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1. Qué grado API y composición tienen los crudos en Bolivia? a que profundidad se encuentran? 2. Cuál es la composición y poder calorifico del gas natural Boliviano? a que profundidad se encuentran los yacimientos en Bolivia? 3. Cuál es la prospección de shale gas en Bolivia y a cuanto alcanzan las reservas estimadas?

YPFB Refinación ampliará plantas para procesar 57.000 barriles de crudo En YPFB - PETROLERAS Creado el 20 Enero 2011 inShare Santa Cruz, 20 ene (AN-YPFB).- YPFB Refinación ampliará su capacidad y procesará aproximadamente 57.000 barriles de crudo con la adquisición de un nuevo horno para la refinería Gualberto Villarroel y el equipamiento de ampliación de la refinería Guillermo Elder Bell, informó este jueves el Gerente de Ingeniería, de la subsidiaria de YPFB Corporación, Robert Espinoza Rosales. Con estas ampliaciones, ambas refinerías nacionales procesarán petróleo crudo liviano de 60 a 61 grados API (American Petroleum Institute), una parte del cual será importado, para utilizar la capacidad ociosa que se tiene en la refinería de Palmasola, con el fin de obtener carburantes como gasolina especial, gasolina premiun, kerosene, jet fuel y diesel oil, además de lubricantes en la refinería de Cochabamba. Estas adecuaciones y ampliaciones permitirán a las refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel, además, estar preparadas para encarar los nuevos procesamientos de crudo proveniente de las nuevas exploraciones de petróleo que tienen proyectados YPFB Chaco, YPFB Andina, YPFB Petroandina y otras compañías operadoras. Gualberto Villarroel De acuerdo al cronograma previsto, en agosto de este año, el montaje del nuevo horno para la refinería Gualberto Villarroel (Cochabamba) estaría concluido y en condiciones de entrar en operación con una capacidad de destilación de procesamiento de crudo de 32.000 barriles por día (bpd). “El actual horno va a ser cambiado entre septiembre y octubre de este año por un horno de mayor capacidad. Ya se han hecho todos los trabajos de ingeniería de detalle y se está concluyendo la fabricación en Buenos Aires (Argentina), con una inversión aproximada de $us 10 millones. Tendrá una capacidad de procesamiento de 26.500 barriles por día

en primera instancia a partir de noviembre del presente y a partir del año 2013 una capacidad de 32.000 bpd, cuando se implementen los otros equipos de ampliación de la planta”, indicó Espinoza. La entrega del nuevo horno de aproximadamente 300 toneladas de peso está prevista para marzo próximo y el transporte se lo hará a través de un convoy de 14 camiones trailer para luego proceder a su montaje. “A fines de febrero de este año va estar concluido el prefabricado y en los primeros días de marzo se tiene programado el despacho de ese horno desde Buenos Aires a Cochabamba y una vez que esté en esta ciudad, con un plazo de transporte de 45 a 60 días, se empezaría el montaje de ese horno”, dijo. La capacidad del horno de la refinería Gualberto Villarroel es de 25.300 barriles por día y está en operación desde el año 1978, por tanto requiere de una nueva unidad que procese mayores volúmenes de crudo. “Hoy tenemos un cuello de botella en Cochabamba, pues lamentablemente por los más de 30 años que tiene de servicio de operación, los tubos del horno se han dañado, por tanto hay que cambiarlos. Sin embargo, se ha visto por conveniente implementar un nuevo horno a su lado, uno incluso de mayor capacidad y con nuevas tecnologías”, indicó. Guillermo Elder Bell Para la Refinería Guillermo Elder Bell (Santa Cruz) también se tiene proyectado dos ampliaciones que permitirán un mayor procesamiento en base a un incremento de producción de crudo generado por las empresas operadoras. La refinería de Palmasola procesa entre 15.000 y 16.500 barriles por día. Con el equipamiento que se encuentra en etapa de fabricación, la capacidad de procesamiento de petróleo crudo liviano oscilará entre 18.000 y 19.000 barriles por día. “Hoy esa planta está operando con 16.500 barriles por día en base a una ampliación que se hizo en la torre de destilación y ahora hay que seguir la Fase II de ampliación. Para eso hemos comprado todos los equipos que requiere esa ampliación y esos equipos se encuentra en fabricación en diferentes países en el exterior; en México las bombas, el intercambiado de calor en Argentina y en EEUU los enfriadores”, explicó, tras indicar que previamente se realizó la ingeniería básica y de detalle. La antigua unidad de destilación de petróleo crudo conocida también como la “Planta de 5.000 barriles por día” que fue diseñada y fabricada por Guillermo Elder Bell hace 45 años, también será adecuada a normas en actual vigencia y procesará 6.000 barriles por día. “Vamos a reactivarla a esta planta con torres de agua de enfriamiento, intercambiadores de calor, bombas de proceso y el horno para así poner mayor capacidad de procesamiento. La planta será adecuada por áreas este año, de modo que a mediados de 2012 implementemos en esta planta un nuevo horno para ir de 3.000 bpd que tiene hoy como capacidad a 6.000 bpd”, indicó Espinoza.

Primer pozo petrolero todavía se explota En UPSTREAM Creado el 16 Noviembre 2012 inShare El Pozo Bermejo (BJO-X2), ubicado en el campo del mismo nombre, fue el primero en producir crudo en Bolivia desde 1924, y pese a ello, con 88 años de antigüedad, sigue produciendo 35 barriles de petróleo día (BPD). Este pozo se encuentra en la serranía Candado-Suaruro en el Subandino Sur, y forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Azorrales y Bermejo, situado en la provincia Arce del departamento de Tarija, según una publicación bimestral de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Éste se constituye en el mejor productor del Campo Bermejo, que tiene en total 41 pozos perforados, de los cuales cinco son productores, cuatro inyectores, 11 se encuentran en reserva y 21 de estos fueron abandonados. El pozo BJO-X2 tiene una producción acumulada de 727.131 barriles, al 1 de enero de 2012, con una densidad de crudo de 24,7 grados API (American Petroleum Institute). Fue perforado entre 1922 a 1924 junto al pozo BJO-X1. La empresa estadounidense Standard Oil creó su filial en el país el 16 de noviembre de 1921, año en el que recibió todos los derechos de la concesión de la Richmond Levering, a espaldas del gobierno de turno, de Bautista Saavedra Mallea (1921-1924). Empero, un año más tarde, el Ejecutivo aprobó esa transferencia a través de un contrato desventajoso para el país, destaca la revista de YPFB.

El Sararenda, base de la seguridad energética de Bolivia En EXPLORACION - EXPLOTACION Creado el 03 Febrero 2011 inShare (HORA 25).- Ante el anuncio de Repsol-YPF a sus inversionistas del mundo de que estaría explorando el Sararenda X-1, con una inversión de 55 millones para embolsillarse más de mil millones de dólares, cívicos de Camiri recuerdan que presentaron una propuesta técnica al gobierno para explorar este campo desde la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación (GNNE) de un YPFB-Operativo, con sede en aquella ciudad, para garantizar que las reservas del mismo -defendido por los bolivianos en la Guerra del Chaco- sea la base del cambio de la matriz energética de Bolivia y que las utilidades se queden en el país.

Los cívicos consideran que los campos Camiri y Guairuy son campos económicamente rentables porque tienen una reserva estimada 1.2 TCF (trillones de pies cúbicos por sus siglas en inglés) de gas natural y 45 millones de condensado. “Diversas evaluaciones y estudios tanto geológicos como de reservorios efectuados en YPFB, en el periodo 1980 a 1994, más un estudio con análisis de simulación de ingeniería de reservorios, efectuado por la Compañía Scientific Software Intercomp de USA en 1993, han establecido con alto grado de seguridad, que en la estructura de Camiri con un plan intensivo de reacondicionamientos y reterminaciones de pozos, hay excelentes posibilidades de recuperar una reserva probada de 1.2 millones de barriles de petróleo de 52-56 Grados API (excelente para la obtención de diesel) más una reserva adicional de 7.5 millones de barriles en función de 2 pozos adicionales y un plan de inyección de agua-gas”, señalaron en el documento presentado al Gobierno Pozo de petróleo más antiguo del país sigue produciendo

17 de Noviembre de 2010, 06:15 Camiri - Bolivia.- El pozo Camiri 3 (CAM-3), considerado como el más antiguo del país en operación, registra hasta el presente una producción acumulada de 1.806.211 barriles (Bbls) de petróleo con una densidad de 52.6 grados API (American Petroleum Institute), según un informe de YPFB Andina SA.

De acuerdo al informe de la subsidiaria de la estatal petrolera YPFB Corporación, el pozo CAM-3, considerado como un ícono en la historia hidrocarburífera de Bolivia, está en declinación; sin embargo, aún aporta entre 20 y 21 barriles diarios de petróleo para el consumo interno.

“Este volumen se suma a los restantes 22 pozos del Campo Camiri que en total producen 160 Bbls día de petróleo y de 18 a 20 Bbls día de condensado”, se lee en el informe de YPFB Andina.

HISTORIA

La perforación del octogenario pozo CAM-3 comenzó el 27 de junio de 1929 y concluyó el 7 de mayo de 1930 (a 943 metros de profundidad), ese año comenzó a producir comercialmente en forma ininterrumpida a través de bombeo mecánico. Los trabajos de exploración estuvieron a cargo de la compañía estadounidense Standar Oil.

El pozo en referencia, se encuentra ubicado al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, a 17 kilómetros de Camiri. El campo del mismo nombre está dividido en tres zonas. El área Norte, donde está ubicado el CAM-3, la zona Centro y Sur.

En la zona Norte, están ubicados siete pozos (batería 16 con cuatro pozos y batería 14 con seis). En la zona centro hay otros siete pozos y en la zona Sur más al fondo ocho que conforman los 23 pozos productores del campo Camiri. En cada batería existen dos tanques contenedores cuyo producto se transporta hasta plantas a través de YPFB Transporte.

“Para extraer petróleo del campo Camiri se utiliza en un 90 por ciento el sistema de Gas Lift (que consiste en inyectar gas para sacar el petróleo) y el restante porcentaje corresponde al bombeo mecánico, como en el caso CAM 3”, informa YPFB Andina. El Diario

Temeridad peligrosa de YPFB y riesgos críticos del Shale gas y el Fracking Se espera para la próxima semana la llegada del presidente de YPF Argentina para firmar un acuerdo con YPFB enfocado en el desarrollo de exploración y estudios sobre gas no convencional (shale), que supondría eventualmente el uso en Bolivia de una técnica de extracción (el fracking) cuestionada en varios países del mundo (y en algunos prohibido) por sus efectos socioambientales. Marco Octavio Ribera Arismendi* - A fines del 2010 se daba a conocer que en los años 90 y por insistencia de YPFB, la empresa OCCIDENTAL programó y perforó el pozo Pando-X1, que resultó descubridor de un yacimiento de petróleo de 35-40 grados API pero, por su producción de 300 barriles de petróleo por día, no justificaba la explotación frente a los altos costos de transporte (www.hidrocarburosbolivia.com 2010). El pozo quedó cerrado y en reserva hasta el día de hoy. Se evidenció la existencia de hidrocarburos en una profundidad mayor a 2500 metros en la cuenca Madre de Dios. La tecnología utilizada para perforar el pozo Pando-X1 fue de testigo continuo, es decir, que por el reducido diámetro de perforación (4 -6 pulgadas) era más rentable utilizar esta tecnología. En estudios e investigaciones posteriores, las universidades especializadas encontraron que la cuenca Madre de Dios es un reservorio de 500 metros

de espesor que reúne las condiciones para albergar gas no convencional y así lo publican en sus conclusiones (Shale Gas Potential Worldwide, 1990). Si bien desde el Colegio de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, se manifestó que la producción de gas no convencional (“Shale gas”, explotable vía Fracking o fractura hidráulica) no es prioritaria por el momento en Bolivia, se ha sugerido la realización de estudios a partir de un equipo conformado por expertos ingenieros geólogos, graduados destacados de carreras afines a la industria petrolera además de la empresa Schlumberger, que tiene vasta experiencia en el desarrollo de la tecnología (Energypress 18 julio 2011). Esto bajo la visión de conformar un equipo de investigación que en mediano plazo desarrolle tecnología adecuada para explotar los yacimientos de Shale Gas existentes en el país. También se manifestó que Bolivia no necesita extraer este gas de forma inmediata, porque debido a los costos de producción del gas no convencional, se torna en un producto poco competitivo. De todas formas, aseguró que no conviene dejar de lado el potencial que tienen estos reservorios a largo plazo (Energypress 18 julio 2011). Un dato oficial publicado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos titulado: “Recursos mundiales del Shale gas, una evaluación inicial en 14 regiones fuera de Estados Unidos”, daba cuenta de la existencia de 47 TCF (Trillones de pies cúbicos) ubicados en los esquistos devónicos del sur del país. Según estos estudios, Bolivia pasaría a ocupar el sitial número 17 entre los países con mayores volúmenes de gas no convencional. La temeridad en las decisiones de las autoridades del sector petrolero aumentaban el nivel de riesgo, pues se anunciaba desde la Vicepresidencia de la Administración, Control y Fiscalización de YPFB, a inicios del 2013 (La Razón, 7 febrero 2013), que YPFB iniciará los estudios preliminares para establecer el potencial de reservas de shale gas (gas no convencional) en el país. Se informaba que: “la Unidad de Geología y Geofísica ha sacado una carta instruyendo a todas las empresas (operadoras y subsidiarias) que cuando perforen pozos saquen muestras de la formación Los Monos, que es una formación donde se presume hay shale gas para estudios posteriores”. La formación Monos de Tarija, cuenta con datos de geoquímica sobre yacimientos de shale gas (http://ventanapetrol.blogspot.com/2013). Es importante recordar que la formación Monos se encuentra en la serranía de Aguaragüe, con lo cual la pesadilla del Fracking se aproxima a una de las regiones de mayor fragilidad del subandino chaqueño y que es considerada la “fábrica de agua” para toda la región circundante. En mayo del 2013, desde YPFB se anunciaba que se firmará un acuerdo con la empresa YPF Argentina, para que se sume como socio en el desarrollo de áreas de exploración y pueda brindar asistencia en el primer desarrollo de “tight’” (gas no convencional vía fracking) en Bolivia. Esto tiene como antecedente, que directivos de YPFB visitaron Vaca Muerta, el gigantesco yacimiento de hidrocarburos no convencionales del suroeste argentino (Energy Press, 20 mayo 2013). Como dato anexo, YPF de Argentina ha

firmado un acuerdo para el Fracking en Vaca Muerta con la nefasta CHEVRON, es decir la ex -TEXACO, la ecocida transnacional que envenenó la Amazonía del Ecuador. Mientras tanto, en la Argentina, las cosas están más avanzadas. En diciembre del 2010, la empresa YPF (entonces todavía controlada por REPSOL) anunció el descubrimiento de un mega-reservorio de shale gas en la formación Vaca Muerta, en Neuquén. La compañía estimó el potencial del yacimiento en 4,5 billones de pies cúbicos (TCFs). Poco después el gobierno neuquino aclaró que esa era la punta del iceberg, ya que en el subsuelo de la provincia se alojarían 257 TCFs, es decir, un tercio del potencial de gas de yacimientos no convencionales del país. (http://www.opsur.org.ar/blog/ 2012/10/23). Como resultado del anuncio, las autoridades públicas y el sector empresario presentaron al gas no convencional como la única alternativa para superar la crisis energética y proclamaron el comienzo de una era dorada para los combustibles fósiles en el país. La buena nueva era respaldada por un estudio de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos, mencionado anteriormente. Las proyecciones son escalofriantes, en los próximos cinco años se perforarían 2500 pozos en yacimientos no convencionales, según el Ministerio de Energía, Ambiente y Servicios Públicos de esa provincia. Esos trabajos demandarían 50 millones de metros cúbicos de agua, a razón de 20 mil metros cúbicos por pozo. 20 mil metros cúbicos es la capacidad de almacenamiento de agua que tiene la ciudad neuquina de Cutral Có para abastecer a su población de 35 mil habitantes. Según YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos (La Razón, 28 mayo 2013), Bolivia contaría con 48 Trillones de Pies Cúbicos (TCFs) de gas no convencional, supuestamente ocupando un quinto lugar en el mundo, lo cual significa un enorme aliciente para que dichas oficinas acojan sin mayores precauciones ni recaudos, una tecnología de enorme riesgo socioambiental. El Fracking (Fractura hidráulica) del Gas no convencional El gas no convencional, es gas natural con características distintas de los reservorios que albergan el energético y las técnicas para su extracción. Se reconocen tres tipos de gas no convencional: el “Tight Gas” o gas entrampado en areniscas de baja porosidad y reservorios carbonatados; el “Shale Gas”, que es gas natural de baja permeabilidad; y el “Coalbed Methane Gas”, que es gas natural producido a partir del carbón. El gas no convencional, se caracterizan por estar en rocas de baja porosidad y baja permeabilidad, lo que hace que estén en mucha menos concentración y se hagan más difícil de extraer. El proceso de extracción consiste en penetrar a gran profundidad en la formación que contiene la roca madre (areniscas, lutitas, pizarras) de baja permeabilidad para producir múltiples fracturas mediante la introducción de agua, arena, aditivos químicos e incluso perdigones de acero, a alta presión. Así, la roca arcillosa obtiene la conductividad que permite que los hidrocarburos que estaban encerrados en su interior

fluyan a la superficie. Mediante múltiples perforaciones se consigue transformar una capa del subsuelo de hasta cien metros de espesor. La técnica es de alto impacto y cara, porque requiere muchas perforaciones por superficie; es decir, muchos más pozos que en una explotación convencional. El problema mayor reside en el riesgo de contaminación de los recursos acuíferos necesarios. Para fracturar cada pozo, hace falta introducir mucha agua, lo cual puede afectar la disponibilidad del recurso para las poblaciones locales, adicionalmente, el fluido de retorno contiene las sustancias químicas o aditivos utilizados al introducirla, más los metales pesados que retornan a la superficie. Entre los aditivos más utilizados se mencionan los ácidos, bactericidas y/o biocidas, estabilizadores de arcilla, inhibidores de corrosión, reticulantes, reductores de fricción, agentes gelificantes, controladores de metal, inhibidores de sarro y surfactantes. En Estados Unidos, la Agencia de Protección Ambiental (EPA) se vio obligada a realizar estudios exhaustivos sobre el posible impacto ambiental de los químicos utilizados para el fracking, ante el pedido de la Fiscalía General de Nueva York, que había declarado una moratoria a los nuevos proyectos de Shale Gas programados. Un riesgo elevado es la contaminación de fuentes de agua con metano, en regiones de Estados Unidos bajo operaciones de fracking, se verificó que el agua de las casas aledañas a los proyectos de extracción de Shale Gas, habían incrementado su contenido de metano en niveles de hasta 17 veces superiores a los índices normales. En estas regiones donde se ha implementado el fracking a gran escala, existen evidencias claras de que la tecnología podría acarrear serias repercusiones ambientales, como la contaminación de acuíferos subterráneos. Dado que el proceso requiere una inmensa cantidad de agua, ésta solo puede ser recuperada en menores porcentajes para someterla a procesos de tratamiento, sin embargo, el proceso de tratamiento no purifica totalmente el agua y se acumulan grandes cantidades de contaminantes. El gas se mezcla con el agua potable y ha llegado a producir explosiones y llamaradas en los grifos de las casas. Hay reportes de ganado que enferma y muere. Los suelos se vuelven tóxicos y la desertificación avanza. Las personas que recibieron sumas de dinero para arrendar sus campos a los pozos de fractura, ven morir sus tierras y acabarse tarde o temprano su dinero. Por si todo esto fuera poco, las explosiones en la profundidad de la roca, provocan temblores y movimientos de tierra. Un estudio publicado en la revista científica Geology, ha relacionado un seísmo de magnitud 5,7 ocurrido en Oklahoma (Estados Unidos) el año 2011, que dejó heridos, 14 casas destruidas y carreteras dañadas, el cual fue relacionado con la técnica del fracking o de fractura de rocas por inyección de agua a elevada presión. Tras 18 años inyectando sin incidentes los fluidos a gran presión, el 5 de noviembre de 2011 los movimientos sísmicos empezaron a asustar a los habitantes de la zona, acostumbrados hasta entonces solo a los tornados. Al día siguiente se produjo el terremoto de magnitud 5,7, de acuerdo al equipo de científicos, el mayor de los relacionados con la inyección de aguas de fracking.

Algo más alarmante aún, y que muestra la insensata temeridad de YPFB, se reporta a inicios de junio del 2013, en referencia a una “minifractura” o “fracking” realizada en el pozo Ingre X-2 (Chuquisaca), por YPFB, y que según la fuente, permitió descubrir un reservorio de “tight oil” en reservorios con baja porosidad y permeabilidad con contenido de petróleo, donde se inyectó “material” (no se menciona cual) al reservorio para darle permeabilidad artificial y se pudo recuperar petróleo con los equipos disponibles en el país. La zona explorada forma parte de la formación Tupambi entre 1.640 a 1.650 metros de profundidad; se debe recordar que las exploraciones anteriores en el pozo Ingre X-2, resultaron negativos, (CBHE - Reporte Energía, 6 junio 2013). Con esto, Bolivia ingresa a la ruleta rusa mundial del “fracking”. Desafiando cualquier pronóstico petrolero sobre la vida útil de un reservorio, el pozo Bermejo X2 (BJO) del Campo Bermejo, ubicado en la serranía Candado-Suaruro en el Subandino Sur, contribuye en forma continua a la producción nacional de petróleo para el mercado interno desde hace 88 años. Se trata del primer pozo de desarrollo estable de petróleo en Bolivia y está ubicado en uno de los megacampos más grandes de líquidos descubiertos en Latinoamérica, coinciden algunos expertos. Este campo forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Arrozales y Bermejo, situados en la provincia Arce, al sudeste del departamento de Tarija. La información fue extractada de la edición tercera de la revista “Yacimientos”, medio de difusión de YPFB Corporación. “Bermejo, Camiri y Sanandita son tres de los campos más antiguos que entraron en explotación en el país en los años 1920 y 1930 y que todavía mantienen producción estable o continua, con excepción de Sanandita. Decir que un pozo tiene 88 años de explotación continua es hablar de grandes reservas de líquidos”, sostiene el director de Desarrollo y Producción de YPFB, Rolando Mendoza Rioja. Actualmente, el campo tiene en total 41 pozos perforados, de los cuales cinco son productores, cuatro inyectores, 11 se encuentran en reserva y 21 pozos fueron abandonados. El pozo BJO-X2 registra una producción acumulada de 727.131 barriles, al 1 de enero de 2012, con una densidad de crudo de 24.7 grados API (American Petroleum Institute). En la actualidad produce 35 barriles por día (BPD) de petróleo, constituyéndose en el mejor pozo productor del Campo para reservorios someros del sistema carbonífero. Pozo descubridor. La transnacional Standard Oil creó su filial en el país el 16 de noviembre de 1921, año en el que recibió todos los derechos de la concesión de la Richmond Levering, a espaldas del gobierno de turno, empero un año más tarde el Ejecutivo aprobó esa transferencia a través de

un contrato desventajoso para el país. “Si se habla en un terreno de realidad práctica del monopolio de la Standard Oil, preciso será confesar que no está en nuestra manos el evitarlo. Ello será el aporte de un gran capital para emprender trabajos en considerable escala. Este es un fenómeno económico que pertenece al de las grandes industrias que existen en el mundo y forzosamente ha de venir a Bolivia”, mencionó el entonces presidente de Bolivia, Baustista Saavedra Mallea (1921 – 1925), en una carta enviada al Senado Nacional. Las concesiones que había recibido la Richmond Levering fueron ilegalmente cedidas a la Standard Oil en 1921, vulnerando una cláusula del contrato que prohibía expresamente tal cesión. A pesar de ello, el gobierno de Saavedra aprobó el nuevo status en 1922. Dentro de una visión liberal era entendible que el gobierno de Saavedra creyera que la inversión externa era la única que podía desarrollar una industria tan cara como el petróleo. Sobre esa lógica, se favoreció plenamente la llegada de una de las empresas petroleras más poderosas del mundo. Pero este criterio tuvo su contraparte en el entonces diputado Abel Iturralde, otrora “Centinela del Petróleo”. Los primeros pozos BJO-X1 y BJOX2, fueron perforados entre los años 1922 a 1924 por la Standard Oil Company, resultando el pozo BJO-X2 descubridor de hidrocarburos líquidos en sedimentitas del Sistema Carbonífero correspondientes a las formaciones Tarija y Tupambi en 1924, durante la presidencia de Bautista Saavedra. “El BJO-X1 se empezó a perforar el 24 de agosto de 1922. A 317 metros se observaron pequeñas manifestaciones de aceite. Se siguió perforando hasta los 573 metros y como no se notó ninguna otra manifestación del petróleo, se abandonó trasladando la maquinaria del pozo (…) El pozo BJO-X2 empezó a perforarse el 17 de enero de 1924; a los 185 metros, se notó ya la presencia del petróleo; a los 450 metros, se encontró una pequeña capa petrolífera con un rendimiento de 80 barriles diarios”. (La República, 26 de octubre de 1924). El pozo somero alcanzó una profundidad de 1.960 pies y comenzó con una producción inicial de 1.500 barriles por día (BPD), a partir de los cuales se empezó a desarrollar el Campo con la perforación de seis pozos superficiales adicionales con resultados positivos en petróleo y gas asociado. Las notas intercambiadas el 18 de septiembre de 1924 por Thomas R. Armstrong, representante de la Standard Oil Company of Bolivia y Víctor Navajas, entonces ministro de Industria, confirmaron la seriedad de la compañía, refleja la prensa de la época. “Hemos encontrado varias manifestaciones de petróleo espeso en el pozo Bermejo; calculamos que

produciría 500 barriles diarios. Esperemos que perforando subsiguientemente demostrará un campo petrolífero comercial”. (La República, La Paz, 20 de septiembre de 1924). “Correspondo a su atento oficio por el que se sirve poner en conocimiento de este Ministerio, que por cable transmitido a esa compañía se le comunicó que en pozo de exploración Bermejo se ha encontrado a los 1.960 pies, varias manifestaciones de petróleo espeso, calculándose una producción de 500 barriles diarios”, felicitaba Navajas a la Standard en un artículo reflejado por el periódico La República de esa época. En total se perforaron 30 pozos hasta 1937. Entre 1925 y 1936, la Standard produjo 773.792 barriles, pero se comprobó que había exportado petróleo de contrabando a la Argentina, por lo menos hasta 1928. En 1937, rescindió contrato a la Standard Oil y la concesión petrolera pasó a ser administrada por YPFB. Entre los años 1943 al 1966, se continuó el desarrollo del campo en forma intensiva con la perforación de 39 pozos de desarrollo de las formaciones de Tupambi y Tarija productores de líquidos. YPFB investigó en las formaciones más profundas, perforándose los pozos: BJO-X42, BJO-X43 con el objetivo de explorar reservorios del Devónico. Dichos pozos fueron abandonados por razones de capacidad de equipo y por dificultades en los accesos a las locaciones. Entre los años 1983-1986, con la perforación del pozo BJO-X44, ubicado en zona de culminación, ligeramente desplazado hacia el sector Norte y flanco Este de la culminación, se descubrió el reservorio profundo Huamampampa, importante productor de gas y condensado. Pluspetrol, opera el campo Bermejo. El 21 de mayo de 2007, YPFB y Pluspetrol Bolivia Corp. S.A. suscriben el contrato de Operación “Campos Bermejo – Toro, Barredero – Tigre y San Telmo, con una superficie de 4.04 parcelas (10.087,50 hectáreas). La producción de petróleo del Contrato “Bermejo y Otros” proviene de los Campos Bermejo y Toro (niveles someros de la Formación Tarija), mientras que la producción de gas natural se obtiene del pozo BJO-X44 (niveles profundos del Devónico, Fm. Huamampampa); este pozo fue puesto en producción regular en fecha 10 de diciembre de 1990, mientras que los campos Bermejo y Toro se remontan a la época de la Standard Oil. La Ley 2678 declara a la ciudad de Bermejo como “Pionera de la Industria Petrolera Boliviana”, y “Monumento Nacional”, al Pozo Petrolero BJO-X2, descubridor de petróleo en Bolivia, localizado en la Serranía de “El Candado”, Segunda Sección de la Provincia Arce del Departamento de Tarija, en la Zona de Bermejo. De acuerdo al informe de YPFB, en Bermejo, la mayor parte de los campos de explotación están en un proceso natural de agotamiento, precisamente por tratarse de la explotación de recursos no renovables.

La Industria del Petróleo y del Gas

Para poder aprovechar la energía del petróleo y del gas es necesario extraerlos de los yacimientos o reservorios, que se encuentran a grandes profundidades. Una vez extraídos, debemos tratarlos hasta obtener productos finales. El petróleo, es un compuesto químico complejo en el que coexisten partes sólidas, líquidas y gaseosas. Lo forman, por una parte, unos compuestos denominados hidrocarburos, formados por átomos de carbono e hidrógeno y, por otra, pequeñas proporciones de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. ORIGEN Y FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Se presenta de forma natural en depósitos de roca sedimentaria y sólo en lugares en los que hubo mar o donde haya podido emigrar por movimientos y fallas tectónicas. Su color es variable, entre el ámbar y el negro. El significado etimológico de la palabra petróleo es aceite de piedra, por tener la textura de un aceite y encontrarse en yacimientos de roca sedimentaria. Factores para su formación:



Ausencia de aire



Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino)

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Gran presión de las capas de tierra

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Altas temperaturas



Acción de bacterias

Composición Petróleo Crudo

31% Los restos de animales y plantas, cubiertos por Gasolina (C5 –C10) arcilla y tierra durante muchos millones de años, Kerosene (C11 – C12) 10% sometidos por tanto a grandes presiones y altas 15% temperaturas, junto con la acción de bacterias Gasoil (C13 – C20) anaerobias (es decir, que viven en ausencia de Lubricante oil (C20-C40) 20% aire) provocan la formación del petróleo. El hecho de que su origen sea muy diverso, Residuo (C40+) 24% dependiendo de la combinación de los factores 100% anteriormente citados, provoca que su presencia sea también muy variada: líquido, dentro de rocas porosas y entre los huecos de las piedras; volátil, es decir, un líquido que se vuelve gas al contacto con el aire; semisólido, con textura de ceras. En cualquier caso, el petróleo, de por sí, es un líquido y se encuentra mezclado con gases y con agua.

Composición Gas Natural Rico 80-90% C1H4 Metano Gas Natural Seco 4-10% C2H6 Etano

El gas natural, es un compuesto químico en cuya composición se presentan moléculas de hidrocarburos, formadas por átomos de carbono e hidrógeno y, por otras, en pequeñas proporciones de óxidos de nitrógeno, dióxodo de carbono y compuestos sulfurosos, todos estos componentes se presentan en estado gaseoso. En Bolivia, el gas natural que se produce se encuentra libre de compuestos sulfurosos, por esto es conocido como “gas dulce”.

2-3%C3H8 Propano 0.5-2%C4H10 Butano

Gas Licuado de Petróleo (GLP)