos en la simulación de los efectos que un proceso de la naturaleza o una acción antrópica produce sobre un determinado escenario en una época específica. La construcción de modelos constituye un instrumento muy eficaz para analizar las tendencias y determinar los factores que las influyen así como para evaluar las posibles consecuencias de las decisiones de planificación sobre los recursos existentes en el área de interés. En el ámbito municipal pueden desarrollarse aplicaciones que ayuden a resolver un amplio rango de necesidades, como por ejemplo:
♦ Producción y actualización de la cartografía básica. ♦ Administración de servicios públicos (acueducto, alcantarillado, energía, teléfonos, entre otros)
♦ Inventario y avalúo de predios. ♦ Atención de emergencias (incendios, terremotos, accidentes de tránsito, entre otros.
♦ Estratificación socioeconómica. ♦ Regulación del uso de la tierra. ♦ Control ambiental (saneamiento básico ambiental y mejoramiento de las condiciones ambientales, educación ambiental)
♦ Evaluación de áreas de riesgos (prevención y atención de desastres) ♦ Localización óptima de la infraestructura de equipamiento social (educación, salud, deporte y recreación)
♦ Diseño y mantenimiento de la red vial. ♦ Formulación y evaluación de planes de desarrollo social y económico.
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4.3 Reservas de gas natural en Bolivia
A Enero de este año, las reservas de gas natural boliviano entre P1 (Probadas) + P2 (Probables) alcanzaban a 52.3 trillones de pies cúbicos (TCF). Estas reservas representan menos del 1% del mundo, pero sitúan a nuestro país en el 4to lugar en América (20%). Venezuela es el país que tiene las mayores reservas de gas natural en el continente sudamericano, alcanzando a 4.200 billones de m3 de gas natural; Bolivia es el segundo país productor de gas natural tiendo las mayores reservas libres de América Latina (46%) y es primero del Cono Sur, siendo una potencia gasífera regional sudamericana. Para fines de comparación debe mencionarse que Argentina tiene 25,7 TFC de reservas, le sigue Perú con 13,3 TFC, Brasil con 8,1 TFC y Chile tiene apenas 4,4 TFC. Las reservas de GN están concentradas en el sudeste de Bolivia (Tarija y Chuquisaca), pero, cabe destacar que solo el 14% del área con potencial gasífero ha sido explorada en territorio boliviano. Luego, si se continua con una exploración intensiva hasta cubrir por lo menos un 50% del territorio nacional, se estima que las reservas pueden aumentar en 3 veces más de lo que ahora se tiene, es decir hasta 150 TFC, lo que colocaría a Bolivia en una posición muy aceptable . El cinturón de posibles reservas de gas natural se encuentra en toda la zona de contrafuertes andinos hacia el oriente del país. Por ejemplo, en la zona de Bulo Bulo, en Carrasco Tropical del Departamento de Cochabamba, se han encontrado reservas promisorias de gas natural que aun no han sido desarrolladas. La Figura muestra el mapa con las áreas territoriales de posibles reservas de gas natural que existen en Bolivia.
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Area de Posibles Reservas del GN en Bolivia (seg´un Sainz, 2003) 4.3.2 Características del GN de Bolivia
Al tratarse de gas natural se tiene composición en su mayor parte formado por metano seguido por el etano propano y butano. Una de las características del gas natural en la parte sur del país es que tiene bajo contenido de componentes ácidos, es decir que nuestro gas natural es un gas dulce, lo cual facilita su tratamiento evitando la corrosión dentro de los diferentes equipos o disminuir su valor comercial.La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en fracción mol, fracción volumen
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Composición Típica del GN del sur del país
Composición porcentaje molar Metano
85,7951
Etano
6,7912
Propano
2,6828
i-Butano
0,4809
n-Butano
0,6535
i-Pentano
0,2062
n-Pentano
0,1376
Hexano
0,1276
Heptano
0,071
Heptano
0,0015
Octano
0,0415
Nonano +
0,3237
Nitrógeno
0,5427
CO2
2,1447
H2S
2,5 ppm
4.3.3 Reservas de gas natural en Bolivia
Durante el periodo de Capitalización la certificación de las reservas nacionales estuvo a cargo de la Empresa Internacional DeGolyer and MacNaughton. La última Certificación Oficial Anual efectuada por esta empresa se realizó el 1° de enero del 2005. Posteriormente, YPFB decidió prescindir de los servicios de esta empresa certificadora al detectar incongruencias técnicas en los diferentes reportes.
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Las certificaciones de los últimos 10 años muestran que en 1996 el nivel de reservas probadas de gas natural del país alcanzaba los 3,73 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) y 114,3 Millones de Barriles (MMBbl) de reservas de líquidos. Estos niveles se fueron incrementando gradualmente hasta llegar a 28,69 TCF de gas y 486,3 MMBbl de líquidos para el 2003. Si en el caso del gas natural se consideran las reservas probables se puede observar que éstas se incrementaron de 5,69 TCF en 1997 a 48,77 TCF en 2005. Hoy en día a pesar de no contar con una Certificación Oficial de Reservas actualizada, los niveles de reservas reflejan el gran potencial energético del país. De tal, forma Bolivia es el segundo país de la región sudamericana en importancia con respecto a las reservas de gas natural.
4.4 Consumo de gas natural
Durante los últimos cinco años, la venta de gas natural ha experimentado un sostenido crecimiento en todas sus categorías, explicado por la creciente demanda sustentada en la recuperación de la economía boliviana. A junio de 2008, el volumen de gas vendido ascendió a 16,081,382 MPCS, correspondiendo
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al mes de junio 2,810,509 MPCS. Tal como muestra el gráfico, durante todo el periodo de análisis, las ventas mayoritariamente estuvieron dirigidas al sector industrial (65.76% de participación a junio de 2008). Sin embargo, la venta de gas para uso vehicular (GNV) ha sido la categoría que ha mostrado el mayor crecimiento en los últimos años.
Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos / Elaboración: PCR
Sustentado en este crecimiento, el número de operadores en el área de comercialización de gas natural se ha venido incrementando año tras año. Un claro ejemplo de ello son las empresas instaladoras de gas natural, pues mientras
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que en el 2001 sólo había 42, hoy en día (agosto de 2008) operan 614 empresas (409 en el plano doméstico, 151 en el comercial y 54 en el industrial). En el rubro industrial, el incremento de las ventas está explicado, en gran medida, por el crecimiento del sector eléctrico, cuya creciente demanda está siendo acaparada cada vez más por empresas de generación térmica (gas natural). Las proyecciones realizadas por el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) para el período 2007-2010 muestran que la demanda de energía crecería a una tasa promedio anual de 7.71%, 1.60 puntos porcentuales por encima del crecimiento promedio de los últimos tres años.
4.5 Producción de gas natural en el sur del país
En el departamento de Tarija se encuentran los reservorios más grandes en cantidad de volumen del país, también son llamados mega campos del sur ya que en el sur del país se encuentra un 87% de las reservas del total y su producción es muy importante porque estas producen actualmente el 50% de la producción bruta total. Dentro de los mega campos gasíferos del sur más importantes podemos mencionar el Mega campo San Alberto, Sábalo, Margarita e Itau. Tarija tiene el 81.7% de las reservas certificadas nacionales. (Santa Cruz tiene el 10,1%, Cochabamba el 7,4% y Chuquisaca el 0,8%)
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Ubicación de los Mega Campos en Tarija
Reservas de los Mega Campos de Tarija
MEGA CAMPO
RESERVAS
MEGA CAMPO SAN ALBERTO
11,7 TCF 161 MILLONES DE BARRILES DE PETROLEO
MEGA CAMPO SABALO
10,7 TCF 178MILLONES DE BARRILES DE PETROLEO
MEGA CAMPO MARGARITA
10,5 TCF 257 MILLONES DE BARRILES DE PETROLEO
MEGA CAMPO ITAU
7,8 TCF 115 MILLONES DE BARRILES DE PETROLEO
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Producción Bruta de GN por año según Campo, 2 000-2 005 [MMPC]
DESCRIPCION
2 000
2 001
2 002
2 003 (p) 2 004 (p) 2 005 (p)
TOTAL 201 390 253 671 314 336 360 272 447 483 518 137 NACIONAL 31 131 65 788 101 436 151 978 227 058 304 481 TARIJA 0 63 0 0 27 0 Bermejo 4 371 3 400 2 978 2 016 2 069 1 825 Chaco Sur 6 417 7 244 12 973 9 067 12 008 13 000 Escondido 0 0 0 0 0 0 Ibibobo 5 223 4 897 4 630 4 645 4 869 5 273 La Vertiente 249 3 504 12 481 1 018 3 942 3 566 Los Suris 0 564 2 961 3 162 90 0 Madrejones 2 885 626 0 0 610 24 311 Margarita 5 652 3 739 2 992 2 693 4 113 583 Ñupuco 168 36 759 57 911 74 829 64 934 113 278 San Alberto 4 871 3 536 2 802 2 723 2 724 2 696 San Roque 2, 00 0 0 0 0 0 Supuati 316 136 0 0 0 475 Taiguati 0 144 151 3, 00 0 106 Villamonte 976 11,7 5 839 255 281 398 X 44 0 0 717 49 749 131 391 138 942 Sabalo 0 0 0 1 817 0 0 San Antonio (p) Preliminar 4.6 Exploración y facilidades de producción 4.6.1 PETROBRAS BOLIVIA SA
4.6.1.1Campo San Alberto
Se encuentra ubicado en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija en la Serranía de San Antonio, en el ámbito geológico del Subandino Sur. Es importante mencionar que la estructura de San Alberto corresponde a un lineamiento que se extiende desde la Republica Argentina, con los campos de Ramos, Agua Blanca y Macueta y se prolonga hacia el norte en el campo Itaú. YPFB en 1966 perforo el primer pozo, el SAL-X1. En 1989 YPFB valiéndose de esta información, perforo el pozo profundo SAL-X9, alcanzando la formación Huamampampa a 4.518,5 metros de profundidad y penetró 199 metros en la
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formación
Huamampampa.
Las
pruebas
de
producción
confirmaron
el
descubrimiento de un gran yacimiento de gasífero, mostrando además buena correlación con el pozo MACUETA-1001, perforado por YPF de Argentina. El pozo SAL-X9, permitió realizar una mejor valorización de las reservas de la estructura. 4.6.1.2 Exploración
Petrobrás inició la exploración en el Bloque San Alberto el 10 de octubre de 1996, en un área de 19,31 parcelas. Petrobras realizó dos campañas de adquisición sísmica-2D: una en 1997 por intermedio de los servicios de UGA SA, levantando 208.74 km distribuidos en siete líneas, a un costo de $us 3.453.061; la segunda adquisición fue en 1999, mediante la compañía Veritas DGC LAND INC, registrando 108 km en cinco líneas a un costo de MM$us 2,79, es decir, solo la adquisición de 317,29 km tiene un costo de MM$us 5,75 que incluyendo los gastos de proceso y reprocesos especiales, asciende a MM$us 6,53 (a razón de 20.609 $us/km). En el bloque San Alberto se realizaron tres levantamientos geológicos entre los años 1997 y 1999, realizados especialmente a lo largo de las líneas sísmicas y algunos trabajos de geología de detalle. 4.6.1.3 Facilidades de producción
El campo San Alberto cuenta con una Planta de proceso, facilidades en boca de pozo, sistemas de recolección y ductos para el transporte de gas y líquidos a los sistemas troncales de exportación y al mercado interno. La Planta San Alberto en su Fase-1, fue puesta en funcionamiento el 8 de enero de 2001, posteriormente se instaló en paralelo otra planta o sea la Fase-2, con características de diseño para adecuar la producción de gas para cumplir los requisitos con los contratos de venta al Brasil. Esta fue construida por Petrofac LLC de USA, el traslado y ensamblaje realizado por SADE Ingeniería & Construcciones de Argentina; tiene una capacidad de proceso de 13,2 MMm3/día (466 MMpcd). La producción actual del campo proviene de 6 pozos, las líneas de recolección convergen a un manifold, con capacidad de recibir la producción de hasta 12 pozos y compuesto
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por dos trenes, sistema de chanchos para limpieza de ductos y control de corrosión de las cañerías. La planta no llego a plenitud de su capacidad de diseño, el rendimiento inicial fue entre 40 y 50%, mejorando en el año 2005. El gasoducto San Alberto a campo Pajoso, tiene un extensión de 26 Km y un
diámetro de 24”, con instalación de puentes de medición, lanza chanchos, indicadores de presión, temperatura y caudal registrados en la sala de control de la planta. Datos referido al Campo San Alberto CAMPO SAN ALBERTO Numero
Iten
1 2 3 4 5
Departamento Provincia Empresa Instalada Capacidad Costo de operación Presión Temperatura Profundidad Costo de la perforación Reservas de gas
6 7 8 9 10 11
Descripción Unidades
Tarija Chaco Repsol año 2001 460 359,4 600 4.518 11.90 11,7
Res. Probables de gas natural
3.521
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Res. Probadas de gas natural
3.171
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Res. Probables de Petróleo
55.99
Res. Probadas de Petróleo
47.65
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MMPCD. MM$us psi mts. MM$us. TCF Tpc Tpc MMbl MMbl
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Petrobras Bolivia:
Capitales de Depatamento
Plantas de gas
GASBOL
GASYRG
GASAM
Bloques de E & P o
1 Bloque San Alberto
o
2 Bloque San Antonio
o
3 Bloque Ingre
o
4 Campo Monteagudo
o
5 Bloque Rio Hondo
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4.7 Impacto ambiental en función a su cumplimiento Campo San Alberto
•
Se establecieron licencias ambientales en un total de 8, las cuales comprenden licencias para perforación de pozos, intervención y desarrollo de campo.
•
La empresa efectúa un solo estudio de Impacto Ambiental Estratégico para varios proyectos importantes, como: construcción de planta de gas, construcción de líneas de exportación y puesta en producción de varios pozos en una zona con diferentes ecosistemas, donde la variedad de los escenarios involucra zonas sensibles, como el Parque Nacional Agüaragüe, que representa un área natural de manejo integrado.
5 CONCLUSIONES
Precisamente con la implementación de este Sistema de Información Geográfica, considerando incluida la creación de la cartografía digital temática necesaria, que se logran los objetivos planteados inicialmente al sistema, acorde a las exigencias del desarrollo actual. Queda entonces demostrada la veracidad que se le atribuyen a los SIG: los resultados obtenidos en la implementación del SIG en el departamento de Tarija son palpables y ponen de manifiesto la eficacia de esta tecnología y la posibilidad de aplicarla a otros pozos de Bolivia. El megacampo San Alberto presenta rentabilidad histórica positiva.
La
rentabilidad futura estimada para los principales megacampos presenta datos auspiciosos para el país. Los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita generarían en el futuro una Renta Petrolera de más de MM$us 30.000. 6. BIBLIOGRAFIA
1. Diseño del Sistema de Información geográfica del proyecto GEF\PNUD. Dpto. SIG. GEOCUBA-IC. 1995. 2. García Cisnero M.A. Cabrera Quiñones J.C. Metodología para el diseño de aplicaciones de Sistemas de Información Geográfica.
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3. Proyecto GEF\PNUD CUB\31\92 "Conservación de la biodiversidad y establecimiento del desarrollo sostenible del Archipiélago SabanaCamagüey". 1993. 4. Informe final del proyecto GEF\PNUD CUB\31\92. La Habana, 1997.
