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.