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Campo San Roque El Campo San Roque fue descubierto en 1981; su explotación es mediante agotamiento natural, cuenta con una planta para extraer gasolina natural y acondicionar el gas para estar dentro de especificaciones requeridas para su transporte. En este campo se perforaron 22 pozos, de los cuales actualmente 10 son productores y 12 están cerrados por ser improductivos. La profundidad promedio de estos pozos es de 2.800 metros, profundidad a la cual se encuentran los niveles productores Tapecua, Yecua, Navidad, Chaqueña, Petaca y Castellón. La producción promedio actual es de 110 barriles diarios entre condensado y gasolina natural, y 7.7 millones de pies cúbicos de gas.

Campo Bulo Bulo El Campo Bulo Bulo fue descubierto en 1993 e ingresó a producción en noviembre de 2001. Después de la capitalización se perforaron dos pozos el BBL-9 y BBL-11, y en ese momento Chaco realizó una inversión muy importante para desarrollar este campo y procesar la producción del Campo Bulo Bulo en la planta de Carrasco. Bulo Bulo es explotado por agotamiento natural recolectando la producción, a una profundidad promedio de 4.750 m. En este campo se perforaron 9 pozos, actualmente 8 son productores. La producción promedio actual es de 1710 barriles de petróleo por día, 76 millones de pies cúbicos de gas, 295 metros cúbicos de GLP que se extraen del gas y unos 495 barriles de gasolina natural. Campo Los Cusis El Campo Los Cusis fue descubierto en 1994. El sistema de explotación es mediante levantamiento artificial con Gas Lift. En este campo se perforaron 13 pozos, actualmente 8 son productores y 5 están cerrados por improductivos. La profundidad promedio de estos pozos es de 1.700 metros, en la cual se encuentra el objetivo, la arena productora Petaca. La producción promedio diaria actual es de 185 barriles de petróleo y 0.12 millones de pies cúbicos de gas.

Palometas North West El campo Palometas NW se encuentra ubicado en la provincia Gutiérrez del departamento de Santa Cruz. El campo fue descubierto por YPFB en junio de 1973 con la perforación del pozo PNW-X1; que resulto productor de gas y condensado de las areniscas Sara, Piray y Ayacucho. Posteriormente se perforaron los pozos PNW-X2, PNW-X3, PNW-4 y PNW-5. La profundidad promedio de los reservorios productores son Ayacucho 2450 m, Piray 2530 m, Sara 2635 m. La producción promedio por día actual de este

campo es de 55 barriles de petróleo y 18.5 millones de pies cúbicos de gas. Toda la producción del campo es procesada en la Planta de Gas Santa Rosa.

Perforación  

Durante la gestión 2012, se continuó operando con tres equipos de perforación simultáneamente, dando continuidad al cronograma y manteniéndonos como la empresa líder del rubro de la perforación. Con el fin de responder a los compromisos de producción que la compañía adquirió en la presente gestión, se realizaron la perforación y terminación de seis pozos y la intervención de un pozo.Actualmente se encuentran en operación el equipo Sinopec 164, SAI 314 y SAI 379 que realizan la perforación de los pozos Dorado Sur 1002D (DRS-1002D), Carrasco Este X2D (CRE-X2D) e Ingre X2 (IGE X2), respectivamente. En la Gestión 2012 se perforaron seis pozos ubicados en los campos Bulo Bulo, Carrasco, Dorado, Santa Rosa y Palometas, los cuales se ejecutaron en estricto cumplimiento con los objetivos operacionales comprometidos y registrados en los programas previstos por la compañía. Las áreas perforadas fueron: 

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Bulo Bulo: Se perforó y terminó el pozo Bulo Bulo 12 (BBL-12) considerado un pozo HPHT (alta presión- alta temperatura) realizando un sidetrack (desvío de pozo) a la profundidad de 3618 metros en la fase de 8 ½ pulgadas. En la completación final del pozo se bajó un doble arreglo de terminación, ambos producidos en la arenisca Roboré I a la profundidad de 4040 metros (profundidad final), con volúmenes de producción de acuerdo a lo esperado. Carrasco: En esta área se realizó la perforación del pozo exploratorio Carrasco Este X2 (CRE-X2) que en la actualidad se encuentra en la fase de 12 ¼ pulgadas a la profundidad de 3.444 metros. Dorado: Se concluyó la perforación del pozo Dorado Sur 1003D (DRS-1003D) iniciada en la gestión pasada donde se realizó un sidetrack durante la fase de 8 ½ pulgadas a partir de los 3039 metros, completándose el pozo con un arreglo de terminación simple con Pruebas de Producción (TCP por sus siglas en inglés) a la profundidad de 4260 metros (profundidad final). Finalizada las operaciones se continuó con la perforación del pozo Dorado Sur 1001 (DRS-1001) alcanzándose una profundidad de 4.205 metros (profundidad final). Se bajó el arreglo de terminación simple con cañones de 5 ½ pulgadas y se realizó baleos en la arenisca Guanacos, con resultados óptimos de producción. Actualmente se está perforando el pozo Dorado Sur 1002 (DRS-1002), el cual se encuentra en la fase de 12 ¼ pulgadas a la profundidad de 3.294 metros. Santa Rosa Mono Araña: Se perforó el pozo Junín 4D (JNN-4D) alcanzando una profundidad de 2192.70 metros ( profundidad final), con datos de producción de la arenisca Sara y Piray por encima de los volúmenes esperados, por lo que se decidió cambiar el arreglo simple de producción por un arreglo dual. Finalizada las operaciones en el JNN-4D se perforó el pozo Junín 5D (JNN-5D) hasta la profundidad de 1392.11 metros (Profundidad Final) con resultados exitosos bajando un arreglo de terminación

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dúal (Línea Larga: arenisca Cajones y arenisca Yantata y Línea Corta: arenisca Petaca) efectuándose Empaque de Grava en los tres niveles productores. Palometas: Se perforó y terminó el pozo Palometas 5D (PNW-5D) alcanzando una profundidad final de 2.759 metros, logrando obtener resultados positivos de las areniscas Ayacucho y Piray. Ingre: En esta área se está perforando el pozo Ingre X2 (IGE-X2) que se encuentra a la fecha (febrero de 2013) a la profundidad de 966 metros en la fase de 12 ¼ pulgadas.

En la gestión 2012 se perforó un total de 19.825 metros, tal como se muestra en el siguiente cuadro:

Intervención Se realizó la intervención del pozo Junín X1 (JNN-X1), donde se habilitó la producción de gas y condensado de las areniscas: Petaca, Cajones y Yantata con un arreglo dual de completación. SI LA PRODUCCIóN PETROLERA CONTINúA EN ASCENSO COMO HASTA AHORA, PODRíA DUPLICARSE EL MONTO PROGRAMADO

Regalías para Cochabamba se duplican en el año 2012 

TU VOTO

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Actualmente 100

Por: MELISSA REVOLLO [email protected] | 09/05/2012 | Ed. Imp.

Los proyectos petroleros generan empleos. M. numbela

Según las proyecciones y, si el ritmo de producción de hidrocarburos se mantiene, se estima que las regalías petroleras de 2012 calculadas en 116.793.133 de bolivianos se podrían duplicar hasta fin de año. El asambleísta del Movimiento Sin Miedo (MSM), Mario Orellana, considera que según los datos y las proyecciones, existe la posibilidad de duplicar las regalías petroleras en Cochabamba. Conforme a los datos ofrecidos por el asambleísta respecto a la ejecución de ingresos del primer trimestre, se sabe que el presupuesto inicial estimado para este 2012 por concepto de regalías petroleras a nivel departamental es de 116.793.133 bolivianos y el primer trimestre ya se ha transferido al departamento 67.668.789 bolivianos que corresponden al 57,94 por ciento de lo estimado para todo el año. “Eso significa que lo más probable es que en esta partida de regalías hasta fin de año podemos

duplicar los ingresos en comparación a lo presupuestado”, expresó Orellana, agregando que esto significa “más plata” para la región que se debe traducir en proyectos. PRODUCCIÓN Estos datos son compatibles con la producción de petróleo a nivel departamental. La producción de petróleo en Cochabamba se ha estabilizado y tiende a subir. El director de Hidrocarburos de la Gobernación, Christian Torrico, confirmó que en la producción de petróleo y crudo ha habido incremento de entre 30 y 35 por ciento en la producción. “En promedio estamos aumentando la producción de líquidos a un 30 por ciento más o menos”, manifestó Torrico. Según el historial del año 2007, la producción mensual en promedio fue de 11 mil barriles de petróleo, en 2008 fue de 9 mil; en 2009 continuó bajando a 7 mil, en 2010 a 6 mil y el pasado año comenzó a estabilizarse la situación con incrementos que se mantienen a la fecha con una producción de entre 6.800 y 6.900 barriles diarios. LOS CAMPOS En Cochabamba existen dos bloques petroleros que son Mamoré, a cargo de Repsol, y Chimoré que es explotado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Chaco. YPFB Chaco tiene producción significativa considerando los pozos de Bulo Bulo y los de Carrasco, entre los que se encuentra el Carrasco Este X1 que es uno de los que más produce, casi como todo un campo petrolero. En Cochabamba nueve campos pertenecen a Chaco y que continúan produciendo dentro el parámetro normal. La cantidad de producción varía entre un mes y otro, depende del comportamiento del pozo. Los campos que más producen son los de Bulo Bulo y Carrasco y el que menores cantidades reporta es el campo Kanata. Con estos datos, el panorama de producción y por ende de regalías es positivo a nivel departamental. Apuntes

Estimaciones Anteriormente el director de Hidrocarburos anunció que las regalías podrían aumentar en 15 a 40 por ciento con la producción del pozo Carrasco Este X-1 de Entre Ríos. Y a la fecha se ha logrado un incremento de producción de entre 30 y 35 por ciento . Pago de regalías

De acuerdo a la cláusula 12 de los contratos de operación suscritos con las empresas petroleras en octubre del año 2006, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) es responsable directo del pago de regalías y del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). Para el cumplimiento y aplicación de estos contratos los mismos fueron protocolizados el 2 de mayo de 2007. Decreto Supremo En función a lo establecido en el Decreto Supremo 29528, el pago por concepto de regalías e IDH es efectuado en una sola cuota mensual dentro los 90 días finalizado el mes de producción.

Un productor potencial es el pozo Carrasco Este X1 El pozo Carrasco Este X1 es uno de los principales potenciales de producción hidrocarburífera en Cochabamba, porque su producción se asemeja a la de un bloque completo y por ende permite el incremento de regalías para el departamento. El nuevo pozo comenzó a arrojar producción, para los volúmenes de prueba, en septiembre de 2011. Este pozo ha ofrecido los primeros volúmenes de prueba, entre crudo, Gas Licuado de Petróleo (GLP) y gas natural. Se ha encontrado petróleo a 4.200 metros de profundidad. Según los datos con los que cuenta la Dirección de Hidrocarburos, en enero de 2012 la producción era de 700 barriles y entre febrero y marzo disparó las cifras a más de 2 mil barriles. La producción varía mensualmente pero es importante en este caso. Datos oficiales dan cuenta de que las reservas del pozo Carrasco Este X1, según los estudios realizados, se tiene como reservas probadas 9.357 Billones de Pies Cúbicos (BCF, sigla en inglés) y como reservas posibles 8.123 BCF. Por los resultados favorables se ha determinado certificar al Carrasco Este X1 como pozo comercial. Se aguarda la confirmación de YPFB Chaco. Por ahora la producción del pozo es para el mercado interno. Está establecido por ley que para que un pozo petrolero sea declarado como comercial tiene que tener seis meses de producción. En este caso ya se ha cumplido con esta exigencia. La certificación permitirá la comercialización tanto para el mercado interno como para el externo.

El proyecto de sísmica 3D busca mayores opciones La implementación del proyecto de sísmica tridimensional (3D) entre los municipios de Entre Ríos y Puerto Villarroel busca lograr mayores opciones de explotación de hidrocarburos. El objetivo del proyecto es obtener imágenes 3D del subsuelo en un área establecida de

producción de gas y líquidos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Chaco con el objetivo de generar nuevas oportunidades para el reemplazo de reservas de gas y condensado. Según lo establecido en el proyecto, será ejecutado en un tiempo de 8 a 9 meses. Hace más de un mes se hizo la inauguración. Se estima que en el proyecto trabajarán aproximadamente alrededor de mil personas. En el transporte terrestre se utilizarán aproximadamente 60 vehículos y adicionalmente se requerirá el uso de dos helicópteros, uno de ellos será utilizado fundamentalmente para evacuaciones médicas de emergencia. Para el registro sísmico se perforarán aproximadamente 10.700 pozos de nueve metros de profundidad, que serán cargados con 3 kilogramos de explosivos sísmicos cada uno. Esto implica el suministro, el transporte, almacenaje, custodia y manejo de 34 toneladas de explosivos que estará a cargo de la empresa Fanexa de Cochabamba.

La renta petrolera sumó $us 648 millones hasta marzo Conforme a la información proporcionada por el gerente nacional de Administración de Contratos (GNAC) de YPFB Corporación, Edwin Álvarez, el primer trimestre de 2012, entre enero y marzo, el Estado recibió 648,8 millones de dólares por concepto del pago por regalías, participación e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). Esta recaudación por la producción y comercialización de los hidrocarburos supera en 48 por ciento a la alcanzada en igual período de 2011, año en el que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) depositó en cuentas fiscales 438,7 millones de dólares, según los registros estadísticos de la Unidad de Cálculo de Retribuciones, Regalías, IDH y Participaciones, dependiente de la GNAC. Los montos pagados por YPFB en el período examinado corresponden a la producción de octubre, noviembre y diciembre de la gestión 2011. Álvarez considera que este año será excepcional para el país en materia de ingresos por hidrocarburos, pues a partir de mayo de 2012 se incrementarán importantes volúmenes de producción que en su mayoría estarán destinados al mercado de exportación (Argentina).

GOBERNACIONES Los recursos de la renta petrolera fueron depositados en cuentas de las gobernaciones de los departamentos productores de hidrocarburos. En este período, el mayor monto por asignación de Regalías Departamentales por Hidrocarburos, corresponde al departamento de Tarija con 107,4 millones de dólares. Santa Cruz recibió 31,2 millones, Cochabamba percibió 9,6 millones dedólares - que son los 67,668 millones de bolivianos a los que se hizo referencia anteriormente- y la Gobernación de Chuquisaca se benefició con 5,5 millones, 9,3 millones fueron para Beni y 4,6 millones para Pando correspondientes a la Regalía Nacional Compensatoria.

Analista insta a YPFB a transparentar información sobre pozos perforados En UPSTREAM Creado el 20 Junio 2013 inShare Los campos Sábalo y San Alberto ubicados en el departamento de Tarija y operados por Petrobras aportaron en el primer trimestre de esta gestión con el 53.4% de la producción de gas natural a nivel nacional, según información oficial de la empresa estatal. Al respecto, el economista Julio Alvarado instó a la corporación petrolera a transparentar el número real de pozos perforados en los últimos siete años, ya que los actualmente operativos perforados a finales de los años 90 y principios de la década del 2000, pueden agotarse en cualquier momento. “En su debido momento se advirtió que los pozos operativos podrían agotarse hasta el 2016, pero el Gobierno manifestó que esto es falso, por lo cual, para mantener los actuales niveles de exportación, debería haberse efectuado mayor exploración y perforación de nuevos yacimientos, porque en los últimos años, estos trabajos han sido mínimos, razón por la cual hasta ahora no se brindan nuevos datos sobre las reservas certificadas”, cuestionó. El presidente ejecutivo de YPFB, Carlos Villegas, afirmó en mayo que las reservas nacionales “cuantificadas” (sin certificar) de gas natural en Bolivia ascendieron de 9,9 a 11,2 TCF (Trillones de Pies Cúbicos, por sus siglas), hasta el 31 de diciembre de 2012. PRODUCCIÓN Según YPFB, para el primer trimestre 2013, los campos con mayor producción fueron Sábalo y San Alberto representando el 32.8% y 20.6% respectivamente de la producción total, el campo Margarita-Huacaya representó el 16.2%. El boletín estadístico de la estatal petrolera indica que otros campos que tuvieron una producción significativa son Yapacaní y Bulo Bulo, que representan el 4.2% y 3.8% del total respectivamente, Itaú, Río Grande, Vuelta Grande, Tacobo y Curiche representaron el 2.8%, 2.7%, 2.5%, 2.0% y 1.7% del total de la producción de gas natural del primer trimestre 2013. El campo Sábalo, ubicado en el departamento de Tarija, es considerado como uno de los más importantes en la producción gasífera del país. Es considerado además como el campo gasífero más grande del país, que aporta con el 70% de la producción de gas de exportación a Brasil. Según la Ley de Hidrocarburos, toda la producción del campo Sábalo se la entregan a YPFB Corporación, para la distribución del combustible en el mercado interno y externo. La Planta de Procesamiento de Gas Natural San Alberto incrementó la producción a 5 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) del campo Itaú. Los campos que más aportaron a la producción total de hidrocarburos líquidos fueron los

campos Sábalo y San Alberto, yacimientos gasíferos que producen condensado asociado al gas natural. El resto de los campos representaron el 10.8% del total producido, que incluye los campos con una producción menor a 0.96 millones de metros cúbicos día (MMmcd); en el caso del primer trimestre de 2012, incluye los campos con producción menor a 1.44 MMmcd. AUMENTA

LA

PRODUCCIÓN

La producción de gas natural sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones, durante el primer trimestre de 2013, alcanzó un promedio de 55.35 MMmcd, registró un incremento de 24.73% en relación al 2012. Esta producción fue entregada en su totalidad a YPFB por las diferentes empresas que operan los campos bajo contratos de operación. Entre enero y marzo de esta gestión, el departamento de Tarija registró la mayor producción de gas natural, alcanzó un promedio de 38.12 MMmcd (68,88%), seguido de Santa Cruz con una producción promedio de 10.23 MMmcd (18.49%), Chuquisaca con 4.60 MMmcd (8.31%) y Cochabamba que alcanzó una producción promedio con 2.39 MMmcd (4.31%). BÚSQUEDA

REQUIERE

INVERSIÓN

(ANF).- Las petroleras privadas que operan en el país ofrecen un plan exploratorio con una inversión de 8.500 millones de dólares, además que anteponen la necesidad de buscar reservas a la nueva ley sectorial y plantean la necesidad de abrir las 108 áreas con potencial hidrocarburífero. Así lo hizo saber el presidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Carlos Delius, al jefe de Estado, Evo Morales, y al vicepresidente Álvaro García, en la reunión sostenida este miércoles en Palacio Quemado. “Se necesita para el plan que hemos propuesto 8.500 millones de dólares que habría que gastarlos en cinco a siete años”, dejó en claro Delius al salir de Palacio Quemado en declaraciones que realizó en la plaza Murillo.