Informe San Alberto

FACULTAD INTEGRAL DEL NORTE – INGENIERIA PETROLERA – CAMPO SAN ALBERTO PERFORACION IV – GRUPO #1

CAPITULO 1 GENERALIDADES

1.1. INTRODUCCION. La región del Subandino Sur y Pie de Monte de la Cuenca de Tarija, es una provincia gasífera que abarca un área cercana a los 100,000 km2. El sector comprende desde el punto de vista geológico, la Faja Corrida Externa y el Pie de Monte, ubicado entre el Codo de Santa Cruz al Norte y la región del límite político Bolivia – Argentina hacia el Sur. Donde se registran varios campos petrolíferos interpretados cuantitativamen te del potencial hidrocarburífero, hidrocarburífe ro, (campo San Alberto), durante la exploración y la perforación se obtienen una cantidad de información, control geológico, estructural y sobre todo detección de gas, de acuerdo

a las informaciones obtenidas

nos ayudara a

determinar una exacta potencial de los reservorios de un pozo y por tanto el área de interés. Mediante el buen uso de análisis e interpretación de los datos obtenidos durante la perforación, se tendrá una información verdadera, tanto por el control geológico (que se hacen descripciones litológicas y estructurales de las formaciones atravesadas, de manera detallada de los rastros de hidrocarburos y correlaciones estratigráficas regionalmente), y control de parámetros de perforación.


1.2. ANTECEDENTES. La prospección en la parte sur de las Sierras Subandinas fue iniciada por Geólogos de la Standard Oil, entre los cuales se encuentra S.H. Cathcart que, en el año 1927, delimita varias estructuras con posibilidades petrolíferas, dentro de las que se destaca la estructura San Alberto. YPFB reinicia, el año 1956, los trabajos exploratorios y es el Geólogo Arigos, en su informe “Geología de la Serranía Ser ranía de San Antonio sector Norte y Sur, quien analizó con mayor detalle la zona y enfatizo su importancia petrolífera. Continuando con las investigaciones, en 1963 el Ing. Jaime Oblitas efectuó un estudio geológico de detalle, abarcando la zona de Achiralito y San Alberto, definiendo las estructuras El primer pozo perforado en Campo San Alberto, fue el SAL-X1 en 1966, que alcanzo la profundidad de 2208 metros y resulto seco. El pozo SAL-X2 perforado en 1967 de 1792 metros también resulto seco. El mismo año se perforo el SAL-X3 de solo 846 metros y resulto descubridor (B-1) del nivel denominado Arenisca Miller (tuvo una producción de 653.000 barriles de petróleo, hasta que agoto su reserva en octubre de 1995). Los pozos SAL-X4, 5 y 6 perforados también en 1968, fueron productores de desarrollo. Los pozos SAL-X7 y 8 fueron de avanzada que resultaron secos. Con los trabajos realizados por la Gerencia de Exploración de YPFB, y el convenio con la ORSTOM de Francia y el Centro de Tecnología Petrolera de YPFB, entre los años 1970 al 90, definían claramente las posibilidades petrolíferas de los niveles medios y superiores del Devónico, descubriendo yacimiento profundos de gas y condensado, en la formación Huamampampa. Estos antecedentes geológicos regionales fueron tomados en cuenta en San Alberto y en los años 1987 y 88, se propuso la perforación perforación de un pozo profundo para alcanzar niveles superiores del Devónico, habiéndose perforado el pozo SAL- X9, que se inicia en Diciembre de 1988 y concluye en Septiembre de 1990 a una profundidad de

4518,5

metros

bajo

boca

de

pozo. El pozo SAL-X9

atravesó la arenisca Miller a 991 m y entro en la arenisca Huamampampa I a 4319 m y en la II a 4479,5 m, este pozo descubridor de yacimiento profundo (B-2B) (B- 2B) es el


considerado como descubridor de gas en los niveles superiores del Devónico, Formación Huamampampa en el Campo San Alberto. El interés por el Campo San Alberto llevo a Petrobras en 1993 a iniciar negociaciones con YPFB para la firma de un contrato de Asociación, el que finalmente se concretó en fecha 22 de Abril de 1996, 8 días antes de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos. Según ese contrato, YPFB tenía el 50% de participación y PETROBRAS el otro 50%. Por tanto PETROBRAS reconoció implícitamente descubridor

del

que

el

pozo

SAL-X9

fue

el

GAS.

Bajo el nuevo contrato de Riesgo Compartido, el operador (Petrobras) perfora el pozo SAL-X10 (9-11-97 al 23-08-99) que alcanza la profundidad de 5220 mbbp y resulta productor de los reservorios Huamampampa y Santa Rosa. Luego de este pozo, Petrobras profundiza el SAL-X9 (20-01-99 al 30-03-99) en 46 metros, atravesando la totalidad del reservorio Huamampampa II, el mismo que actualmente está en producción. Con los resultados de la profundización de este pozo y de lo descubierto por el pozo SAL-X10, se incrementan las reservas probadas del Campo. Después de los resultados del pozo SAL-X9 profundizado, se perfora el SAL-X11(2000) que resulta productor de los reservorios Huamampampa e Icla. El pozo SAL-X12 perforado entre el 99 al 2000, alcanza la profundidad de 5648 m y resulta productor. Los pozos SAL-13 y 14 perforados posteriormente, son pozos de desarrollo y resultaron productores.


1.3. OBJETIVOS 1.3.1. OBJETIVO GENERAL 

Estudiar las características del campo San Alberto, tanto estructurales, litológicas,

tipo

de

reservorios,

profundidades

que

se

acumularon

los

hidrocarburos, mediante de los datos que se tomaron desde el momento de su descubrimiento.

1.3.4. OBJETIVOS ESPECIFICOS 

Analizar la producción del campo.



Estudiar las características de los pozos del campo como ser: Pozos perforados, pozos activos, cerrados y abandonados. Como también cuales son los pozos q aportan con una mayor producción.



Identificar la zona productora actual, el tipo de arreglo y característica de sus pozos.



Identificar el tipo de hidrocarburo producido.



Mencionar la empresa adjudicada al campo.


CAPITULO 2 MARCO TEORICO 2.1. UBICACIÓN Y ACCESIBILIDAD. El campo está ubicado aproximadamente a 100 Km al SE de la ciudad de Tarija ( Fig. 1), en la Segunda Sección de la Provincia Gran Chaco, en el Municipio Carapari, a

sus 18 Km al SW del mismo pueblo, en las serranías de San Alberto, en tanto el bloque se encuentra en Sub Andino Sur de Bolivia, donde opera la Empresa Petrolera Petrobras.

CAMPO SAN ALBERTO


2.2. ESTUDIOS ANTERIORES. (Dunn et al, 1995) menciona que la faja plegada y corrida pertenece a un sobre escurrimiento superficial con dos horizontes de despegue principales que son ligados, uno en la Formación Kirusillas del Silúrico y el otro en la Formación de los Monos del Devónico, al oeste de la falla Mandiyuti la geometría de los pliegues por flexura de fallas (rampa, plano) predominan un cambio de sección estratigráfica. Montellano (2003) hace una descripción de las formaciones perforadas en el pozo SAL-14 donde, a los 24 días se atravesó a la formación Tarija a los 863 metros, y a los 864 metros empezó a perforar la formación Miller. Continuando a sus 974 metros se tiene 90% de lutita y 10% arenisca donde la perforación avanzaba muy rápido y a sus 2558 metros seguía en perforación de lutitas y limolitas. Montellano & Abruzzuse (2003), menciona de forma resumida las actividades que se realizaron en la perforación por la empresa PRIDE INTERNATIONAL, SAL-14 comenzó a las 19:30 de 2 de mayo de 2003, a sus 20 días ya se tenía una profundidad de perforación de 773,02 metros, se perforaba con lodo aireado (Spud Mud), alcanzando a diferentes niveles de formaciones.

2.3. HIDROGRAFIA Los principales ríos que se encuentran dentro de la zona de estudio, corresponde, o presentan un drenaje dendrítica hacia el E está el RIO CARAPARI, que presenta un tipo meándrico, que fluye hacia el vecino País Argentina y donde descargan varios ríos intermitentes y hacia el otro lado de anticlinal es decir hacia el W esta los ríos ITAU y R. NEGRO, que también fluye hacia el vecino país, donde también presentan muchas conexiones de ríos intermitentes a este rio.

2.4. CLIMA, FLORA Y FAUNA La zona presenta en general un clima templado a cálido según la variación altitudinal, la temperatura es un promedio de 20 a 30

o

C y el régimen de pluviosidad varia de

subhúmedo a perhúmedo con neblinas en las partes más altas, donde casi en los 360


días llueve muy poco especialmente en temporadas de lluvia media anual es de 15-20 mm. En esta zona es caracterizada una vegetación de serranías, o bosque de Yungas tucumano-Boliviano, donde en el bosque montano por encima de 1500 msnm, existen el pino de monte, aliso, como maderables el nogal, laurel, cedro y tajibos, que llegan a medir hasta 4 a 10 metros de altura. En cuanto a la fauna se encuentran como el Jucumari, el puma, venado andino, el jaguar, mono silbador, el loro hablador, la pava del monte y varias especies pequeñas que son raras.

2.5. MARCO GEOLOGICO REGIONAL Regionalmente se caracteriza de nombre Sub Andino Sur de Bolivia que corresponde a una faja plegada y corrida, que comenzó a deformarse durante la última gran crisis tectónica que ocurrió a fines de Neógeno, la sucesión de eventos de subsidencia y levantamientos tectónicos y la formación de trampas estructurales que se produjeron durante este evento tecto-sedimentario, permitió que las rocas madres entren en la ventana de generación de hidrocarburos y puedan acumularse en trampas estructurales (Dunn et, al, 1995 en Donald Wilson Osinaga 2003 ). En esta zona se considera el basamento del sistema de corrientes de la faja plegada a las rocas de los sistemas de Precámbrico, Cámbrico Ordovícico. Donde las secuencias Preorogénicas registran una serie de eventos tecto-sedimentarias ocurrieron entre Silúrico inferior al Jurásico y la secuencia Sinorogénicas involucra los sedimentos del Grupo Chaco y recientes (Oligoceno superior - reciente), (Donald Wilson Osinaga 2003). En esta faja de Subandino Sur los sedimentos Paleozoicos más antiguos asociados a la secuencia Pre-orogénica corresponden a las secuencias de las formaciones Kirusillas, Tarabuco, Santa Rosa, Icla, Huamampampa y los Monos-Iquiri, depositados durante el Silúrico – Devónico, en una cuenca de antepaís en ambientes de plataforma siliclastica somera con mayor oleaje, las secuencias granocrecientes con predominio


de lutitas negras (formaciones Kirusillas, Icla, y los Monos) de plataforma externa con pulsos transgresivos y que son la roca madre, las unidades arenosos del tipo de la secuencias (Fms Santa Rosa, Huamampampa e Iquiri) corresponde a ambientes de plataforma

interna

y de transición - continental, estos niveles como en

caso de Huamampampa se constituye como roca reservorio por su porosidad secundaria y primaria (Petrobras, Propuesta de perforación de SBL-X2, 2000, en Donald Wilson Osinaga 2003). Sobreyace la secuencia que está constituida por las formaciones de los Machareti y Mandiyuti,

estas

unidades

se

sedimentaron

en

una

cuenca

tectónicamente

inestable influenciadas por eventos glaciares y posteriormente sedimentos fluviales y glacigénicos, en cuanto las unidades del Grupo Machareti están constituidas principalmente por niveles de diamictitas, areniscas cuarcíticas y pelitas negras a diferencia

que el Grupo Mandiyuti presentan un coloración más rojiza y son más

arenosos. Posteriormente sucede el establecimiento de una plataforma carbonatada en ambiente tectónico más estables, con depósitos marinos someros y continentales que se agrupan en el Grupo Cuevo y marcan el fin de la evolución de la cuenca marina Paleozoica en territorio Boliviano, que son las calizas de Formación Vitiacua y los niveles arenosos de dunas eólicas de la Formación Cangapi. Posterior el Rift se reactiva nuevamente, ocasionando la formación de cuencas donde se depositan las unidades de la Supersecuencia Serere. Ambientes continentales en climas muy áridos caracterizan este periodo, donde la base de la secuencia constituida por ambientes lacustres evaporíticos en las

seta

que se distinguen las

pelitas violetas y yesos de la Formación Ipaguazú, mientras al tope de las unidades muestra un ambiente eólica caracterizada de Grupo Tacurú, luego suprayace una secuencia de niveles arenosos , arcillosos y conglomeradicos que conforman el Grupo Chaco, depositados en ambientes fluviales, donde la cuenca de antepaís fue subsidentes (sub

andina), marcando niveles conglomeradicos de ambientes de

abanicos de la Formación Petaca, y niveles arcillosas la Formación Tariquia y luego las niveles conglomerádicos de la Formación Guandacay.


2.5.1. ESTRATIGRAFIA DEL CAMPO Silúrico Formación Kirusillas. Litológicamente esta formación está constituida

casi exclusivamente por lutitas gris

oscuras, bien consolidadas micácea, y bituminosas, intercaladas delgadas (40 a 50 cm) de areniscas gris blanquecinas bien consolidadas de grano muy fino a fino (Suarez & Díaz, 1996)

Formación Tarabuco Presenta alrededor de 390 m de espesor, en la base se presentan areniscas gris verdosas, de grano fino, limosas, micáceas, en bancos de 0.1 a 0.5 m de espesor, intercalados con areniscas limosas, gris verdosas, micáceas y silíceas, intercaladas con lutitas gris verdosas. (Steinmann, en Ulrich, 1892).

Devónico Formación Santa Rosa Las Areniscas Basales Santa Rosa están expuestas en un espesor de unos 120 m, no se puede ver la base de esta formación. La parte inferior de las areniscas se presenta estratificada en bancos gruesos y se compone de granos de cuarzo de tamaño mediano y fino de colores claros, con estratificación entrecruzada, hacia arriba esta arenisca pasa a una arenisca arcillosa de colores más oscuros gris verdusco, estratificada en láminas de colores delgados, las areniscas no son fosilíferas, (Ahlfeld & Braniza, 1960).


Formación Icla Presentan niveles

arcillo-arenoso

con facies mayormente

pelítica con

algún

desarrollo de psamitas, los términos intermedios, son mucho más arenosos y limolíticos.

Las areniscas que en general son de grano medio y muy silíceas, en

espesores de 0.3 a 1 m macizas y poco laminadas, de un espesor: 642 metros, Edad: Gediniano Sup. - Emsiano Inf. (Jiménez & López-Murillo, 1973).

Formación Huamampampa Constituida por areniscas potentes, de color gris, gris claro, de grano medio a grueso, estratificadas en bancos de 2 metros de espesor, los cuales presentan una alta dureza, e intercalaciones de lutitas limolitas se encuentran abundantes fósiles, hacia la parte

alta

de

la serie

arenosa

existe

una

capa

delgada

de arenisca

conglomerádica integrada por rodados de cuarcita gris y cuarzo blanco, bien redondeada, (Ayaviri, 1967)

Formación Los Monos Aproximadamente a 8 kilómetros al suroeste de la población de Villamontes. Consiste principalmente de lutitas gris oscuras con subordinación de delgadas capas

gris

blanquecinas de areniscas cuarcíticas, en especial en su parte superior, existen intervalos arenosos que llegan hasta los 70 m de espesor, que en algunas estructuras son portadores de hidrocarburos. Su espesor promedio es de 1.500 metros. (Oblitas et al ., 1972).

Formación Iquiri Compuesta por una alternación de lutitas, limolitas y areniscas; el predominio corresponde a lutitas, estimándose en un 60%, las areniscas por lo general son de grano fino a medio, subredondeado, mal seleccionado, porosas a poco porosas, no se han encontrado fósiles se señalan el piso Frasniano, base del Devónico Superior, (Ayaviri, 1967).


Carbonífero Formación Itacua Este horizonte tiene amplia distribución en la Zona Subandina y ha sido reconocido en diferentes localidades, ya sea con la denominación T3, Itacua, los geólogos argentinos reconocieron a la base del Tupambi bajo forma de arcillas negras y “silstones” que ellos llamaron “Horizonte de T3 ” (Arigos & Vilela, 1949,), Hacia el S. las areniscas que lo sobreponen se asientan directamente sobre las capas devónicas. (Ayaviri, 1967).

Formación Tupambi. Areniscas y areniscas conglomeradicas, con intercalaciones de lutitas, las areniscas varían considerablemente en su aspecto, el color cambia desde blanco o gris verdoso a rosado y purpura oscuro cuando está impregnado con hematita, y granos de cuarzo roto, varia un espesor de 100 a 500m (Suarez & Diaz, 1996)

Formación Itacuami Características litológicas

variables, se halla predominantemente formada por lutitas

negros y rojos, subordinados con areniscas y conglomerados, aunque en algunas localidades existe un predominio de sedimentos limosos. Estratigráficamente a las sedimentitas de la Formación Chorro, es problemática la identificación de la Formación Itacuamí, por lo que en muchas ocasiones se la asimila a la formación Tarija. (Oblitas et al ., 1972).

Formación Tarija Compuesta de tilitas arenosas grises irregularmente

intercaladas

y

y areniscas gris amarillentas de grano fino

replegadas.

Los

bancos

de

areniscas

que

continúan por encima, se presentan muy diaclasadas y trituradas, se observa la presencia

de

bancos

de

arenisca

gris

amarillenta

con

tonos

intercaladas por tilitas grises, y capas de lutitas gris oscura, (Ayaviri, 1967).

verdosos,


Formación Chorro Es una unidad arenosa que estratigráficamente se halla limitada en su base por la Formación Itacuamí y en su tope por la Formación Taiguati. Es sumamente variable de región en región tanto en sus características litológicas como en su coloración, pero en general el grano de las areniscas es fino y medio y su color predominante es el rojo. El espesor de esta formación varía de 150 a 550 m. (Oblitas et al ., 1972 )

Formación Taiguati. Tiene un espesor 115m, compuesta por limolitas y areniscas de color violeta, luego continúa una serie de tiloides y lutitas rojas, con predominio de las últimas, siendo las primeras macizas y laminadas las segundas, ambas contienen rodados de granito rojo y gris, cuarcitas de diferentes colores, cuarzo blanco, etc. (Ayaviri, 1970).

Formación Escarpment Se caracteriza por areniscas de color gris claro, rojiza, roja y violeta, predominando los colores claros en la parte baja, rojo hacia la parte media y violeta en la parte superior; la estratificación es regular y delgada en la parte inferior y media, en tanto que resaltan los bancos gruesos y masivos hacia la parte superior, intercalados con limolitas rojas hacia abajo, limolitas, lutitas, y tilitas a veces con ojos verdes hacia la parte media, (Ayaviri, 1967).

Formación San Telmo Son

areniscas

rojas

de

grano

fino

y

limolitas

rojas,

ambas

intercalan

regularmente y se hallan estratificadas en capas delgadas, cuya estratificación irregular semeja un leve entrecruzamiento. Estas areniscas pasan a las areniscas del Cangapi de manera enteramente transicional, (Ayaviri, 1967)


Pérmico Formación Cangapi Esta unidad es esencialmente psamítica, aunque incluye cierta cantidad de material pelítico,

Las areniscas son de diferente color desde el rojo salmón y rojo

violeta o marrón hasta el blanquecino, pasando por tintes de castaño-amarillento. Se observan algunos niveles conglomerádicos y aislados horizontes de limolita y arcilita rojo-lila y violeta, (Reyes, 1978).

Formación Vitiacua Constituida por calizas y calizas silicificadas, con colores que varían desde el rosado blanquecino hasta el gris oscuro, con intercalaciones de niveles arenosos y arcillosos. Generalmente los niveles calcáreos están acompañados de nódulos de pedernal, (Oblitas et al ., 1972).



Fig. 3. Columna Litoestratigráfica generalizada del Subandino Sur (fuente de Repsol 2000 ).


GEOLOGIA ESTRUCTURAL REGIONAL. El Subandino Sur corresponde a una faja plegada y corrida de tipo epidémico, la que comenzó a deformarse durante la última gran crisis tectónica que ocurrió a fines durante el Neógeno, la faja plegada corre convergencia Este y se consecuencia del régimen tectónico compresivo que se generó por la colisión y subducción de la placa de Nazca por debajo de la placa sudamericana. Los análisis de trazas de fisión de apatitas muestran que la región que actualmente ocupa el anticlinal de San Alberto, durante el Mioceno Inf. Mioceno med (20,9+-2,7 y 9,9+-1,3 Ma), formaban parte de una cuenca de antepaís subsidente, a partir

de

9,6+-8 Ma se desarrollan las fallas de corrimiento y los pliegues asociados (Rochat et.al, 2000).


La faja subandina plegada y corrida pertenece a un tipo de sobre escurrimiento superficial con dos horizontes de despegue principales que son ligados, uno en la Formación de Kirusillas del Silúrico y el otro en la Formación de Los Monos del Devónico (Dunn et. al 1995), según el modelo estructural integrado predomina estructuras, los pliegues fueron formados por propagación y por flexura de las fallas originadas en la parte basal

de la Formación Kirusillas, acuñando debajo de los

estrechos anticlinales que despegan en la Formación Los Monos. Al oeste de Subandino existe una falla

Mandiyuti, donde hay muchas pliegues

menores por flexura de fallas, con rompimientos al tope

de la rampa o un

plegamiento por propagación de la fallas con rompimiento al nivel de despegue como posible mecanismo del desarrollo de estos pliegues (Dunn et. al 1995),

Fig. 5. Esquema de tectonismo del área de San Alberto (fuente de YPFB-Sergiotecmin en tesis Donald Wilson Osinaga 2003 ).


Fig. 6. Mapa de estructuras regionalmente (fuente de mapa de estructuras geológicas de Bolivia )

2.6. PRODUCCION DEL CAMPO El campo San Alberto es productor de gas y condensado y está adjudicado actualmente a la empresa PETROBRAS Bolivia . La producción del Campo San Alberto viene desde 1967 con sus primeros descubrimientos a poca profundidad, como el caso del pozo SAL X-3 el cual se perforó a 846 metros y resultó descubridor B-1, llegando a producir 653,000 Bbl de crudo hasta 1995. Para 2013 el Campo San Alberto aportaba con el 20,6% de la producción total de gas en el país, pero en los últimos años ha decaído su producción en 6% a pesar de los últimos descubrimientos en los proyectos SAL 15, SAL 16 y SAL 17, la reubicación del pozo SAL X-11 para obtener una mejor presión de producción. Actualmente cuenta con 8 pozos productores: SAL-13, SAL-10, SAL-14, SAL-12, SAL15, SAL-17, SAL-11 y SAL-16. Los informes técnicos concluyen que San Alberto producirá por 12 años más antes de agotarse completamente.


2.7. CRONICA DE LOS POZOS DEL CAMPO SAN ALBERTO POZO SAL X1 SAL X2 SAL X3 SAL X4 SAL X5 SAL X6 SAL X7 SAL X8 SAL X9

AÑO DE PERFORACION

PROFUNDIDAD

1966

2208

Seco

1967

1792

Seco

846

Descubridor B-1 Agotado en 1995.

Productor de crudo (653,000 Bbl en total)

Desarrollo. Agotado

Productores

Avanzada

Secos

Descubridor de yacimiento profundo B2B. Agotado

Productor de gas en el Devónico y Huamampampa

1968

(m)

1968

1988

4518,5

SAL 10

1997

5220

SAL X-9

1999

Profundizado hasta 4564,5m

SAL X11 SAL 12 SAL 13 SAL 14

SAL 15

2008

CARACTERISTICAS

Productor de reservorio Huamampampa y Santa Rosa Agotado, actualmente. Abandonado en 2010

2000 1999

TIPO

5648

Productor Productor de reservorio Huamampampa e Icla Productor

4919

Desarrollo

Productor de gas

7884

Multilateral de 2 ramas, con Arreglo de producción de válvulas inteligentes y sensores de

Productor con un caudal de 1,7 MMPCD


SAL X11re

SAL 16

2012

2012

SAL 17 SAL 18 Leyenda del cuadro: Pozos agotados, abandonados Pozos actualmente en producción

5322

presión, temperatura y caudal para cada rama. Reubicado luego de abandono. Pozo Horizontal Arreglo de producción de válvulas inteligentes y sensores de presión, temperatura y caudal. Multilateral de 2 ramas, con Arreglo de producción de válvulas inteligentes y sensores de presión, temperatura y caudal para cada rama.

Productor con caudal de 40 MMPCD y 500 BPD de Condensado

Productor con caudal desde 40 MMPCD a 60 MMPCD y 600BPD de Condensado

Productor Desarrollo


CAPITULO 3 ANEXO 1 Abreviaturas BCF BPD BQN GASYRG GSA IUE-BE MD la MHE MMBBL MMBOE MMm3 MMm3D MMPCD MMSCFD NPT RGD SAL SAN SBL SIR SRR TCF TMD TVD UTE VPC YPC

Billion cubic feet Barriles por día Boquerón Gasoducto Yacuiba-Río Grande Acuerdo de entrega de gas natural al Brasil (Gas Supply Agreement) Impuesto a las utilidades de las empresas Bene ficiarios al Exterior Measured Depth o medida de la longitud de la perforación realizada más larga que profundidad real del yacimiento, ya que el pozo es atacado lateralmente. Ministerio de Hidrocarburos y Energía Millones de barriles Millones de barriles de petróleo equivalente Millones de metros cúbicos Millones de metros cúbicos por día Millones de pies cúbicos al día Millones de pies cúbicos estándar por día Tiempos no productivos Río Grande San Alberto San Antonio Sábalo Sirari Sararenda Trillion cubic feet Toneladas métricas al día True Vertical Depth o medida vertical real desde el nivel de super ficie hasta el fondo del pozo. Unidades de trabajo para la exploración Volúmenes de producción comprometidos Yapacaní


ANEXO 2 Glosario de Términos Bypass Gas lift Hot tap Infill Landfarming

Lean oil Lifting cost Overhaul Play Upstream Workover

Derivación o desvío Inyección de gas caliente como sistema de levantamiento arti ficial Procedimiento para la realización de interconexiones en vivo en líneas de proceso en operación (Perforación de) relleno Técnica de biorrecuperación que puede ser utilizada para descontaminación tanto “in situ” como “ex situ” , y consiste en provocar la oxidación biológica de los hidrocarburos contenidos en el suelo, por medio de la estimulación de la microflora natural que se encuentra en el suelo (levaduras, hongos o bacterias) mediante el agregado de fertilizantes, arado y riego super ficial. Hidrocarburo líquido usado para eliminar los componentes pesados del flujo de gas en una planta de procesamiento de gas. Costo de producción Mantenimiento Grupo de campos petroleros o prospectos en la misma región bajo las mismas circunstancias geológicas Sector de exploración y producción en la industria hidrocarburífera Reacondicionamiento

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