Chaco estima que hay un TCF de gas natural en Chimoré

Recurso. Las reservas cubrirían 2 años de exportaciones y de consumo interno

La Razón / Jimena Paredes / La Paz

02:20 / 25 de octubre de 2012

Un estudio de sísmica en tres dimensiones en Chimoré, Cochabamba, por la estatal YPFB Chaco determinó la posible existencia de 1 TCF (Trillón de Pies Cúbicos, sigla en inglés) de gas, lo que aumentaría las reservas del energético.

El gerente general de YPFB Chaco, Carlos Sánchez, informó ayer en conferencia de prensa que los resultados de la sísmica 3D están sujetos a una interpretación de los datos y a la perforación de pozos exploratorios.

“Los resultados de este estudio es que tenemos formaciones aceptables en una zona tradicional y todo este estudio se va a procesar en laboratorios de Houston y Buenos Aires. Con esos resultados recién se va a interpretar los mejores lechos para perforar (...), es un proceso de tres a cuatro años”, indicó.

Las reservas de gas probadas en el país son de 9,94 TCF, y lo estimado en Chimoré le serviría al país para dos años, tanto para la venta a mercados externos como para el consumo interno.

De acuerdo con el informe de la Gerencia de Exploración y Desarrollo de YPFB Chaco, el 11 de octubre de este año se dio por concluida la fase de operaciones de campo de la sísmica 3D con la desmovilización del grupo contratado para este efecto.

El proyecto está ubicado en los municipios de Entre Ríos y Puerto Villarroel, de la provincia Carrasco de Cochabamba. Incluye los campos Bulo Bulo, Carrasco, Katari y Kanata así como las áreas de exploración Chimoré I, Isarsama y San Miguel.

El plan se inició en enero de este año y cubrió un área de 388 kilómetros cuadrados. 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 sísmica 3D Chimoré forma parte del “Plan Quinquenal de Inversiones de Exploración y Desarrollo de YPFB Chaco”, se informó en la petrolera estatal.

PERFORARÁN 18 POZOS EN BOLIVIA EN BUSCA DE RESERVAS GASÍFERAS

Este año, YPFB perforará 18 pozos exploratorios con el fin de descubrir nuevas reservas de gas natural luego de que, de 2010 a 2012, Bolivia utilizara 1,71 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) del energético para el mercado interno y externo.

La información fue brindada por el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación, Carlos Villegas, a la revista Reporte y Energía con base en el informe emitido por la petrolera estatal en la Audiencia Parcial de Rendición Pública de Cuentas del ministerio del área, efectuada el 26 de enero. “Conforme vayamos descubriendo informaremos sobre la sustitución de reservas que estamos consumiendo actualmente. Nuestra esperanza es que se descubran reservas por encima del consumo realizado”, remarcó. En la audiencia del ministerio del área, el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, informó que de los 9,94 TCF de reservas probadas de gas natural existentes en Bolivia en 2009, se consumió 1,71 TCF (17%) de 2010 a 2012, quedando un saldo de 8,23 TCF.

Sin embargo, dijo que en este tiempo hubo nuevos hallazgos que repondrán lo utilizado. Villegas indicó a dicha revista que la exploración en el área de hidrocarburos, por lo general, tiene un proceso de cinco años desde el momento en que empiezan los estudios básicos, por lo que hay que esperar ese lapso de tiempo para tener resultados. Entretanto, Bolivia continuará consumiendo las reservas existentes, añadió. Fuentes del Órgano Ejecutivo informaron que la inversión de las empresas petroleras en 2013 será de $us 2.243 millones para tareas de exploración y desarrollo de campos hidrocarburíferos.

En la gestión pasada, las inversiones en proyectos petroleros, tanto de las petroleras privadas como de YPFB y sus subsidiarias, llegaron a $us 1.593 millones, monto que representa el 78% del total de la inversión programada, que era de $us 2.050 millones. Según YPFB, las subsidiarias invirtieron $us 986 millones, las privadas (que tienen contratos de servicios con YPFB y que asumen la operación de las actividades petroleras), $us 607 millones.

UNA NUEVA EVALUACIÓN

Para cuantificar las nuevas reservas existentes a diciembre de 2012, este año se realizará la certificación de las mismas y los resultados se conocerán a fines de diciembre. Esta tarea la realizará una empresa certificada y autorizada para esta labor, se informó en el Ministerio de Hidrocarburos.

INVERSIÓN PETROLERA PARA EL 2013

La información oficial sobre las inversiones que realizarán las empresas petroleras, además de las subsidiarias de YPFB, será dada a conocer hoy. En la dirección de Comunicación de YPFB se informó que a las 10.00, en el hotel Europa, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, presentará el informe sobre las inversiones petroleras. Esta in-formación, sin embargo, fue dada a conocer ayer de manera preliminar por el titular de

la petrolera estatal a los directores y jefes de prensa de los medios de comunicación de La Paz.

Las subsidiarias de la petrolera estatal son YPFB Chaco, YPFB Andina, YPFB Transporte, YPFB Refinación, Gas TransBoliviano (GTB), YPFB Logística, YPFB Petroandina SAM, YPFB Aviación y YPFB Casa Matriz. Entre las empresas privadas están Petrobras, Repsol, Total y BG. Al primer semestre de 2012, las subsidiarias de YPFB registraron un patrimonio de $us 3.160 millones, según un informe difundido por la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES) de la petrolera estatal.

Publicado: Miércoles, 29 de enero de 2013.

El libro engloba el conocimiento científico y los lineamientos principales y básicos de lo que ES LA GEOLOGIA DEL PETROLEO Y DEL GAS NATURAL.Como docente universitario y como ex funcionario de la actualmente semi-destruida Empresa Estatal del Petróleo YPFB, en la pretensión de los profesionales del sector al asumir la misión de trasmitir conocimientos, debe ser el poder ofrecer la mejor formación profesional posible, incluso tocando niveles de excelencia, porque comprende el primer y fundamental eslabón de la industria hidrocarburífera, la exploración, que es el descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos y su consecuente explotación racional e idónea. Se entiende que esta pretensión, solo puede SER el producto de la Enseñanza que debe traer aparejada la responsabilidad del Aprendizaje, solamente factible, con el concurso de Docentes de alta experiencia y bien calificados, que posean además las facilidades técnicas y los conocimientos científicos de última generación.

Nuestra pretensión primaria es entonces la de formar buenos profesionales, pasando inclusive, por la valoración de la presencia tan abundante de Universidades que están ofreciendo la carrera de Ingeniería de los Hidrocarburos, que no solo muestra una grandísima competencia por captar Interesados para sus Universidades sino también por ofrecer una mejor formacion profesional producto de la seriedad, responsabilidad y resultados del binomio Enseñanza-Aprendizaje, que es evaluado en sus egresados en su institucionalidad, en los valores cívicos que inculca y en la capacidad seriedad de sus titulados.

Además y al querer SER un texto de consulta para cualquier inquieto lector intenta consecuentemente, desentrañar las paginas de la historia en que se ha escrito la "búsqueda" de hidrocarburos en Bolivia, que fueron el motivo (además de otros recursos naturales) de acontecimientos históricos, que generaron la razón y el motivo por el cual Bolivia fue arrastrada a varios conflictos internacionales con sus vecinos. En el caso de Chile fue el huano y el salitre, con Brasil la goma y por último con el Paraguay, precisamente el petróleo.

Internamente, la política boliviana se surtió grandemente de ideologías que pregonaban la paternidad y el derecho de gobernar, basados en una economía extractiva y depredadora de estos recursos. Para no remontarnos a tiempos lejanos, podríamos señalar la ''Revolución Nacionalista de 1952'' que utilizo el ''slogan'' de los 3 barones del ESTAÑO para "nacionalizar la minería"; luego el Decreto 21060 en el año 1985, y consecuencias político-económicas que llegan hasta nuestros días, como el de la mal llamada "capitalización" en 1996, que esgrimiendo una filosofía de libre mercado, destruyo el potencial petrolero mediato de Bolivia, mas el capital, esfuerzo y empresas trabajosamente construidas a lo largo de 60 años, como fue el caso de YPFB. No podemos saltar sin referirnos al hecho de que la política económica de Bolivia estuvo casi siempre preferentemente dirigida a ser un país mono-productor de materias primas, exportador de recursos naturales principalmente no renovables y cuyos gobiernos prefinieron casi siempre, el fácil recurso del RENTISMO, al extremo de convertirlo al país, en un pobre dependiente del capital extranjero y subalterno de las potencias a las que ellos representan.

Bolivia sigue con la apuesta de ser un País monoproductor; dependiente y exportador de recursos naturales no renovables y sin valor agregado, cuya estrechez de recursos esta directamente relacionados a los caprichos y especulación de los precios del mercado internacional y siempre víctima por su improvisación, de la denominada ''enfermedad holandesa " ('Duch disease), que vendría a ser "el retardo o disminución del desarrollo de un país, por la superlativa dependencia económica, financiera que adquieren, por la casi excluyente explotación primaria de sus recursos naturales.

Esperamos que la publicación de este trabajo, sea recibido por la comunidad Universitaria de nuestro País y por los ciudadanos bolivianos que todavía tienen curiosidad y deseo de entender y profundizar sobre esta importantísima temática del corazón de la

industria de los hidrocarburos como es la exploración y explotación de los mismos, como un aporte responsable que se suma a la construcción de un intelecto sobre el tema, que coadyuve a la formación de profesionales idóneos y al consecuente manejo por excelencia de nuestras instituciones del sector que será también obra del acucioso seguimiento del ciudadano con conocimientos del sector.Para que cumpla tal objetivo, este texto contiene un índice de materias que respeta una metodología de incursión en el conocimiento progresivo de la materia, comenzando con la temática que corresponde a una visión analítica de la corteza de la tierra que es donde se producen casi la totalidad de los fenómenos que nos interesan como el del ciclo geológico de la formación de las rocas, los rasgos arquitectónicos, su geocronología y los diferentes ambientes sedimentarios que se desarrollan en las cuencas o cubetas de sedimentación.

FORMACION DE LAS ROCAS

Progresamos con una incursión en la historia de la exploración petrolera en el Mundo y en Bolivia, hasta antes de la Fundación de YPFB, ciertamente con un capítulo muy resumido, pero que ha alcanzado cierta obligatoria ampulosidad a pesar de los objetivos técnicos primarios que tiene nuestro texto - para dar un sucinto panorama de los hechos y tradiciones que han quedado registrados en la extensa bibliografía que recoge la búsqueda de hidrocarburos y la consecuente legislación que acompañaba el desarrollo de esta "industria ". La legislación que crecía incluso desordenada e incesantemente, obligaba por su utilidad y riqueza, consecuentes leyes y otros instrumentos legales que enmarquen su creciente actividad.

Luego desarrollamos los métodos de exploración a prospección petrolera, que están íntimamente ligados a la geología física, geomorfología, tectónica y propiedades físico y químicos de las rocas sedimentarias, entre otras, que permiten el desarrollo de métodos de investigación, algunos de los cuales se han convertido en disciplinas independientes a la matriz geológica original tanto de superficie como del subsuelo. Entre otras disciplinas citamos la Geofísica y Sísmica; la Geoquímica; el Registro de Pozos naturales e inducidos; la Perforación Exploratoria entre otras; que se han convertido en especialidades y herramientas exquisitas de la Geología Petrolera, gracias al extraordinario avance de la ciencia y de la tecnología.

TRAMPAS DE HIDROCARBUROS

Luego se hace énfasis en el proceso de la transformación de la materia orgánica y la generación de hidrocarburos, mediante varios análisis que se realizan, como ser los estudios palinologicos y los análisis químicos y físicos -micro y/o macros- de ciertas rocas espacialísimas que en concordancia con la evaluación de los resultados, se las consideraran como "rocas madres de hidrocarburos". Esta etapa constituye el paso primario y trascendental del éxito o del fracaso en la búsqueda de los hidrocarburos. En progresión seguimos con el desplazamiento de los hidrocarburos formados, que llamamos la "migración de los fluidos", fenómeno que esta avalado por una serie de experimentos, hipótesis y teorías, que están explicados con abundante detalle. Esta migración se la sigue hasta el "entrampamiento" de los fluidos, con explicaciones detalladas de las propiedades litológicas, químicas y especialmente físicas -como la porosidad y la permeabilidad- de las rocas que los almacenan y que técnicamente se las denomina "Rocas Reservorios".

POTENCIAL HIDROCARBURIFERO DE BOLIVIA

Capítulos especiales están dedicados en el texto, a su genética y a las diferencias entre las clases morfo-estructurales en que se clasifican las "Trampas" que han cumplido precisamente esa función, evitando con su presencia que prosiga la migración de los hidrocarburos. Este fenómeno también trascendental en la búsqueda o exploración geológica, hará la gran diferencia entre encontrar una acumulación comercial de hidrocarburos y nada. Un registro histórico de la exploración petrolera, en Bolivia y en el mundo, es desarrollado con la intención de crear el marco geopolítico y económico que han determinado los hidrocarburos en el planeta, además de servir de introducción a un extenso capítulo que contiene los resultados de la exploración petrolera en nuestro territorio: Inclusive con descripciones, estudios y características técnicas de los principales campos productores de Gas Natural y/o Petróleo condensado de Bolivia. Obviamente, entre este selecto grupo de campos gasiferos, analizamos técnica e incluso legalmente, el caso del campo San Alberto, que es un paradigma del fraude que se llamo "la capitalización" de YPFB y la importancia que reportan en la histórica evolución de las reservas probadas, tanto de Gas Natural como de Petróleo Condensado. Igualmente se mencionan Campos mas modestos, pero

de importancia capital en el desarrollo de la industria en Bolivia como fueron los Campos Camiri; Monteagudo o Villamontes, junto a otros que aunque no tienen reservorios de hidrocarburos descubiertos, tienen algún significado geológico importante, como son los casos de Liquimuni; Vilque o Pando.

Finalmente transcribimos una larga lista de artículos propios del autor obviamente relacionados exclusivamente al sector: que fueron publicados gentilmente por el Decano de la Prensa Nacional "El Diario""y una resumida lista bibliográfica que reconoce el más que valioso aporte de varios especialistas que son en gran medida los responsables de los éxitos que hubiera podido haber en esta materia, en nuestro País. La publicación de este libro responde al pedido y necesidad de numerosos universitarios que fueron mis alumnos, tanto en las Facultades de Geología y de ingeniería de Petróleo de la Universidad Mayor de San Andrés, como últimamente de la carrera de Ingeniería de Petróleos de la Escuela Militar de Ingenieros de La Paz, que necesitan de un libro claro y sencillo que les posibiliten entender y profundizar esta temática, inclusive fuera de clases y en su futura carrera profesional una vez hubieren terminado sus estudios. Por esta principal razón, este es un texto de estudio, enseñanza y de consulta que recopila el esfuerzo intelectual y la experiencia del trabajo de muchos calificados profesionales inquietos en el tema de la utilización científica de la geología en la búsqueda de los hidrocarburos y en consecuencia de las materias y disciplinas que están a ella relacionadas. Por lo tanto este texto, no pretende ser nada mas que eso, por lo que solícito su benevolencia y comprensión a mis lectores.

José Jorge Antonio Téllez Sasamoto

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Reservorio:Uno o varios estratos bajo la superficie que estén produciendo o que sean capaces de producir hidrocarburos, con un sistema común de presión en toda su extensión, en los cuales los hidrocarburos estén completamente rodeados por roca impermeable o agua. 

QuerógenoSaltar a: navegación, búsqueda

El querógeno es una mezcla de compuestos químicos orgánicos presente en las rocas sedimentarias. Son insolubles en los solventes orgánicos comunes, debido a su enorme peso molecular (por encima de 1.000 Daltons). La porción soluble es conocida como bitumen. Al ser calentados dentro de la corteza terrestre, (ventana del petróleo a aprox. 60°-120 °C, ventana del gas natural a aprox. 120°-150 °C) algunos tipos de querógeno desprenden petróleo crudo o gas natural, conocidos colectivamente como hidrocarburos (combustibles fósiles). Cuando tales querógenos se hallan presentes en concentraciones elevadas en rocas tales como la pizarra, es posible que se trate de roca madre. Las pizarras ricas en querógenos que no han estado sometidas a temperatura suficiente para desprender hidrocarburos, pueden formar depósitos de pizarra bituminosa.

El petróleo: Origen, Formación y Obtención.

¿ Qué es el petróleo?

El petróleo es una mezcla, en la que coexisten en fases sólida, liquida y gas, compuestos denominados hidrocarburos.

Los hidrocarburos están constituidos por átomos de carbono e hidrógeno y pequeñas proporciones de heterocompuestos con presencia de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales, ocurriendo en forma natural en depósitos de roca sedimentaria. Su color varía entre ámbar y negro.

La palabra petróleo significa aceite de piedra.

Evolución y maduración de la materia orgánica que dará lugar al petróleo

Cuando la materia orgánica es enterrada, empieza a sufrir importantes procesos hasta convertirse en hidrocarburos.

Estos procesos pueden dividirse en tres etapas: diagénesis, catagénesis y metagénesis.

- La diagénesis : es la serie de procesos que sufre la materia orgánica desde su enterramiento hasta que se transforma en kerógeno(*) (Especificaré qué es el Kerógeno al final de este encabezado) y empieza la generación de petróleo.

La materia orgánica incluida en arcillas que se compacta sufre reacciones bastantes complejas. El punto de inicio de estas reacciones son los cuatro biopolímeros principales: carbohidratos, proteínas, ligninas y lípidos.

En los primeros estados de la diagénesis los biopolímeros son fragmentados en estructuras más simples llamadas geomonómeros, los cuales, más tarde, vuelven a polimerizarse y se transforman en geopolímeros. Durante estos procesos la materia orgánica pierde casi todo el N, mucho O y S, y algo de H y C.

Estos procesos se dan en un principio por la acción de bacterias y procesos químicos no biológicos, y más tarde por cracking térmico. En general la transición a geopolímeros es muy rápida: de cientos a miles de años.

- La catagénesis : Tiene lugar según el Kerógeno es calentado. La catagénesis es el estado en que a partir del Kerógeno se genera petróleo y gas.

- La metagénesis: Es el último estado en que cesa la generación de petróleo y gas, pero se sigue generando mucho metano ( CH4) por alteración del crudo previamente generado.

El gas natural que contiene entre un 75-85% de metano, normalmente se encuentra asociado con depósitos de petróleo; estos depósitos son el legado de las plantas marinas que vivieron y murieron en mares interiores hace millones de años. Son embargo, no todo el metano de la tierra es “metano antiguo”, se estima que las bacterias metanógenas* que viven en las termitas y en los sistemas digestivos de los animales herbívoros producen cerca de 2000 toneladas de metano por año.

Podemos añadir, que el gas natural es un gas incoloro y se añade deliberadamente trazas de compuestos de azufre, como el etanodiol, con el fin de advertir algún escape peligroso.

El kerógeno remanente es casi grafito en esta etapa.

En general, la generación de los hidrocarburos está fuertemente asociada a la profundidad de enterramiento.

La profundidad de generación depende del gradiente geotérmico local, del tipo de kerógeno y de la historia de enterramiento.

A pocas profundidades sólo se genera metano biogénico.

.- Entre 1 y 2 Km de profundidad empieza la catagénesis.

.- Antes de los 3 km. comienza la zona de formación de petróleo; a esta zona se le llama la ventana de hidrocarburos.

.- Entre los 3 y 3.5 km. se pasa a la catagénesis tardía; es la principal zona de formación de gas, y se generan tanto gas húmedo como metano.

.- A más de 4 km. la roca madre se transforma en supermadura. En este punto empieza la metagénesis y sólo se genera metano.

* En este proceso la temperatura también es muy importante, por lo cual podemos realizar una división en base a ella:

.- A los 60º C empieza la generación principal; los petróleos formados son pesados y ricos en componentes NSO

.- Con el incremento de temperatura los petróleos se van haciendo sucesivamente más ligeros.

.- A los 100º C se produce la máxima generación.

.- Por encima de 100º C la generación disminuye y se forman condensados (gases con petróleos mezclados).

.- La ventana de hidrocarburos se cierra a unos 175º C.

.- La generación directa desde el kerógeno acaba a 225º C.

.- La generación de metano acaba a 315º C, aunque la reducción de porosidad puede provocar que el gas no sea económicamente explotable.

Observamos el gráfico en el que viene la influencia de la temperatura:

El tiempo y la temperatura se compensan de modo que una cuenca joven caliente y una vieja fría pueden generar hidrocarburos, aunque en el caso de la cuenca vieja tardará mucho más tiempo que la primera en generar hidrocarburos.

(*) El Kerógeno: El kerógeno es la fracción de la materia orgánica insoluble en disolventes orgánicos que queda tras la diagénesis. Se compone de fragmentos orgánicos diseminados, que pueden agruparse en unidades llamadas macerales:

Vitrinita: principal tipo en muchos kerógenos, y principal componente del carbón. Aparece en casi cualquier medio deposicional.

Exinita : derivado de algas, esporas, polen y ceras. No es muy común. Indica un medio lacustre o marino somero.

Inertinita : proviene de varias fuentes que han sido muy oxidadas durante la deposición.

Amorfinita : no es un componente "real" de los macerales, ya que incluye todos los componentes amorfos. Son los componentes más interesantes de cara a la formación de petróleo, pues, al estar más machacados, madura a menores temperaturas

El kerógeno, según su origen y composición, se puede dividir en cuatro tipos:

Tipo I : derivado sobre todo de lípidos; tiende a producir crudos ricos en hidrocarburos saturados. Es el kerógeno más productor de petróleos.

Tipo II : derivado de fuentes marinas mezcladas. En general se compone de partículas amorfas, provenientes de la descomposición del placton y de los animales superiores. Tiende a producir aceites ricos en aromáticos y nafténicos, y genera más gas que el tipo I.

Tipo III : rico en vitrinita, tradicionalmente se ha pensado que tenía poca capacidad para formar petróleo y generaba sobre todo gas seco. En los últimos años se están descubriendo yacimientos de petróleo basados en kerógeno del Tipo III.

Tipo IV : rico en inertinita; casi no produce petróleo ni gases.

Tipos de Kerógeno: Es el producto final de la diagénesis. Se trata de materia orgánica insoluble en disolventes orgánicos a causa de su gran peso molecular. La parte soluble es el bitumen.

En general las rocas sedimentarias contienen mezclas de todos los tipos

Bolivia: Cuál es la situación de los megacampos de gas

Economía y Polìtica

San Alberto, San Antonio, Margarita, Itau, Huacaya e Incahuasi, son nombres asociados a megacampos productores -en unos casos, y otros en proceso de serlo- de gas natural, para el consumo interno y para la exportación. El presente diagnóstico revela el estado actual de cada uno de ellos.

San Alberto, San Antonio, Margarita, Itau, Huacaya e Incahuasi, son nombres asociados a megacampos productores -en unos casos, y otros en proceso de serlo- de gas natural, para el consumo interno y para la exportación. El presente diagnóstico revela el estado actual de cada uno de ellos.

SAN ALBERTO Y SAN ANTONIO

San Alberto y San Antonio son los campos gasíferos más grandes del país. El primero se encuentra en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija y lo opera Petrobras Bolivia S.A., que tiene una participación accionaria del 35 por ciento, además de Total (15%) e YPFB Andina (50%).

En este campo existen seis pozos profundos: el X-9, X-10, X-11, X-12, X-13 y X -14, y del cual se estima una capacidad máxima de entrega de gas de 392 millones de pies cúbicos día (MMpcd).

El bloque San Antonio se encuentra también en Tarija y tiene en operación el campo Sábalo con cuatro pozos; el SBL-X-1, X-2, X-3 y X-4. En 2008 estaba en perforación el SBL-5.

El caudal de producción del bloque está calculado en 480 MMpcd de gas con el ingreso en operación del quinto pozo.

De estos grandes campos gasíferos se extraen los mayores volúmenes dirigidos al mercado brasileño (San Pablo y la región sudeste). El gas es transportado a través del Gasoducto Yacuiba - Río Grande (Gasyrg), de 432 Kms. de longitud, hasta la planta de compresión de Río Grande, cabecera del Gasoducto Bolivia – Brasil (Gasbol).

HUACAYA X-1

El megacampo de gas natural, denominado Huacaya X-1, está emplazado entre los departamentos de Chuquisaca (80%) y Tarija (20%) y, según cálculos preliminares de la empresa y del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, es similar al yacimiento Margarita que exporta gas natural a Argentina y Brasil.

Repsol YPF llevó 18 meses perforando este pozo, para lo cual ha invertido unos 60 millones de dólares. Repsol YPF es el operador del consorcio que explota este campo, integrado también por BG Bolivia, con un 37,5%, y Pan American Energy, con un 25%. La petrolera hispano-argentina participa con un 37,5%.

La empresa transnacional tiene en Bolivia derechos mineros sobre siete bloques de exploración y 25 bloques de explotación, y produce petróleo y gas natural en cuatro departamentos de Bolivia: Tarija, Chuquisaca, Santa Cruz y Cochabamba. En 2006, extrajo 5.800 millones de metros cúbicos (5,8 bcm).

MARGARITA

Para operar el megacampo Margarita, YPFB firmó en octubre de 2006 un contrato de “operación” con el consorcio de empresas Repsol YPF E&P Bolivia SA-Petrolex SA-BG Bolivia Corporation-PAE E&P Bolivia Ltda. Según dicho contrato, este conjunto de empresas opera en el área de Caipipendi y Campo Margarita.

El mega campo Margarita posee 13,42 trillones de pies cúbicos de gas natural y 303.48 millones de barriles de petróleo. Estas cifras corresponden a la certificación de reservas al 1 de enero de 2005, realizada por la consultora De Goyler and Mac Naughton.

El bloque Caipipendi fue explorado por YPFB antes del ingreso de las transnacionales mencionadas. Los registros exploratorios obtenidos antes de la “capitalización” de YPFB, muestran que la estatal tenía evidencias muy precisas de la existencia de hidrocarburos. Pese a ello, el bloque fue cedido como área nueva. Posteriormente y apenas meses después del desmembramiento de YPFB, los adjudicatarios del bloque iniciaron la perforación del pozo descubridor Margarita X-I en 1998. Luego de esa fecha se realizaron una serie de ensayos de producción y nuevas perforaciones para confirmar la magnitud de las reservas. Al momento, Bolivia no cuenta aún con los resultados de la recertificación de reservas licitada por el actual Gobierno el año pasado.

Margarita proyecta producir 18 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas para su exportación a la Argentina, principalmente, convertida en un mercado tradicional del gas boliviano.

Entretanto, un estudio técnico que deberá realizar Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la empresa Repsol YPF, que opera en el Campo Margarita, determinará si dicho megacampo productor de gas natural es o no compartido con el departamento de Chuquisaca.

Los campos Margarita y Huacaya tienen un área de explotación de 123.000 hectáreas en el bloque Caipipendi. Hay cinco pozos, que llegaron a una profundidad que oscila entre 4.000 y 6.000 metros, fueron perforados entre 1998 y 2008.

El primer megacampo, Margarita, fue descubierto en 1998 y comenzó la producción en 2004. En tanto que el segundo fue hallado el año 2007, aún no está produciendo. Ambos, ubicados en los departamentos de Tarija y Chuquisaca, son parte del área de Contrato Caipipendi, firmado en octubre de 2006 en el marco de los nuevos contratos suscritos entre el Estado y las petroleras y en vigor desde mayo de 2007.

INCAHUASI

Los bloques Aquio e Ipati forman parte del campo Incahuasi. En ambos bloques Total E&P Bolivie posee el 80% del paquete accionario y Tecpetrol —que forma parte del

grupo italoargentino Techint— el restante 20%. Si los trabajos de exploración resultan exitosos, se estaría hablando de un posible megacampo.

Total realizó los primeros trabajos de exploración en la zona el año 2008. Antes, el año 2004, la empresa terminó la perforación del pozo descubridor Incahuasi X-1, en el bloque Ipati.

La perforación del pozo exploratorio Aquio X-1001 se inició el 1 de febrero, terminará en aproximadamente 10 meses y se prevé que la misma llegue a una profundidad de 6.300 metros. La inversión alcanza los $US 70 millones, según datos de la empresa francesa.

El pozo Aquio X-1001 tiene el objetivo de evaluar la extensión al norte sobre el bloque Aquio de la estructura Incahuasi. Una vez hecha esta evaluación, se hará similar trabajo en el bloque Ipati para identificar la estructura del campo, además de verificar si la misma está ubicada entre los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz.

ITAÚ

Total descubrió el campo de gas Itaú y, con su socio BG Bolivia, ha gastado cerca de 200 millones de dólares para explorar y evaluar la existencia de gigantescas reservas de gas.En agosto de 2009, la petrolera francesa presentó una declaración comercial para el campo de gas Itaú ante las autoridades bolivianas.

Este descubrimiento se llevó a cabo en 1999 en el Bloque XX Tarija West, en el que Total es el operador con una participación del 75%.

La producción de Itaú se transportará mediante las infraestructuras existentes al campo de gas vecino, San Alberto, operado por Petrobras. La puesta en producción de Itaú está prevista para mediados del presente año y la producción estimada será de aproximadamente 1,4 millones de metros cúbicos por día (50 millones de pies cúbicos por día).

Situado en la zona prolífica de llanura de la Cordillera de los Andes, el Bloque XX contiene importantes reservas de gas con condensados en los depósitos de arenisca fracturados de Devoniano.

INVERSIONES

Para el periodo 2007–2010, las inversiones acordadas para exploración y explotación entre el Gobierno y las petroleras alcanzaban a 3.400 millones de dólares, sujetas al siguiente desglose: San Alberto, desarrollo de producción, 339 millones de dólares; Sábalo o San Antonio, desarrollo de producción, 495 millones de dólares; Itaú, 592 millones de dólares; Incahuasi, 1.029 millones de dólares y Margarita 905 millones de dólares.

Posteriormente, el Plan de Inversiones 2009 - 2015 presentado por el Gobierno, programa más de 11 mil millones de dólares de inversión, priorizando precisamente las

áreas de exploración y explotación, monto que, según YPFB, no tiene precedentes en la historia hidrocarburífera del país.

Empresas vinculadas a los Megacampos

San Alberto y San AntonioPetrobras Bolivia posee una participación del 35% en los bloques San Alberto y San Antonio, juntamente con la empresa Total E&P Bolivie (15%) e YPFB Andina (50%). En ambos bloques, además de socia, es operadora.

HuacayaRepsol YPF es el operador del consorcio que explota este campo con el 37,5% del paquete accionario, integrado también por BG Bolivia, con un 37,5%, y Pan American Energy, con un 25%.

MargaritaEl campo Margarita, ubicado en Caipipendi, es operado en sociedad por Repsol YPF que tiene 37,5% de participación, igual porcentaje BG Bolivia y el restante 25% la argentina Pan American Energy (PAE). El Contrato de Operación fue suscrito en octubre de 2006 y entró en vigor el 2 de mayo de 2007, tiene una duración de 24 años.

IncahuasiLos bloques Aquio e Ipati forman parte del campo Incahuasi. En ambos bloques Total E&P Bolivie posee el 80% del paquete accionario y Tecpetrol —que forma parte del grupo ítaloargentino Techint— el restante 20%.

ItaúTotal E&P Bolivia es operadora y tiene una participación del 75% en Itaú. El restante 25% Le corresponde a BG Bolivia.

YPFB asegura control de producción

El control de la producción y la calidad del gas extraído de los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita está garantizado desde el Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero (CNMCH), instalado en Villa Montes.

Con un cromatógrafo blanco para gas y líquidos, la estatal certifica el análisis de gas natural, condensado, gasolina y gas licuado de petróleo (GLP), determinando la composición y calidad de hidrocarburos, además de realizar la respectiva contrastación con los reportes de las empresas que operan en esta cadena productiva.

La información que se obtiene sirve de base para el cálculo de las regalías, tributos y el impuesto directo a los hidrocarburos (IDH), de acuerdo con el informe de YFPB.

La sala de control del CNMCH, ubicada en Villa Montes, cuenta “con equipos de última tecnología, recoge y sistematiza, en tiempo real, las señales telemétricas de más de 200 puntos a nivel nacional”, señala la estatal.

(Fuente: Energy Press, Bolivia)

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YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS

20.2 POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO

Teniendo en cuenta el área de interés hidrocarburífero en Bolivia, se ha dividido el país en dos zonas:

a) Zonas sin potencial de producir hidrocarburos (44,4%)b) Zonas con potencial de producir hidrocarburos (55,6%)

a) Zonas sin potencial de producir hidrocarburos. Estas áreas han sido muy poco estudiadas y se las clasifica en tres: 1) Escudo Precámbrico (Cratón). 2) Cordillera Oriental y 3) Cordillera Occidental (Arco Volcánico).

b) Zonas con potencial de producir hidrocarburos. En esta categoría se han seleccionados aquellas áreas que, teniendo en cuenta el grado de conocimiento geológico, tienen todos los atributos capaces de soportar un proyecto de perforación exploratoria, independientemente de los costos y rango del riesgo involucrado. Estas zonas abarcan una superficie de 610.528 Km2 donde se distinguen las áreas tradicional y potencial.

Área tradicional. Caracterizada por su amplia trayectoria histórica en exploración y explotación de hidrocarburos. El área de explotación alcanza a 91.000 Km2 que constituye solo el 15 % del área potencial. Comprende gran parte de las unidades del subandino y de la llanura beniana y chaqueña.

Área potencial. Sin evidencia de producción de hidrocarburos pero con características geológicas altamente favorables.

El área potencial de interés petrolero, dentro de las cuencas sedimentarias del país, representa el 55,6 % de toda la superficie del territorio boliviano.

Madre de Dios 81.832 Km2Beni 102.944 Km2Chaco 118.750 Km2Pantanal 44.720 Km2Pie de Monte 33.092 Km2Subandino Norte 44.082 Km2Subandino Sur 75.108 Km2Altiplano 110.000 Km2

Total 610.528 Km2

20.3 CAMPOS PETROLÍFEROSEn el área tradicional de explotación de 91.000 Km2 sometida al proceso de

trabajo prospectivo, se delimitaron cuencas y subcuencas sedimentarias, donde se han definido 518 estructuras anticlinales cuyo estudio en detalle permitió preseleccionar 487 como aptas para la investigación ulterior de entrampamiento de hidrocarburos o zonas potenciales para proyectos de perforación exploratoria. Se descubrieron 84 campos de acuerdo al siguiente detalle: Subandino sur 23 Campos, Llanura sur 15 Campos, Llanura centro 33 Campos, Subandino centro 8 Campos, Llanura Chaco Beniana 4 Campos, Llanura norte 1 Campo.

Las compañías que descubrieron campos comienzan en 1924 con la Standard Oil Co. (SOC), luego YPFB de 1947 a 1965. A partir de 1996 solo descubrieron campos empresas que actuaron en base a la ley de Hidrocarburos (1966). En el Cuadro Nº 20.1 en la columna de fecha de descubrimiento se cita el año de descubrimiento a veces seguido por el año de descubrimiento de nuevos yacimientos en el mismo campo.

1. Exploración y Producción Privada – Contratos de riesgo compartido.Capitalización de YPFB (Chaco – Andina)Contratos de Operación y Contratos de Asociación

2. Transporte por ductosPrivada – ConcesiónCapitalización Oleoductos y Gasoductos YPFB (Transredes)Otras concesiones: Gasoducto al Brasil, Gasoducto San Miguel – San Matías, Yacuiba – Río Grande (Poliductos)Empresa de logística de Hidrocarburos de Bolivia.

3. IndustrializaciónPrivadaEmpresa Boliviana de Refinería – EBR (Ex. Refinerías. YPFB)

EstatalRefinería Oro Negro, Refinería Reficruz, Sucre

4. Comercialización y Distribución.Petróleo Derivados: PrivadaMayoristas Carburantes: PrivadoMinoristas Carburantes: Privado

GasExportación: YPFB agregador (Brasil) – PrivadosGas por Redes: Productores Privados Mayoristas en Santa Cruz, Camiri, Sucre y Tarija y Empresas mixtas para distribución. YPFB en La Paz – El Alto, Oruro y Potosí.

Con datos de YPFB se establece que a partir de 1997 y hasta el 2002 las inversiones en exploración y explotación alcanzan a la suma de $us. 2.888 millones sin tomar en cuenta los $us. 347 millones invertidos en el gasoducto entre Yacuiba y Río Grande.

20.5 PERFORACIÓN DE POZOSEntre 1924 y el 2003 el metraje total perforado fue de 3 millones de metros, correspondiendo 1,3 millones a pozos exploratorios y 1,7 millones a pozos de desarrollo.

Departamentalmente se han perforado 948 pozos en Santa Cruz, 270 en Tarija, 165 en Chuquisaca, 37 en Cochabamba y 30 pozos en los otros departamentos.

20.6 LOS HIDROCARBUROS EN LA ECONOMÍA BOLIVIANALa participación de Bolivia en el espectro mundial de energía es insignificante y menor al 0,04 % de la producción mundial de petróleo líquido y 0,004 % de la producción de gas natural.

A pesar de su pequeño tamaño comparado con los estándares mundiales, la industria boliviana de hidrocarburos continúa siendo uno de los más importantes componentes de la economía nacional. Para 1995, cerca del 60 % de los ingresos consolidados del Tesoro General de la Nación, provinieron de los ingresos de YPFB, pagados como impuestos o transferencias directas.

Desde la década de los años 1970 en que se inicia la exportación de gas a la República Argentina, la industria de hidrocarburos se ha convertido en una de las principales generadoras de ingresos para la economía nacional.La exportación de gas natural a la República Argentina se inició en el mes de Mayo del año 1972 y finalizó el 1º de Julio de 1999. A partir del mes de Noviembre de 2002, la Empresa Pluspetrol inició la exportación de gas natural a la República Argentina, proveniente del campo Madrejones. La compañía argentina está exportando un promedio de 8 millones de pies cúbicos / día de gas natural al norte argentino, para la generación de energía eléctrica.

A partir del mes de julio del año 1999, se dio inicio a la exportación de gas natural a la República Federativa del Brasil, este contrato firmado el año 1993 entre YPFB y Petrobrás, prevé que para el año 2005 se podrá estar exportando un volumen de 30 millones de metros cúbicos por día, representando un sustancial aporte para la economía del país.

La facturación por el Contrato de Gas al Brasil el año 2003 alcanzó la suma de 365 millones de dólares.

20.7 PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS La producción de petróleo en Bolivia se inicia a partir de 1925, con el descubrimiento del Campo Bermejo por The Standard Oil Co.

Bolivia se autoabastece de productos refinados de petróleo a partir del año 1957. Desde el año 1960 el crecimiento del sector de hidrocarburos es sostenido hasta 1973, posteriormente fue decreciendo paulatinamente por el agotamiento de los principales campos productores. Desde el año 1995 se tuvo que importar un 40 % del total de diesel que constituye la demanda nacional.

A la producción de petróleo y condensado, se añaden los licuables obtenidos en Plantas de Gas a partir del gas natural, como la gasolina natural y el gas licuado, cuyos volúmenes incrementaron la producción de líquidos a partir de 1961 (gasolina natural) y 1969 (gas licuado).

Desde el año 1997, la producción de hidrocarburos proviene de campos operados por compañías privadas, que a noviembre del 2003 alcanzaron un total de 44.350 barriles por día de petróleo, condensado y gasolina natural, 57.500 toneladas de GLP y 980 millones de pies cúbicos / día de gas natural.

Los principales campos productores son: Sábalo, San Alberto, Paloma, Surubí, Kanata, Bulo Bulo y Río Grande.

Producción de Gas Natural La producción total de gas natural en el año 2002 creció en 24,48% respecto al año anterior. Este crecimiento tiene origen en el fuerte incremento de la producción de Pluspetrol (109,9%), BG (90,2%), Petrobras (59,7).Por orden de importancia, los mayores productores de gas son: Andina SA, Chaco SA, y Petrobras.

En el ámbito regional, el mayor productor de gas natural es el departamento de Tarija. No obstante en el año 2001 el mayor productor fue Santa Cruz.

La importancia de Tarija se incrementará en los próximos años conforme se aumenten los volúmenes de exportación al Brasil, ya que los campos de San Alberto, San Antonio, Margarita e Itaú están localizados en ese departamento.

Los yacimientos que producen grandes volúmenes de gas acompañado de volúmenes reducidos de un petróleo liviano, son llamados yacimientos de gas y condensado. En el país todos los yacimientos productores importantes son de esta naturaleza. Para lograr una recuperación óptima del gas y el petróleo de esos yacimientos, en casos especiales, parte del gas en superficie debe ser reinyectado.

20.8.1 Consumo de Gas NaturalEl uso del gas natural como combustible se inició en Santa Cruz y Sucre como sustitutivo del diesel oil en la generación de energía eléctrica. Posteriormente se implementó su uso en Camiri (1980), Villamontes (1981), Cochabamba, La Paz (1982) y Puerto Suárez para generar energía eléctrica al Brasil (1998).

Desde 1984 el consumo doméstico de gas natural del país se ha incrementado sustancialmente aunque su distribución doméstica sólo se la efectúa a los centros industriales y a las ciudades grandes, por no existir una red de gasoductos amplia.

Distribución de Gas Natural por RedesLas redes de distribución de gas natural permiten el abastecimiento de este carburante a los distintos usuarios, sean estos industriales, comerciales o domésticos.

En la actualidad la distribución de gas natural por redes se encuentra bajo la responsabilidad de cinco empresas distribuidoras que operan en los Departamentos de Cochabamba (EMCOGAS), Santa Cruz (SERLAS), Tarija (EMTAGAS), y Chuquisaca (EMDIGAS); el resto de los Departamentos están atendidos por YPFB.

20.8.2 Consumo de Gas Licuado de PetróleoEl consumo interno de gas licuado de petróleo (butano y propano) se incrementó de 1.718.200 barriles en 1982 a 2.723.150 barriles en 1995 y a 3.467.135 en el 2003.

El gas licuado de petróleo GLP se expende en garrafas de 10 Kg. al sector doméstico y comercial y en garrafas de 45 Kg. y en pequeños tanques estacionarios al sector industrial.

Se produce gas licuado de petróleo y gasolina natural en las plantas de gas de Río Grande (750 m3 por día), Vuelta Grande (450 m3 por día), Colpa (40 m3 por día) y Camiri (32 m3 por día).

20.9 TRANSPORTELa red de líneas de transporte de hidrocarburos líquidos está constituida por 3636 Km de tubería de diferentes diámetros, estaciones de bombeo, terminales y otras instalaciones; mientras que el sistema de transporte de gas natural está constituido por 2276 Km de líneas de diferentes diámetros.

Oleoductos1. Camiri - Santa Cruz II2. Santa Cruz - Sicasica - Arica.3. Cambeití - Boyuibe 4. Espino - OCSE5. Tita - Santa Cruz6. Río Grande - Santa Cruz7. La Vertiente - Villa Montes8. Porvenir - Nancaroinza9. Vertiente - Tiguipa 10. Carrasco - Cochabamba

Poliductos1. Sucre - Potosí2. Camiri - Villa Montes3. Villa Montes - Tarija4. Cochabamba - Puerto Villarroel5. Refinería Palmasola - Viru Viru

Gasoductos1. Taquipirenda - Camiri - Monteagudo - Sucre2. Sucre - Potosí3. Tarabuco - Tapirani - Cochabamba4. Santa Cruz - Cochabamba - Oruro - La Paz5. Río Grande - Santa Cruz

6. Yacuiba – Río Grande (Operado por Transredes)7. Yacuiba – Río Grande (Operado por Petrobras)8. Líneas de distribución de gas natural a diferentes industrias de La Paz, Santa Cruz, Cochabamba, Oruro y Sucre (118 Km diferentes diámetros).

20.12 INDUSTRIALIZACIÓNLa industrialización de hidrocarburos, se remonta a la década de los años 1920 cuando se inicia la producción de gasolina en unidades primarias de destilación de crudo en Bermejo, posteriormente en Camiri, Sucre, Cochabamba y Santa Cruz. En 1978 se amplía la refinería de Cochabamba y se inaugura la refinería de Santa Cruz. Con el funcionamiento de estos complejos refineros se satisface toda la demanda nacional de carburantes de mejor calidad y se suprime la importación de productos derivados como la gasolina de aviación, aceites bases, parafinas y cemento asfáltico.

Las principales refinerías que operaba YPFB, se encuentran ubicadas en las ciudades de Cochabamba, Santa Cruz y Sucre. Las dos primeras a partir del año 1999 fueron privatizadas y entregadas para su administración y operación a una compañía subsidiaria de Petrobras denominada Empresa Boliviana de Refinación (EBR).

20.13 RESERVASEn relación a la industria de hidrocarburos se pueden hacer referencia a tres tipos de reservas, las denominadas probadas, probables y posibles.- Reservas Probadas (P1): Representan la cantidad estimada de hidrocar-buros, que de acuerdo con los análisis geológicos y de ingeniería, demuestran que es razonablemente recuperable bajo las condiciones económicas y operativas vigentes.- Reservas Probables (P2): Son la cantidad estimada de hidrocarburos que, sobre la base de evidencia geológica que respaldan las proyecciones de las reservas probadas, razonablemente se espera que exista y pueda ser recuperable bajo las condiciones económicas y operativas vigentes.- Reservas Posibles (P3): Son aquellas calculadas estudiando el tamaño de las cuencas sedimentarias y tienen un alto grado de incertidumbre.

Las reservas totales de Petróleo / condensado, en términos absolutos, crecieron en mas de 1.000 millones de barriles en el periodo 1992 – 2003. Por otra parte, debido a la escasa disponibilidad de información del periodo anterior a la reforma del sector hasta 1996, se incluye en la definición de reservas probables y posibles. En el periodo 1992 – 1996 las reservas de este hidrocarburo crecieron 5,03% al año, en el periodo posreforma estas crecieron 24,12% al año. (4)

En el gas natural, el éxito de los programas de exploración, emprendidos por las diferentes empresas que operan en Bolivia, ha tenido como resultado que las reservas probadas de este energético (P1+ P2) se incrementen substancialmente pasando de 5,69 TCF (Trillones de Pies Cúbicos) en 1997 a 54,86 TCF en enero de 2003. Estas reservas de gas natural son suficientes para duplicar el contrato de venta de gas al Brasil de 30 MMmcd por 20 años,

sin desatender, simultáneamente, los requerimientos y crecimiento del mercado interno.

La distribución de las reservas probadas por departamento son Tarija 87%, Chuquisaca 1,2%, Cochabamba 2,1%, Santa Cruz 9,6%, Tarija, en el corto plazo se constituirá en el centro del desarrollo gasífero del país.