RENDIMIENTO DE LOS DIFERENTES CAMPOS PETROLIFEROS DEBOLIVIA 1. CAMPO RÍO GRANDE El campo Río Grande, ubicado aproximadamente a 55 Km. al SSE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, fue descubierto en Julio de 1961. Se encuentra ubicado dentro del área de Contrato Río Grande y cerca al límite de deformación influenciada por la tectónica del Subandino. Este campo cuenta con varios reservorios ubicados en niveles someros del Cretácico y otros más profundos del Carbonífero y Devónico, todos productores de Gas y Condensado. La producción del campo se inicia en Noviembre de 1962 en pequeña escala hasta que se implementa, en 1969, un programa de reciclaje de gas. Los reservorios donde se recicló gas son: San Telmo W (Medio y Superior), Escarpment Y3 y Escarpment Z1. Debido al avance del cauce del Río Grande que cubrió todos los pozos que habilitaban a producción el reservorio Cajones, éstos fueron abandonados. Los pozos que habilitaban los reservorios de las formaciones San Telmo y Escarpment presentaron con el tiempo una baja en la presión e invasión de agua (propia de reservorios maduros) por lo cual se fueron cerrando, ingresando el Campo en una franca declinación hasta ser considerado Marginal. La interpretación de la sísmica 3D del área logró la identificación de una fuerte anomalía de amplitud en niveles del devónico, motivo por el cual se realizó la profundización del pozo RGD22Re con el objetivo de comprobar la existencia de producción comercial de hidrocarburos en dicha Fm, con resultados positivos. Desde agosto de 2010, fecha en que se descubrieron importantes reservas de gas y condensado en el reservorio Iquiri-1 (devónico) todas las actividades de perforación en el campo tienen por objetivo habilitar ésta arenisca, a la fecha con resultados altamente satisfactorios, habilitando pozos en la parte sur del campo. Próximas actividades de exploración tienen objetivo de investigar nuevas posibilidades en el reservorio Iquiri-1 al norte de la estructura, de resultar positivo se podrán generar nuevos proyectos de perforación. Actualmente se tiene 90 pozos perforados, de los cuales la mayor parte están terminados con arreglos dobles, 23 pozos son productores, 36 cerrados, 2 pozos inyectores de agua, 3 pozos sin terminación y 26 pozos abandonados. Este campo cuenta con dos plantas; una planta es del tipo absorción refrigerada con una capacidad de proceso de 180 MMpcd, donde se obtiene GLP y gasolina natural y una planta de Inyección con capacidad de proceso de 180 MMpcd y 3500 bpd, con el objetivo de: recolectar el hidrocarburo a través de todas las líneas de los pozos que se encuentran en producción, separar el condensado del gas y estabilizarlo, distribuir el gas residual hacia el JV y el GAA y finalmente recibir el gas proveniente de los campos del Sur para su procesamiento, junto al gas del campo Río grande en la planta de Absorción. La producción promedio actual del campo (Enero 2014) es 72 MMPCD de gas, 1320 BPD de petróleo, 440 BPD de gasolina natural y 1336 BPD de GLP. La estructura conforma un plegamiento anticlinal asimétrico. ambos son productores de petróleo negro de 45° API. 3. El campo inicia su desarrollo en el año 1970. este reservorio es el mayor productor del Campo. en la actualidad (Enero del 2014). Camiri-2. Grupo 10-11-12. El Campo Tundy. La producción promedio del campo al mes de Enero del 2014 es de 140 BPD de petróleo. Parapetí. se tiene 9 pozos productores y 3 pozos inyectores. cerca al límite de deformación influenciada por la tectónica del sub-andino. se encuentra ubicado al norte del Campo La Peña. La inyección de agua promedio para el mismo mes. Basales-2. Primer Grupo. es de 1964 BPD. Los pozos perforados en el campo son 165. también dentro del Bloque Grigotá y fue descubierto en enero de 1989. posteriormente se descubrieron y pusieron en producción las Arenas Parapetí y Camiri –1 el año 1942 y 1947 respectivamente. Actualmente cuenta con 88 pozos perforados. el campo es productor de 10 reservorios. elongado. Se encuentra ubicado dentro del área de explotación del Bloque Grigotá. siendo el pozo CAM-X1 el pozo descubridor. se tiene 18 pozos productores.2. en 1953 se descubrió y se puso en producción la Arena Sararenda 1 ó Sararenda BA (Bloque Alto). Cuatro son los reservorios del campo: Chorro y Tarija del carbonífero medio-inferior (atravesados por los primeros 4 pozos perforados ubicados en la parte SW de la estructura. estos pozos probaron la presencia de gas y condensado en niveles lenticulares y nunca fueron puestos en producción) y los reservorios La Peña y Bolívar que son los más importantes y pertenecen a las Formaciones San Telmo y Escarpment respectivamente. 4. iniciando su producción en Agosto/1927 de las arenas del 1er Grupo. Basales-1. Camiri-1. Arenisca-0. La producción promedio del campo a Enero del 2014 es de 145 BPD de petróleo y 4 BPD de agua. CAMPO CAMIRI El Campo Camiri fue descubierto el año 1927. 71 pozos cerrados y 3 pozos sumideros. CAMPO YAPACANÍ . 73 abandonados. cuyo plano axial tiene una dirección SE a NW con hundimientos definidos y flancos relativamente suaves. Sararenda BA y Varias. 114 MPCD y 1953 BPD de agua. CAMPO LA PEÑA-TUNDY Ubicado aaproximadamente a 30 Km al SSE de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra fue descubierto en Septiembre de 1965. 5. producen gas – condensado y el reservorio Sara constituido por areniscas de edad Silúrica y tiene un cinturón de petróleo y casquete de gas. el gas en condiciones es entregado a sistema de YPFB transporte. La estructura de Yapacani es un anticlinal asimétrico. El gas con alto contenido de CO2 es procesado para su adulzamiento en una planta de amina de capacidad para 16. 850 BPD de petróleo y 320 Bbls de gasolina natural. sobre la margen izquierda del Río Yapacaní en la Llanura Central. el Sistema Devónico con las formaciones Limoncito y Roboré que incluye a la Arenisca-1. La columna sedimentaria atravesada por los pozos en el campo SIRARI comprende unidades desde el Sistema Terciario con las formaciones: Chaco. produce gas . Cobra. y otras. Dista desde la ciudad de Santa Cruz de la Sierra aproximadamente 125 km en línea recta con dirección Noreste. inicialmente conocido como Curiche Grande. La producción actual del campo es de 120.El campo Yapacaní está ubicado en la Provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz. produce gas – condensado. las formaciones Yantata e Ichoa del Sistema Cretácico. no afecta los reservorios superiores en cuanto a la distribución de hidrocarburos.0 MMPCD. Está constituido por cinco reservorios ubicados en la columna estratigráfica de la siguiente manera: Reservorio Petaca conformado por areniscas de edad Terciaria. Esta planta cuenta con tres plantas para la adecuación del punto de rocío del gas (DPP1. Ayacucho y Piraí. Yecua y Petaca. 35. Coral. las Areniscas Nº 1 y Ayacucho en rocas de edad Devónica. se desarrolla en el sector más occidental del lineamiento conocido como el arco del Boomerang Hills. reservorio Yantata constituido por areniscas de edad Cretácica. Esta falla.000 MPCD de gas. DPP-2. aunque localmente se observan suaves ondulaciones y una depresión hacia el Sudeste en dirección a la ribera del río Yapacaní. sin embargo el rechazo se va incrementando hacia el SO del lineamiento El campo Yapacaní está ubicado en el área del Boomerang.condensado. la misma que afecta el flanco N en sedimentos de las formaciones Yantata. Cajones y Petaca. La dirección general es E-O y hace una inflexión hacia el SO siguiendo el lineamiento de las estructuras de Boquerón y Sirari. Las instalaciones de este campo cuenta con cinco tanques de almacenaje de condensado. es un anticlinal que juntamente con las estructuras de Víbora. CAMPO SIRARI El campo SIRARI.0 y 60 MMPCD respectivamente. DPP-3) con capacidad de proceso de 33.0. su flanco norte es comprimido mientras que su flanco sud es más suave. Paralelo a la estructura se presenta la falla Yapacani. representado por la Formación El Carmen con la arenisca Sara en su . Cascabel. este gas luego de este proceso es enviado a la DPP-2 para su proceso y posterior entrega al GCY. y el Sistema Silúrico. El nivel del terreno se encuentra a una altura promedio de 235 msnm y conforma una planicie boscosa con una ligera pendiente regional hacia el Norte. por su corto rechazo. Estos tanques también reciben la producción de ARN-X1. separador de producción.parte superior. resultando negativo) A la fecha. de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.LOS PENOCOS Estos campos están ubicados aproximadamente a 190 Km. reservorio Yantata perteneciente a rocas de edad Cretácica y los reservorios Arenisca No. 6.95 BPD de petróleo y 88. La producción de hidrocarburos son entregados al sistema de YPFB transporte.65 MMPCD de gas. Está constituido por un solo reservorio de petróleo de 34° API ubicado en la columna estratigráfica en la Formación Petaca conformada por areniscas de edad Terciaria. CAMPO ARROYO NEGRO . se cuenta con 4 tanques de almacenamiento de petróleo de los cuales 3 están en la batería LPS y 1 en la planchada del pozo LPS-4 (No operable). conformado por un anticlinal casi simétrico truncado en su flanco norte por una falla. los pozos perforados en el campo son 17. estructuralmente está alineado en el eje Patujusal . planta LTS-2 de capacidad de 30. La dirección del eje de la estructura y de la falla es aproximadamente este – oeste. que recibe la producción de los pozos LPS-X3 de bombeo mecánico y LPS-X4 productor mediante la inyección de gas lift. La producción promedio actual del campo (Enero 2014) es 11. Está constituido por cuatro reservorios con producción de gas condensado ubicados en la columna estratigráfica de la siguiente manera: Reservorio Petaca conformado por rocas de edad Terciaria. en la parte más septentrional del área del Boomerang. Se cuenta con tres tanques de almacenaje de condensado. El cierre estructural es 30 m. La batería de Arroyo Negro está constituida por un pozo productor de petróleo mediante bombeo mecánico. La batería de LPS cuenta de un manifold colector.0 MMPCD y la LTS-2 con capacidad de proceso 20.13 BPD de gasolina natural. 1 y Ayacucho en rocas de edad Devónica (El reservorio Sara fue probado por el pozo SIR-X1. que verificó la existencia de yacimientos de gas-condensado en niveles arenosos de las formaciones Yantata. 1 tanque de almacenamiento y una bomba de transferencia de petróleo: La producción promedio del campo es de 50 BPD de petróleo y 30 MPC de gas. 6 son productores de las formaciones Petaca y Cajones. la mayoría con arreglo de producción doble. 148. en la actualidad. en la provincia Sara del Departamento de Santa Cruz. bloque sur respecto de la falla. la falla es de tipo normal y es la responsable de la formación del roll over donde se encuentra el reservorio.0 MMPCD. Arenisca-1 y Ayacucho. El campo Los Penocos.Los Penocos y Arroyo Negro. El campo fue descubierto el año 1984 con el pozo SIR-X1. . Petaca. Este campo cuenta con dos plantas de proceso para adecuación del punto de rocío. La producción promedio diaria actual es de 260 barriles diarios de petróleo.La producción promedio por día actual de este campo es de 38 barriles de petróleo. Piray 2020 metros. 55 millones de pies cúbicos de gas.7. Sin embargo. que alcanzo la profundidad de 4770 m. El año 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación en los 3 pozos para habilitar a producción las reservas de gas de las arenas Ayacucho y Arenisca Nº 1. desde el año 1985 al año 2009 se inyectó gas al reservorio con el objetivo de mantener la presión de los reservorios productores. En este campo se perforaron 37 pozos de los cuales actualmente 31 son productores. habilitándolo a producción en los reservorios Ayacucho. los pozos SRW-X6 y SRW-X4 resultaron productores de la arena Ayacucho. Sara 2130 metros. mediante la perforación del pozo exploratorio CRC-X1. en 1989. 8. La profundidad promedio de estos pozos es de 2. el pozo SRW-X4 está cerrado por invasión de agua desde octubre del año 2011 y se tiene 3 pozos abandonados. El pozo SRW-X5 resultó productor de gas/condensado en las arenas Ayacucho y Arenisca Nº 1. En agosto del año 2011 se perforó el pozo SRS-9 con resultados positivos habilitando a producción los reservorios Sara. donde se encuentran las arenas productoras Cangapi y Tapecua. 10 barriles de gasolina y 24. CAMPO CARRASCO El campo carrasco fue descubierto en 1991.5 millones de pies cúbicos de gas. SRS-8. Posteriormente se perforaron los pozos SRW-X4 y SRW-X5. entró en funcionamiento la planta de procesamiento de gas. Actualmente en el campo se encuentran en produciendo los pozos SRW-X5 . SRW-X6. Actualmente se explota mediante agotamiento natural. A finales del año 2010 se perforó y completó el pozo SRS-8. Ayacucho y Arenisca No. Piray y Sara. La profundidad promedio de los reservorios productores son: Arenisca N° 1 1890 metros. incorporando a estos dos últimos como nuevos niveles productores en el campo Santa Rosa. Fue descubierto por YPFB con la perforación del pozo SRW-X6 que se llevó a cabo entre los años 1981 y 1982.1. CAMPO SANTA ROSA El campo Santa Rosa se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz. 3 pozos están cerrados y 2 pozos abandonados . 1 es inyector de agua de formación. Toda la producción del campo es procesada en la Planta de Gas Santa Rosa. 685 barriles diarios de gasolina y 289 metros cúbicos de gas licuado. SRS-9 y SRS-10.250 metros. CAMPO VUELTA GRANDE El Campo Vuelta Grande fue descubierto en 1978. 9. Ayacucho 1930 metros. Habiéndose comprobado . 11 productores de petróleo y uno como Inyector de Agua de formación. Robore II y Yantata. CRC FW-2 y CRC FW3 los cuales presentan daño a la formación debido a varias operaciones de reacondicionamiento (PerforacionTerminación). arenisca Robore I. petróleo: 526 BPD. de los cuales al pasar a manos de Chaco después de la Capitalización se encontraban 3 cerrados y 7 en producción de las formaciones Devonico. La producción media actual es. Se perforaron 12 pozos. Agua: 491 BPD.B. se perforaron nuevos pozos. Formaciones productoras: Roboré I y II. muchos de ellos se ahogaron por elevado corte de agua de formación y actualmente se encuentran cerrados o intervenidos.5 MMPCD. En la era de Y.la existencia de formaciones que contienen importantes volúmenes de gas y condensado.También se tiene el campo Carrasco Foot Wall. en este campo se tienen los siguientes pozos: CRC FW-1. Inyector de agua: CRC-2 y CRC-12W. . se perforaron 10 pozos.F.P. La profundidad media es 4750 m.002 se inyecta gas a la formación. en las formaciones Devónico. Petaca y Yantata. Inicialmente se explotó por agotamiento natural. A partir del 2. Actualmente producen el CRC-7 y CRC-11. Gas: 9.
Report "Rendimiento de Los Diferentes Campos Petroliferos de Bolivia"