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Transcripción de RECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN BOLIVIA:Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensiòn areal. a fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos produc1.- INTRODUCCIONEl campo Caranda se encuentra localizado en la provincia Ichilo del departamento de Santa Cruz a una distancia aproximada de 45 kilómetros en la dirección Noroeste. Origen del agua y mezcla con el petróleoCAMPO CARANDA .-El reservorio Cajones MK (Este) fue descubierto en abril de 1962 con la terminación del pozo CAR – 10. El mecanismo de producción de este reservorio fue por empuje de gas en solución e inyección de agua. Además del reservorio cajones se tienen los reservorios YECUA D CAJONES MP, TAIGUATI D y TAIGUATI G. La razones por las cuales se Seleccionó el reservorio CAJONES MK (ESTE) para el inicio de la explotación de Petróleo por inyección de agua fueron las Siguientes:Por ser un yacimiento somero, ubicado a una profundidad promedio de 1000m.Por ser un yacimiento aparentemente continúo.Por la cantidad de reserva “insitu”, hace que el proyecto sea atractivo.A continuación señalaremos los pozosdonde se aplico el método de inyección de agua
El proyecto de inyección de agua al reservorio Cajones MK (ESTE) es elaborado con la información disponible hasta el año 2008.habiéndose considerado los siguientes datos básicos obtenidos de estudios realizados cuando se desarrolló el campo por explotación primaria:
Porosidad (Ǿ) = 20%Saturación de agua (sw) = 40%Factor volumétrico (Boi)=1.426 bbl*BFFACTOR VOLUMETRICO (Bo)@actual =1.4 bbl/ BFViscosidad del petróleo (μo) = 1.8 CPSViscosidad del agua (μw)= 0.65 CPSCaudal de inyección de agua (qi) = 2000 BPDPetróleo producido por primaria =1.2*10^6 bblsEficiencia = 87.6% Sg=0
CONSIDERACIONES GENERALESANTECEDENTES.-A principios de 1981, técnicos de la Houston Oíl Technology Corporation llegaron a Bolivia, recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos abandonados e información adicional de YPFB, todo lo cual fue analizado en laboratorios de la mencionada compañía. Este trabajo reveló que en los campos de Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peña existen importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con resultados económicamente positivos,.CAMPO LA PEÑA
CAMPO PATUJUSALLos campos Patujusal y Patujusal Oeste, ubicados en la provincia Santa Rosa del departamento de Santa Cruz, tienen una producción promedio diaria de 440 barriles de petróleo (BPD) y 0.5 millones de pies cúbicos (MMPCD) de gas.Prácticamente desde el inicio en 1993, la explotación fue mediante levantamiento artificial con gas (gas lift); sin embargo, a partir del año 2003 se puso en marcha la planta de inyección de agua al reservorio con el objetivo de mejorar la recuperación de petróleo.
La profundidad promedio de estos pozos es de 1.700 metros, en la cual se encuentra el nivel productor Petaca. En la zona de Santa Rosa y específicamente en el campo Patujusal, campo maduro productor de petróleo 31° API. Aquí se implementó un proyecto piloto de recuperación secundaria mediante la inyección de agua al reservorio para mejorar la recuperación de petróleo.La planta de tratamiento de agua, considerada una de las mejores instaladas en el país, tiene una capacidad de tratamiento de 5000 bbls de agua de los cuales 2500 se inyectan al reservorio a través de 3 pozos inyectores desde Noviembre del 2003.PLANTAS DE TRATAMIENTO Y CAPACIDAD DE LAS PLANTASLas diferencias en los requerimientos de una planta en la que el agua tiene que ser tratada apara altas o bajas presiones de inyección son despreciables, a causa de los factores físicos y químicos básicos involucrados son los mismos. Así , no hay diferencia fundamentales en el diseño del equipo para el tratamiento de aguas dulces o saladas, excepto por el hecho de que las aguas saladas son mas corrosivas que las dulces.Muchos proyectos de inyección de agua son iniciados como operaciones piloto y frecuentemente de 10 a 80 acres son desarrollados para la inyección . Es económicamente impracticable emplear un equipo de tratamiento a toda su capacidad para una pequeña cantidad de agua requerida en una inyección piloto. La Planta Satélite del campo La Peña es una pequeña planta que cumple 2 funciones principales:
1. Sirve como batería de recolección y separación de la producción de ciertos pozos de La Peña, enviando los hidrocarburos separados a la Planta de la La Peña.
2. Inyecta a pozo toda el agua separada en la misma planta, más el agua proveniente de la planta de La Peña para lograr una recuperación secundaria.
Departamento: CochabambaProvincia: CarrascoUbicación Fisiográfica: Pie de MonteUbicación Estructural: Corresponde al lineamineto de las estructuras de Katari – Bulo Bulo, con orientación ESE-ONO. Tectónicamente está afectado por una falla Inversa.Descubierto: 1991 por YPFBReservorios: Productor de Gas y CondensadoEdad: Terciario, Cretácico y DevónicoProfundidad: 2855 m hasta 4461 m
CAMPO CARRASCO
El Campo Carrasco fue descubierto en 1991. Actualmente se explota el área por agotamiento natural, sin embargo desde el año 2002 hasta el 2009, se inyecta gas pobre o residual a la formación para mejorar la producción y la recuperación de los hidrocarburos del reservorio productor. En este campo se perforaron 12 pozos, actualmente 2 son productores y uno es inyector de agua de formación.La profundidad promedio de estos pozos es de 4.750 metros, se encuentran las arenas productoras Roboré I. La producción promedio de este campo es de 40 barriles diarios de petróleo, 1.0 millones de pies cúbicos de gas/día, 6 barriles de gasolina natural/día y alrededor de 4 metros cúbicos de gas licuado/día.
Si la operación de inyección piloto se hiciera extensiva a todo el campo, el volumen de petróleo que podría ser recuperado sería:
Nrec= 829206.36 *0.54=447771.40 m3@CANrec=447771.40 m3=2816482.11 BBl.
Para un mejor entendimiento mostramos a continuación los volúmenes de petróleo y gas natural que se obtienen una vez realizada la inyección de agua:
CAUDALES DE RECUPERACIÓN EN CAMPOS DE APLICACIÓNRENDIMIENTO DE LOS PROYECTOS DE POZOS DONDE SE APLICA RESERVORIOS POR INYECCIÓN DE AGUADonde señalaremos los resultados obtenidos en pozos donde se aplico el método de inyección de agua.
- Reservorio Cambeiti
Prácticamente no existe mantenimiento de presión, a excepción de un punto de presurización aislada sin incidentes en el sistema, el punto de presurización indicado corresponde más bien a un pozo nuevo perforado en el campo y cuyo rango de presión medida oscila en el intervalo de niveles previstos y encontrados al iniciar la producción natural de reservorio.No existe producción adicional de petróleo por efecto de la inyección de agua.
Se observo un mínimo mantenimiento de la presión la cual se debe más que todo a la rehabilitación de pozos cerrados y que luego de ser reacondicionado muestra una leve mejoría por la energía natural acumulada. La inyección de agua a este reservorio no contribuyo a mejorar la recuperación adicional del crudo por no cumplir normas previstas en el modelo matemático de su diseño y al mismo tiempo debido a problemas de permeabilidad y heterogeneidad en esta formación.- Reservorio Patujusal
Los resultados obtenidos en esta primera etapa se reflejan en un incremento de la presión del yacimiento en los pozos inyectores así como en los pozos productores y una marcada disminución en la declinación del mismo.
Asimismo, pozos que se encontraban cerrados, han sido nuevamente puestos en producción
al tener energía adicional.EQUIPOS UTILIZADOS EN LA INYECCION DE AGUALos sistemas de inyección de agua, simples; confiables y rentables, reducen significativamente la complejidad y los costos operativos, ya que:Reducen el número de pozos inyectores, sartas de tubería de producción y el diámetro del pozoMinimizan el equipamiento en superficie y de terminaciónEstabilizan la presión de inyección en superficieMantienen el caudal en la zona de inyección.Sistemas de inyección de agua: flujo controlado para una producción mejorada. Logre un barrido uniforme y eficaz con los sistemas de inyección de agua. sistemas versátiles de válvulas reguladoras y mandriles de bolsillo le ofrecen las tasas de inyección y la operación confiable que se necesita para manejar con eficiencia el rendimiento en las inyecciones de agua. Los sistemas de inyección de agua de Weatherford se basan en una completa gama de reguladores de flujo inverso para mandriles estándares conectados a tuberías de producción, reguladores de flujo estándar para mandriles conectados al sistema de inyección de agua, y reguladores duales exclusivos para mandriles especialmente conectados al sistema de inyección de agua. Estos sistemas permiten tasas de inyección de 60 a 5.550 bwpd, lo que le brinda a usted todas las opciones para manejar con éxito la inyección de agua.CONCLUSIONES• Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación.• Dada la situación actual en el mercado de precios del petróleo, la recuperación mejorada por métodos químicos se constituye en una de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los yacimientos.• Conocimos de manera detallada sobre la inyeccion de agua como recuperacion secundaria en Bolivia.• Conocimos los campos que aplican inyeccion de agua• Conocimos los equipos utilizados en la inyeccion de agua.
FUNDAMENTO TEORICOLos métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores).
La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En las dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en sitio (POES), por lo cual el yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80% del POESLa inyección de agua adoptó el sistema periférico a través de tres pozos, habiéndose inyectado un volumen total de 8, 441,536 barriles de agua.La producción de los campos Surubí, Surubí BB, Surubí Noreste, Paloma y La Peña, cubrían más del 70% de la producción nacional de petróleo.
Se puede apreciar que la producción en el campo La Peña el cual nos interesa ha ido
reduciendo desde 1991 hasta 1998 año donde según esta información fue abandonado por su falta de rentabilidad, pero esto no ocurre solo en este campo si no en muchos más .Empresa AndinaLos Campos Patujusal y Patujusal Oeste fueron descubiertos en 1993, prácticamente desde el inicio la explotación fue mediante levantamiento artificial con Gas Lift; sin embargo, a partir del año 2003 se puso en marcha la planta de inyección de agua al reservorio con el objetivo de mejorar la recuperación de petróleo. En estos campos se perforaron 20 pozos, de los cuales 12 son productores, tres inyectores de agua para recuperación secundaria, uno inyector de agua de disposición y cuatro están cerrados por improductivosLa producción promedio diaria actual de este campo es de 430 barriles de petróleo y 0.45 millones de pies cúbicos de gas.EMPRESA ANDINAFrente a la baja producción de petróleo que se ha registrado en los últimos años en el país, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) prevé intervenir 18 campos maduros y en declinación para prolongar la vida productiva y optimizar la obtención de líquidos principalmente, con lo que se espera generar condiciones favorables para su explotación, según el Plan de Inversiones 2012-2016 de la estatal petrolera.RESERVORIO PALOMAEQUIPOS UTILIZADOS EN LA INYECCION DE AGUACompresores de tornillo de inyeccion de aguaRECUPERACION SECUNDARIA POR INYECCION DE AGUA EN BOLIVIALa industria petrolera produce un volumen mucho mayor de agua que de petróleo a nivel mundial y este volumen de agua debe ser tratado y manejado adecuadamente. En consecuencia, la producción de agua también afecta notablemente a los costos de levantamiento, es decir, el costo de extracción.Entonces el agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método.Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a nivel mundial.Más presentaciones de
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RECUPERACIÓN MEJORADARatings:
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Publicado porMario Oscar Jauregui Caballero
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1
RECUPERACIÓN
TERCIARIAEN EL CAMPO LA PEÑAMEDIANTE COMBUSTION IN SITU1.- Planteamiento del problema.-1.1.-
Identificación del problema.-Bolivia es un país que cuenta con grandes reservas de gas y algunas de petróleo, además convarias
futuras potencias para el desarrollo de hidrocarburos, por lo que podría decirse que Boliviaes un país hidrocarburifero y dependiente de el ya que
gran parte de los ingresos económicos delpaís son provenientes tanto de la industria petrolera como la de la explotación de
ellos.Desde la creación de YPFB hasta la actualidad se realizaron muchas exploraciones en zonas quepodrían tener un gran
potencial y varias de estas tuvieron un resultado positivo, tal es el caso delcampo La Peña, la cual fue descubierta en 1965, desde
entonces este campo ha sido desarrolladohasta la actualidad pero sus reservas están llegando a reducirse y llego a ser abandonado
debido aque su producción llego a ser desfavorable económicamente sin embargo, sus reservas guardanaún importantes volúmenes de
hidrocarburos, cuya extracción es posible mediante la aplicaciónde modernas tecnologías.A principios de 1981, técnicos de la Houston Oíl
Technology Corporation llegaron a Bolivia,recolectaron datos estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua
de los pozos abandonadose información adicional de YPFB, todo lo cual fue analizado en laboratorios de la mencionadacom
pañía. Este trabajo reveló que en los campos de Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peñaexisten importantes volúmenes de
petróleo residual que pueden ser explotados con resultadoseconómicamente positivos, tanto para los inversionistas como para el país.En efecto,
la producción primaria que se desarrolló en Bermejo, Sanandita, Camatindi y La Peñapermitió recuperar solamente un veinte a treinta
por ciento de la reserva probada inicialmente, locual significa que por lo menos setenta por ciento permanece in situ. Esta riqueza debe serexplotada
a la brevedad posible, teniendo en cuenta la urgente necesidad de hidrocarburoslíquidos que tiene el país como el de los
combustibles, aunque en el campo de Bermejo ya se estáaplicando una recuperación terciaria.
2
Al presente, con el objeto de aumentar la cantidad de petróleo extraído en campos en los cualesinclusive la recuperación secundaria,
como inundación artificial, no da buenos resultados, lostécnicos especializados se ven obligados a aplicar procedimientos más complejos.
Aunque el costoes elevado, las inversiones se justifican por su rentabilidad económica y social. En el caso concretode Bolivia, el petróleo a
recuperarse con esta tecnología constituirá una producción de vitalimportancia, por tratarse de un crudo pesado escaso en el país que se encuentra en los
camposmencionados, actualmente abandonados.
1.2.- Identificación de la situación problemática.-
Para poder definir la situación problemática fue necesario recopilar información de distintasfuentes para poder determinar la
magnitud del problema con mayor exactitud, si bien las fuentesdifieren algo, ambas coinciden en que los niveles de producción de este campo
estándisminuyendo con el transcurso de los años. Cabe resaltar que la información obtenida es algoescasa debido a que la información de
producción y datos de los campos es restringido.Según información obtenida en el informe de reservas de hidrocarburos al 1º de enero de
200
5 yel reporte de producción certificada de hidrocarburos en200
5 al200
9 por YPFB se puede
observarel total de pozos petrolíferos, es decir no gasíferos, que actualmente se encuentran en producciónen el país; en el mismo están
consignadas la cantidad de Reservas Probadas y Probables al 1º deenero de200
5, última certificación realizada en el
país; también se consigna la ProducciónCertificada Acumulada en el periodo200
5 200
9. Como puede apreciarse de los
19 camposconsignados 7 ya han rebasado el nivel de Reservas Probadas que se les había certificado en200
5,situación que puede explicarse porque la estimación realizada en dicho año fue muy modesta oporque en dichos campos se aplicaron
métodos de recuperación secundaria o métodos derecuperación mejorada. En vista que no existe información sobre las
posibilidades productivas deestos campos, aunque es de prever que están en su última fase de declinación, aquí asumimoscomo Reservas
Remanentes las Reservas Probadas restantes en los otros campos, también sedemuestra que el campo la Peña cuenta con grandes
reservas remanentes de petróleo como sepuede observar en el siguiente cuadro:
3
Como se puede apreciar el
campo La Peña cuenta con unas reservas remanentes de 1.0
77.3
02
quepueden ser extraídos mediante recuperación secundaria.El cuadro también muestra la relación Reservas / Producción, de
acuerdo con nuestros cálculos alritmo de producción diaria de diciembre de200
9, las actuales reservas de petróleo
alcanzaríanpara abastecer 734
días de producción, es decir, un poco más de dos años. Si tomamos en cuentaque los
estándares internacionales consideran que lo optimo es contar con una relación Reservas /Producción de por lo menos20
años, podemos hacernos una idea de lo grave que es la situaciónpara el país. Esto no quiere decir que en dos años ya no habrá pozos petrolíferos en
el país,ciertamente la declinación de cada uno de esos pozos variará dependiendo de su caudal deproducción además que se
puede resaltar que la producción de los campos Surubí, Surubí BB,Surubí Noreste, Paloma y La Peña, cubrían más del 7
0%
de la producción nacional de petróleo.Como se puede apreciar el consumo interno del petróleo está íntimamente relacionado con
laproducción de petróleo en los campos ya que gracias a esta podemos producir sus derivados comoel combustible el cual no
abastecería si no se procede a la recuperación terciaria de estos pozos,
Campo Patujusal y Patujusal Oeste
Los Campos Patujusal y Patujusal Oeste fueron descubiertos en 1993, prácticamente desde el inicio la explotación fue mediante
levantamiento artificial con Gas Lift; sin embargo, a partir del año 2003 se puso en marcha la planta de inyección de agua al reservorio con el
objetivo de mejorar la recuperación de petróleo. En estos campos se perforaron 20 pozos, de los cuales 12 son productores, tres inyectores
de agua para recuperación secundaria, uno inyector de agua de disposición y cuatro están cerrados por improductivos. La profundidad
promedio de estos pozos es de 1.700 metros, medida en la cual se encuentra el nivel productor Petaca. La producción promedio diaria actual
de este campo es de 430 barriles de petróleo y 0.45 millones de pies cúbicos de gas.
Recuperación intensificada de petróleoCATEGORÍA: ANALISIS Y OPINION: 01-07-2009 - 01-01-2010
-www.eldiario.net-
Monday 07/September/2009 6:48
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2009-09-07 06:48:31
Omar Avilés Lozano – Wagner Ayllón Tapia
...se hace imperioso y urgente que las autoridades del sector, convoquen mediante invitación pública internacional a
empresas especializadas en Recuperación Intensificada de Petróleo, para la presentación y realización del proyecto.
ANTECEDENTES
En Bolivia existen varios campos petrolíferos que han sido abandonados debido a que su producción ha declinado hasta
niveles económicamente desfavorables. Sin embargo sus reservorios guardan aún importantes volúmenes de
hidrocarburos, cuya extracción es posible mediante la aplicación de modernas tecnologías.
En efecto, la producción primaria que se desarrolló en Bermejo, Sanandita y Camatindi permitió recuperar solamente un
20 a 30 por ciento de la reserva probada inicialmente, lo cual significa que por lo menos 70 por ciento permanece “in
situ”. Esta riqueza debe ser explotada a la brevedad posible, teniendo en cuenta la urgente necesidad de hidrocarburos
líquidos que tiene el país.
Al presente, con el objeto de aumentar la cantidad de petróleo extraido en campos en los cuales inclusive la
recuperación secundaria, como inundación artificial, no da buenos resultados, los técnicos especializados se ven
obligados a aplicar procedimientos más complejos. Aunque el costo es elevado, las inversiones se justifican por su
rentabilidad económica y social. En el caso concreto de Bolivia, el petróleo a recuperarse con esta tecnología constituirá
una producción de vital importancia, por tratarse de un crudo pesado escaso en el país que se encuentra en los campos
mencionados, actualmente abandonados.
TECNOLOGÍA
Los datos técnicos que se menciona a continuación fueron proporcionados por el Ing. John C. Thrash Jr., Jefe Ejecutivo
de la Houston Oil Technology Corporation, especialista en Recuperación Intensificada de Petróleo.
Como se tiene dicho, por término medio con la producción primaria se puede extraer entre 20 y 30 por ciento del
petróleo originalmente localizado dentro de un yacimiento petrolífero, consiguientemente queda entre el 70 y 80 por
ciento de los hidrocarburos que no han sido extraídos, por cuya razón se están utilizando nuevos métodos para
aumentar la cantidad de petróleo recuperado. Esta tecnología se desarrolla continuamente y las contribuciones de los
especialistas han dado lugar a los siguientes métodos que actualmente se utilizan:
Inundación artificial miscible
Es una técnica por la cual se desplaza el petróleo del yacimiento mediante inyección de fluidos, con la finalidad de
superar las fuerzas capilares que mantienen al petróleo residual en las rocas de los pozos. Fluidos miscibles, tales como
el gas carbónico, gas licuado de petróleo, gas rico y gas pobre; difieren sustancialmente en su aplicabilidad y
previamente deben realizarse análisis de laboratorio para determinar el fluido más eficaz para un deterninado
reservorio. Un ejemplo de aplicación de esta técnica lo constituye el campo Two Freds de Texas (USA). Este yacimiento,
ya agotado por la producción primaria y por la inundación artificial (recuperación secundaria) había caído en su
producción de un máximo de 900 barriles de petróleo por día en 1970, a menos de 200 barriles diarios en 1973. La
inundación con dióxido de carbono miscible en el campo Two Freds disminuyó la viscosidad del petróleo y lo expandió
hacia un volumen mayor. Su efecto fue una mayor proporción de líquidos en depósito y consecuentemente, una
producción incrementada de petróleo. De modo que la aplicación de esta técnica fue un verdadero éxito puesto que,
pagó su inversión original de ocho millones de dólares en 1977 y despues generó un millón de dólares por mes en
ganancias netas.
Inundación artificial química
Utiliza inundaciones con polímeros, surfactantes y líquidos alcalinos.
En la inundación artificial con polímeros se añade al agua de inyección poliacrilámidos o polisacáridos para mejorar su
viscosidad y facilitar así el desplazamiento del petróleo. En la inundación con surfactantes se inyecta un tapón de una
solución miscible para bajar la tensión interfacial; este proceso reduce las fuerzas capilares y mejora la eficiencia de
desplazamiento. La inundación alcalina mejora la recuperación del petróleo rebajando la tensión interfacial, la
emulsificación espontánea y la alteración de humectabilidad.
Recuperación térmica
Consiste en la aplicación de calor a un reservorio de petróleo para aumentar la recuperación del producto, reduciendo la
viscosidad del crudo. Se suministra calor al depósito quemando pequeñas porciones de petróleo o inyectando vapor de
agua caliente dentro de la formación.
BENEFICIOS DE LA
RECUPERACION INTENSIFICADA
La aplicación de este sistema en los campos abandonados de Bolivia, de acuerdo con los estudios realizados por el Ing.
Thrash, producirá un volúmen de quinientos barriles al día, en el término de seis meses desde la iniciación del proyecto,
esa cantidad se incrementará gradualmente hasta llegar a cuatro mil doscientos barriles día en el quinto año del
proyecto.
Adicionalmente se obtendrán los siguientes beneficios:
- La refinación del petróleo pesado daría lugar a la obtención de subproductos que ahora se importan, como ser: diesel
oil, aceites bases y aceites de aviación, con el consiguiente ahorro de divisas para el país.
- Por el efecto multiplicador de la industria petrolera, la recuperación terciaria en los campos del sur del país, abrirá
nuevas fuentes de trabajo.
- La obtención de tecnología avanzada, a través de un contrato con una firma especializada, permitirá la capacitación de
personal boliviano, posibilitando a YPFB emplearla en otras areas en estado de agotamiento, tales como Caigua,
Monteagudo, Los Monos, La Peña, etc.
RESULTADOS DE UNA EVALUACIÓN
A principios de 1981, técnicos de la Houston Oil Technology Corporation llegaron a Bolivia, recolectaron datos
estadísticos y técnicos, muestras de petróleo y agua de los pozos abandonados e información adicional de YPFB, todo lo
cual fue analizado en laboratorios de la mencionada compañía. Este trabajo reveló que en los campos de Bermejo,
Sanandita y Camatindi, existen importantes volúmenes de petróleo residual que pueden ser explotados con resultados
económicamente positivos, tanto para los inversionistas como para el país.
En otras palabras, la evaluación preliminar llevada a cabo, demostró que el éxito del proyecto de Recuperación
Intensificada en Two Freds, puede ser repetido en Bolivia, puesto que los reservorios de los mencionados campos
presentan condiciones que se asemejan bastante a aquellas del campo norteamericano, lo que permite asegurar que la
técnica de la inundación con dióxido de carbono miscible dará como resultado una muy significativa recuperación de
petróleo.
CONCLUSIÓN
Este trabajo no implica ningún riesgo de carácter aleatorio, tampoco requiere labores de exploración en vista de que las
reservas ya fueron determinadas “in situ”, razón por la que el éxito de las operaciones está asegurado.
En este contexto, se hace imperioso y urgente que las autoridades del sector, convoquen mediante invitación pública
internacional a empresas especializadas en Recuperación Intensificada de Petróleo, para la presentación y realización
del proyecto.