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Área: Economía >> Energía e hidrocarburos
Actualizado el 2004-07-19 a horas: 11:01:44

Cronología del campo San Alberto

Cronología del campo San Alberto Luciano Cardona Sandoval El presente trabajo tiene por objeto proporcionar un informe detallado y documentado que aclare la información errada que circula actualmente sobre el ?Descubrimiento y Adjudicación del Campo San Alberto? y se conozca, en suma, la verdad de los hechos. Para la elaboración de este Informe al Pueblo Boliviano, no me animó nada más que la obligación que tengo como ciudadano y como profesional especializado en el área.

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Cronología del campo San Alberto

Luciano Cardona Sandoval

El presente trabajo tiene por objeto proporcionar un informe detallado y documentado que aclare la información errada que circula actualmente sobre el ?Descubrimiento y Adjudicación del Campo San Alberto? y se conozca, en suma, la verdad de los hechos. Para la elaboración de este Informe al Pueblo Boliviano, no me animó nada más que la obligación que tengo como ciudadano y como profesional especializado en el área.

Proceso de capitalización

Mediante el D.S. Nº 23985 de 30 de marzo 1995 se autoriza al Ministro Responsable de la Capitalización a realizar todos los actos necesarios para llevar adelante el proceso establecido en la ?Ley de Capitalización?. En virtud de ello, el Directorio de YPFB el 14 de agosto de 1996 resuelve constituir la ?Empresa Petrolera Andina S.A.M.? (Sociedad de Economía Mixta) y la ?Empresa Petrolera Chaco SAM?.

Cabe aclarar que antes de constituirse la Empresa Petrolera Andina S.A.M., el Campo San Alberto se manejaba mediante ?Contrato de Asociación? entre YPFB y la Empresa Petrobras. Ya en 1990 se había descubierto Potenciales Reservas de Gas y Condensados en el Sistema Devónico- Formación Huamanpampa (Dv- HMP).

El 10 de abril de 1997 en el marco de la Capitalización, la Petrolera Andina S.A.M. se convierte en ?Sociedad Anónima Capitalizada?, por el Consorcio de Empresas Argentinas YPF S.A., Pérez Companc S.A. y Pluspetrol Bolivia Corporation, conformando ?ANDINA CORPORATION?, con una oferta de $US 264.777.021,00 para la suscripción del 50 % del paquete accionario. El restante 50% pertenece a los ciudadanos bolivianos con un 47,9 % de las acciones administradas por los Fondos de Pensiones y 2,1% en poder de los trabajadores y ex - trabajadores de YPFB.

El 31 de diciembre se firma el ?Contrato de Riesgo Compartido? (Nº de Contrato 44/97), con Petrobras Bolivia S.A. y la Empresa Petrolera Andina S.A. Quedando la composición accionaria de la siguiente manera:

- Petrobras Bolivia S.A. (Operadora)........35%

- Total Exploration Production Bolivia...15%

- Empresa Petrolera Andina S.A. ..............50%.... 25% YPF S.A. ; Pérez Co. y Pluspetrol

25% Fondo de Pensiones y Trabajadores

CAMPOS ENTREGADOS A LA EMPRESA ANDINA S.A.M. AL 01/07/96

CAMPO

CLASIFICACION

EMPRESA

AÑO

PRODUCCION

SISTEMA

DESC

Productores

CAM

Camiri

Nuevo (N)

SOC

1,927

Petróleo+Gas

Devónico

Iquiri

CCB

Cascabel

Nuevo (N)

YPFB

1,985

Petr+Gas y Condens

Silúrico

Arenisca Sara

GRY

Guairuy

Nuevo (N)

YPFB

1,947

Petróleo+Gas

Devónico

Iquiri

LPÑ

La Peña

Nuevo (N)

BOGOC

1,965

Gas+Condensado

Carbónico

Tarija

RGD

Rio Grande

Existente (E)

BOGOC

1,962

Gas+Condensado

Terciario-Cb

Pt-Taig-Tup

SIR

Sirari

Existente (E)

YPFB

1,985

Gas+Condensado

Terc-Kret-Dv

Pt-Yt-Ar.Ayac

TDY

Tundy

Nuevo (N)

YPFB

1,992

Petróleo+Gas

Carbónico

San Telmo

VBR

Víbora

Existente (E)

YPFB

1,989

Gas+Condensado

Cretácico

Yantata

YPC

Yapacaní

Existente (E)

BOGOC

1,968

Gas+Condensado

Kt- Dv.

Ar.Ayac+Yt.

SAL

San Alberto (1)

Nuevo (N)

YPFB

(1) 1,967-90

Petr+Gas y Condens.

Cb-Dv

Tarija+HMP

En Reserva

BON

Boquerón

Nuevo (N)

YPFB

1,985

Gas+Condensado

Terciario

Petaca

CBR

Cobra

Nuevo (N)

YPFB

1,991

Gas+Condensado

Cretácico

Yantata

ENC

Enconada

Nuevo (N)

YPFB

1,972

Gas+Condensado

Terciario

Petaca

PLC

Palacios

Nuevo (N)

YPFB

1,974

Gas+Condensado

Cretácico

Cajones

PTJ

Patujú

Nuevo (N)

YPFB

1,989

Gas+Condensado

Triácico-Kt

Pt-Cj-Yt

PPL

Puerto Palos

Nuevo (N)

YPFB

1,992

Gas+Condensado

Cretácico

Cj-Yantata

EPJ

Espejos

Nuevo (N)

YPFB

1,977

Petróleo+Gas

Devónico

Huamamp.

N= Hidrocarburo Nuevo E= Hidrocarburo Existente

(1) En 1990 se Descubrió Potenciales Reservas de Gas y Condensado en el sistema Devónico- Formación Huamampampa

SIGLA FORMACION
Abandonadas y/o Marginales

De la interpretación del cuadro se desprende claramente que el 77% de los Campos Productores de Hidrocarburos se los entregó como ?Hidrocarburos Nuevos?, siendo que ya estaban en producción antes de la capitalización, como lo evidencian los datos precedentes.

Conforme a la terminología que se estableció para la Capitalización ?Ley de Hidrocarburos? (Ley 1689 de 30 de abril de 1996); después de sufrir una serie de modificaciones (s/Leyes y DS), se estableció que:

- Reservorios Existentes (s/DS 24419 de 27 de noviembre de 1996), son los que estaban en producción a la fecha de la promulgación de la Ley o que no estaban en producción a la fecha de la promulgación de la Ley, pero que tuvieron producción comercial con anterioridad. Al efecto se entiende por ?Producción Comercial?, cuando el petróleo o el gas proveniente del reservorio fueron producidos y comercializados por un periodo igual o mayor a 300 días, no necesariamente consecutivos.

- Reservorios Nuevos, descubiertos después de la promulgación de la Ley o descubiertos antes de la promulgación de la Ley y que no cumplen las condiciones acordadas para los ?Existentes?.

Lo llamativo de estos conceptos y/o definiciones, es que hay ?reservorios? que fueron descubiertos hace muchos años, que por su condición de ?gasíferos? y ante la falta de mercados quedaron en ?Reserva?, lo que benefició grandemente a las Empresas Capitalizadoras y a las Convertidas a Riesgo Compartido, ya que los ?Hidrocarburos Existentes? tributan el 50% al país y los ?Nuevos ? solamente el 18%.

DATOS DE PRODUCCION EMPRESA ANDINA S.A. POR AÑO

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Petróleo + Condensado + Gasolina Natural en Barriles (Bbl)

Nuevo

575.410

1.160.665

1.074.587

1.212.948

1.125.638

1.293.666

Existente

3.082.708

2.665.751

2.164.371

2.040.538

1.199.870

1.282.977

Total

3.658.118

3.826.416

3.238.958

3.253.486

3.125.508

3.116.640

Gas Natural (Producción de Campo) en Miles de Pies Cúbicos (MPC)

Nuevo

1.134.787

3.906.092

5.441.367

8.804.419

9.996.703

15.417.806

Existente

72.988.224

68.252.935

66.589.507

70.073.029

76.472.823

86.325.174

Total

74.123.011

72.159.027

72.030.874

78.877.448

86.469.526

101.742.980

Gas Natural ( Sujeto al pago de regalías) en Miles de Pies Cúbicos (MPC)

Nuevo

s/d

2.842.854

3.491.529

5.013.043

5.605.008

10.124.652

Existente

s/d

33.785.768

25.735.055

34.560.128

40.340.614

49.811.775

Total

s/d

36.628.622

29.226.584

39.573.171

45.945.622

59.936.427

TIPO

Según estos datos, si multiplicamos el precio internacional del barril de petróleo y del millar de pies cúbicos por la producción anual de los ?Hidrocarburos Nuevos?, se verá que no es lo mismo percibir el 18% del valor total, que el 50%.

Evidentemente, estos valores son ejemplificadores, ya que en los volúmenes producidos están incluidos cuatro ?Campos Existentes? (Río Grande, Sirari., Víbora y Yapacaní), tres Campos Nuevos descubiertos por Andina, además de haberse desarrollado todos los campos productores.

CAMPOS PRODUCTORES DE LA EMPRESA ANDINA AL 31/12/2002

Nro.

CAMPOS

CLASIFICACION

1

Arroyo Negro (*)

Nuevo

2

Camiri

Nuevo

3

Guairuy

Nuevo

4

La Peña

Nuevo

5

Los Penocos (*)

Nuevo

6

Los Sauces (*)

Nuevo

7

Patujú

Nuevo

8

Río Grande

Existente

Río Grande

Nuevo

9

Sirari

Existente

Sirari

Nuevo

10

Tundy

Nuevo

11

Víbora

Existente

Víbora

Nuevo

12

Yapacani

Existente

Yapacani

Nuevo

(*)

Campos descubiertos después de la Capitalización.

Para despejar dudas y ratificar el comentario mencionado, tomemos tres campos del listado que fueron entregados como ?Nuevos?, con su respectiva producción por año.

Petróleo + Condensado+ Gasolina Natural ( Sujeto pago de Regalías) en Barriles (Bbl)

CAMPO

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Camiri

94.900 (1)

90.562

88.641

89.787

89.558

96.849

Guairuy

13.137 (1)

16.135

22.311

19.828

32.372

34.480

La Peña

265.401 (1)

279.113

306.144

471.883

367.147

395.648

(1) Valores sujetos a corrección

Gas Natural (Producción de Campo) en Miles de Pies Cúbicos (MPC)

Camiri

214.409

160.993

198.570

196.073

191.790

184.954

Guairuy

42.873

20.790

--------

--------

5.595

7.032

La Peña

233.760

253.956

496.881

886.893

544.946

462.902

Si utilizamos el mismo criterio y cálculo para cada campo, vemos lo que el Estado deja de percibir por regalías, ya que todos los ?Campos Productores? hasta antes de la Capitalización y que fueron entregados a las compañías como ?Reservorios Nuevos?, están tributando el 18% de regalías y no el 50% como debería ser.

Antecedentes

Antes de centrar nuestra atención en el Campo San Alberto, es necesario rescatar y revisar conceptos sobre la Potencialidad Hidrocarburífera del Sistema Devónico ( formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa ), que presentan características estratigráfico-estructural bien conocidas en el territorio nacional, especialmente en el sector Sur y Sureste de las ?Sierras Subandinas?, donde se descubrieron ?Importantes Reservas de Hidrocarburos?, con producción de Petróleo, Gas y Condensado.

Campo Los Monos

La Cia. Mc Carthy entre 1954 ? 1955 perforó cinco pozos, cuatro negativos y uno positivo, el Pozo Los Monos-X3 (LMS-X3, con el que descubre ?Hidrocarburos? en la Formación Huamampampa del Sistema Devónico. La Cia. Chaco de 1958 ? 1959 perfora dos pozos, ambos negativos.

En 1969 ? 1970 YPFB perfora el Pozo Los Monos-X8 (LMS-X8), confirmando la existencia de Importantes Reservas de Hidrocarburos en el Sistema Devónico, formaciones Icla y Santa Rosa (hoy conocidas como Huamampampa), con producción de Petróleo, Gas y Condensado.

Campo Caigua

En 1973 YPFB perfora el Pozo Caigua-X2 (CAI-X2), el que alcanza una profundidad de 1200 mbbp y atraviesa 750 m de bancos arenosos de la formación Huamampampa.

Desde el inicio de la perforación, se registraron fuertes manifestaciones de Gas y Petróleo a presiones anormales, que amenazaban constantemente descontrolar el pozo, motivando el abandono del mismo sin alcanzar la profundidad programada, para investigar la secuencia devónica. El pozo fue ?Descubridor del Nuevo Campo?.

Datos de Producción

Arenisca Pilcomayo-Formación Santa Rosa ( hoy Huamampampa), tramo 885-890 mbbp

Conclusión: Zona Petrolífera de alta presión.

Arenisca Caigua-formación Santa Rosa ( hoy Huamampampa ), tramo 865-869 mbbp.

Conclusión: Zona Petrolífera de alta presión.

Con la información existente, más la información proporcionada por intercambio con YPF argentino del Pozo Ramos ?11 (Norte argentino), 1978; se ajustó el cuadro estratigráfico-estructural y se eligió el ?Anticlinal de Caigua? para efectuar la perforación de un Pozo de Explotación Profunda, que investigue los reservorios pre-devónicos y las formaciones Icla y Santa Rosa de la base del Devónico. Para ello YPFB programó el ?Pozo Caigua ?X 11? (CAI-X 11), se perforó en 1979-1980, alcanzando una profundidad de 2.932 mbbp, descubriendo ?Importante Reservas Hidrocarburíferas en las formaciones Icla y Santa Rosa?. Concluyó como ?Pozo Descubridor de Yacimiento Profundo?, en la formación Huamampampa del Sistema Devónico

Campo Bermejo

La Cía. SOC (Standard Oil Co.) en 1924, con el Pozo Bermejo-X2 (BJO-X2), descubrió producción comercial de Hidrocarburos en sedimentitas del Sistema Carbónico (Descubridor de Campo).

En 1969 YPFB con el Pozo Bermejo-X42 (BJO-X42), intentó investigar los niveles profundos de la estructura, el que abandona por motivos técnicos en 2.711 mbbp.

Con el pozo Bermejo?X44 (BJO-X44), YPFB 1983-1986 logró coronar sus objetivos, al ?Descubrir Excelentes Depósitos Comerciales de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos de Alta Presión?, en sedimentitas de la Formación Huamampampa. El pozo llegó hasta una profundidad de 4.022 mbbp, clasificándose como ?Pozo Descubridor de Yacimiento Profundo?

Nivel

Esp. Atrav. (m)

Petróleo (BPD)

Gas (MMPCD)

PS (Psi)

Arenisca Nro. 1 (Ar. BJO-HMP-1)

40,00

Evaluado por registros

"Reservorio en Potencia"

Arenisca Nro. 2 (Ar. BJO-HMP-2)

65,90

52,20

2,85

s/d

Arenisca Nro. 3 (Ar. BJO-HMP-3)

92,00

246,60

13,11

9.800

Campo San Alberto (Sal)

Los primeros estudios del Campo San Alberto datan de 1927 y son realizados por geólogos de la Standart Oil Company. En 1956-1957, L.A. Arigós trabajó en este sector y 19963 J. Oblitas geólogo de YPFB definió la estructura mencionada.

Desde 1966 hasta 1970, en la estructura San Alberto se perforaron ocho pozos, cinco positivos y tres negativos, todos Pozos Exploratorios en niveles someros, que investigaron el Sistema Carbónico (Formación Tarija- Arenisca Miller), las profundidades de dichos pozos oscilaron entre 800 mbbp-2.200 mbbp.

Investigaciones posteriores de L. Lema, 1970; J. Michalsky, 1971; J. Oblitas, 1972; R. Salinas (Brigada Geológica Nro. 5), 1974 y 1981; C. D arlach, 1973 y 1976, además de los resultados positivos de perforaciones efectuadas en el norte argentino y en territorio nacional Caigua y Bermejo, ameritaron la perforación de un ?Pozo Exploratorio de Yacimiento Profundo?, con objetivos principales los niveles arenosos de la Formación Huamampampa , ya descubiertos con la perforación del Pozo Bermejo-X44 (BJO-X44), en 1986, equivalentes a los niveles que en el Norte argentino se denominan ?B Sucio?, ?B Limpio? y ?Sección D? del Pozo Ramos-11 (1978).

El Pozo San Alberto-X9 (SAL-X9), se perforó en 1988-1990, como Pozo Exploratorio de Yacimiento Profundo, para investigar los niveles arenosos de las formaciones Huamampampa y Los Monos del Sistema Devónico, el mismo llegó a una profundidad de 4.518,50 mbbp y descubrió ?Excelentes reservorios de Gas y Condensado? en las areniscas SAL-HMP-1 y SAL-HMP-2.

El nivel SAL-HMP-1 sólo se evaluó mediante registros, por tener doble revestimiento de cañería, conclusión ?Reservorio Gasífero?.

El nivel SAL-HMP-2 se probó en agujero abierto, produciendo hasta 7.730 MMPCD de gas y 176 BPD de condensado con presión de surgencia de hasta 4.630 Psi. Los parámetros petro-físicos de este reservorio presentan las siguientes características:

Nivel

Interv. Atrav.

Espesores (m)

Porosidad

Sw.

Area

(mbbp)

Total Perm. Produc.

%

%

Km 2

Ar. SAL.-HMP-2

4.479,50-4.518,50

73,00 39,00 39,00

7.0

47

36.8

Conclusión: Excelente reservorio de Gas y Condensado.

El costo del Pozo fue de $US. 11.171.540 (s/ Dpto. de Perforación de YPFB).

El Campo San Alberto en función de los resultados fue considerado como una ?Megaestructura? de alrededor de 36,8 Km2, con una altura estructural saturada de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos de 669,00 m.

Campo San Alberto.- Reservas calculadas por la Dirección Petrolera de YPFB. Al 01/07/96

Reservas Originales Probadas

Produc. Acum. AL 30/06/96

Reservas Remanentes

Petróleo

Gas Sol.

Cond.

Gas Libre

Petróleo

Gas Sol.

Cond.

Gas Libre

Petróleo

Gas Sol.

Cond.

Gas Libre

Bbl

Mm pc

Bbl

Mm pc

Bbl

Mm pc

Bbl

Mm pc

Bbl

Mm pc

Bbl

Mm pc

675.300

0,00

2.451.800

132.000

653.282

0,00

16.507

885

22.018

0,00

24.352.93

131.115

Reservas Probadas

Reservas Remanentes + Probable

Reservas Posibles

0,00

0,00

13.988.900

903.500

22.018

0,00

16.424.193

1.034.615

0,00

0,00

7.480.600

470.000

La Empresa Petrobras Bolivia S.A., una vez que se hizo cargo del campo San Alberto, perforó el Pozo San Alberto-X10 del 09/11/97-22/08/99, con excelente resultado: ?Pozo descubridor de Yacimiento Profundo?, con importantes volúmenes comerciales de Gas y Condensado en las areniscas de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa en siete zonas y/o niveles, ratificando de esta manera la existencia de Grandes Potenciales Reservorios en el Sistema Devónico, ya que contaba con abundante información técnica y estratigráfico-estructural proporcionada por YPFB. El costo del pozo fue de $US. 45.097.224.

Llama la atención el desfase del costo de operación ya que YPFB perforó el Pozo San Alberto-X9 , con un profundidad de 4.518,50 m, con una inversión $US. 11.171.540, mientras que Petrobras invirtió $US. 45.097.224 para perforar 5.520 m , sólo 1.000 m más que el San Alberto X-9.

Petrobras retoma el Pozo SAL-X9 programando una ?Profundización?, tarea que no pudieron realizar y deciden efectuar un ?Side Track? (KOP=desviación del pozo), desde una profundidad de 4.383,40 mbbp.

Pozo

SAL.-X9 Side Track

Prof. Progr./Alcanzada

4.570 m/4.564 mbbp

Fecha inició y concluyó Side Track

21/01/99-24/02/99

Fecha inició y concluyó Terminación

25/02/99-30/03/99

Resultado

Productor en HMP-1 y 2

Costo

$US. 4.000.000.(Acumulado Aproximado)

Se perforó con el Side Track sólo 181,10 m, se atravesó 84,50 m de la Arenisca San Alberto- Huamampampa-2 (Ar. SA-HMP-2).

Por CK (Apertura) 20?/40? se tuvo una producción de 20,11 MMPCD de gas y 369 BPD de Condensado, con una presión de sugerencia de 2.237 Psi.

Declaración de Descubrimiento Comercial Campo San Alberto

Conforme a lo establecido por el Reglamento de Devolución y Retención de Áreas, aprobado mediante DS 24335 del 19/07/96, Petrobras Bolivia SA. En fecha 14/0199, solicitó la declaración de ?Descubrimientos Comercial? de los niveles de la Formación Huamampampa San Alberto (Fm-HMP-SAL).

Presentado para tal efecto a YPFB documentación técnica detallada, información geofísica y geológica, referidos a cada uno de los tres niveles de la Formación Huamampampa.

Sorprende sobremanera que Petrobras haya declarado ?Descubrimiento Comercial? en San Alberto el 14 de Enero de 1999, con toda la documentación técnica detallada, si recién el 21 de Enero del mismo año dio inicio a los trabajos de desviación.

En conclusión ?El Descubrimiento del Campo San Alberto?, es la culminación de esforzados trabajos realizados por el personal de las gerencias de Exploración y Perforación de YPFB.

El pueblo boliviano y los trabajadores de YPFB, han recibido con verdadero estupor, la forma como el Campo San Alberto y muchos campos más, han sido entregados como ?Hidrocarburos Nuevos?, ocultando y desvirtuando la información existentes, con el injustificado pretexto de atraer las inversiones extranjeras, enajenando para ello una de las últimas riquezas que tiene nuestros país.

Como comentario final, vale decir que, cuando se descubrió el ?Campo San Alberto? en 1990, las Reservas Probables preliminarmente calculadas, lo ubicaban en términos de volumen en 3er. lugar e incrementaban las reservas del país en un 15 %.

Río Grande Vuelta Grande San Alberto Colpa

1.251 MMMPC 862 MMMPC 768 MMMPC 636 MMMPC

En 1991 la Dirección de Ingeniería Petrolera de YPFB, evaluó las ?Reservas de hidrocarburos para el Campo San Alberto formación Huamampampa-II del Sistema Devónico, con los siguientes valores:

Pozo San Alberto - Formación Huamampampa-II, tramo 4479,5 - 4518,5 m

Reservas descubiertas de Condensado

Original In Situ

19,83 MM de Bbls

Probada Original

0,73 MM de Bbls

Probable

10,58 MM de Bbls

Reservas descubiertas de Gas

Original In Situ

856,83 MMMPC

Probada Original

41,48 MMMPC

Probable

601,13 MMMPC

Para el nivel Humampampa-III, se estimó una Reserva Posible de:

Gas 935,00 MMMPC

Condensado 16,45 MM de Bbls

No se probó el Nivel Huamampampa-I, por tener doble revestimiento de cañerías.

NOTA.- En los próximos días se publicará el informe ampliado y con toda la documentación respaldatoria.

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