PRESENTACIÓN POZO X2 BERMEJO FINAL.pptx

AUTOR: QUISPE CÁCERES EVELIN
VACA GALARZA MARÍA BRENDA
CASO DE ESTUDIO: UPSTREAM – RESERVORIO
(POZO BERMEJO BMJ – X2”)

INTRODUCCIÓN
• En la industria petrolera 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.
• Un reservorio es una acumulación de hidrocarburo en un medio
poroso permeable constituido por rocas sedimentarias. En el
momento del descubrimiento, esta acumulación de fluido
presenta valores de presión y temperatura en todo su volumen
poral. La presencia de un reservorio implica la formación y
migración de los hidrocarburos, y su posterior acumulación en
una trampa geológica

OBJETIVOS
Objetivo general
El objetivo de este proyecto es cuantificar las
reservas del pozo de Bermejo aplicado el método
volumétrico de gas y petróleo in - situ.

Objetivo específicos
• Calcular el volumen de gas y petróleo in-situ a
condiciones de superficie.
• Determinar el volumen de gas y petróleo producido
en el reservorio, si este presenta u empuje por gas en
solución.
• Conocer las reservas de petróleo remanente y de gas
de abandono.
• Evaluar las consideraciones según el RASH, se
puede tomar en cuenta para la fase de exploración
• Identificar cual es el procedimiento para realizar las
consultas públicas para esta actividad.

ANTECEDENTES
• 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 megos campos 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.

• . 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, Camirí 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.

UBICACIÓN
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).

CAPITULO I
INGENIERIA DE PROYECTO
YACIMIENTO
Un cuerpo de roca del subsuelo que exhibe un grado suficiente de
porosidad y permeabilidad para almacenar y transmitir fluidos. Las
rocas sedimentarias son las rocas yacimiento más comunes porque
poseen más porosidad que la mayoría de las rocas ígneas o
metamórficas y se forman bajo condiciones de temperatura en las
cuales los hidrocarburos pueden ser preservados. Un yacimiento es
un componente crítico de un sistema petrolero completo.
CAMPO PETROLÍFERO
Es una zona con abundancia de pozos de
los que se extrae hidrocarburos del
subsuelo.

PRESIÓN EN EL RESERVORIO
Se entiende por presión de reservorio a la presión original o virgen.
Todos los fluidos del sistema están en contacto entre sí y transmiten las
presiones libremente. Hacia arriba del reservorio, desde el mismo hasta
la superficie terrestre.
TEMPERATURA DEL RESERVORIO
Es otra fuente de energía para la producción. En una primera
aproximación puede estimarse la temperatura del reservorio conociendo
el gradiente geotérmico.
Dada la diversidad de los gradientes geotérmicos, el perfil de
temperaturas desde la superficie hasta el reservorio se mide con
termómetros adosados en la herramienta de perfilaje.

ROCA RESERVORIO: No es cierto la idea generalizada de
que el petróleo se encuentra bajo la tierra en grandes
“cavernas” o “bolsones” o “lagos subterráneos”. En realidad, el
petróleo se encuentra “embebido” en ciertos tipos de rocas a las
que se denomina “reservorio”. (Artigas, 2010)
TRAMPA: Para que se forme un yacimiento, el petróleo y el
gas tienen que concentrarse en un lugar, evitando escapar hacia
la superficie. Este elemento que favorece la concentración es la
trampa.

TIPOS DE ROCAS
ARENISCA
Las areniscas son formadas generalmente en océanos,
ríos y lagos, pero también son formadas en desiertos.
En estos ambientes se van depositando los
sedimentos por miles o millones de años formando
estratos.
ROCAS ÍGNEAS
Son rocas procedentes o formadas por la solidificación
de una masa fundida llamada magma.
Dependiendo del enfriamiento es rápido o lento se
pueden formar a su vez dos tipos de rocas: Plutónicas y
Volcánicas.
 Rocas volcánicas: se forman cuando el magma se
enfría rápidamente, en este tipo de roca no se
observan cristales a simple vista, son rocas con un
aspecto de color uniforme.
 Rocas plutónicas: se forman si el magma se enfría
lentamente en el interior de la tierra, se pueden
apreciar granos de distintos tipos de minerales.

ROCAS METAMÓRFICAS
Este tipo de roca comprende a las rocas sedimentarias
o ígneas que han sufrido un proceso de transformación
debido a la acción el calor, la presión o la química.
Según su aspecto las rocas metamórficas se pueden
clasificar en dos tipos:
•Laminares: durante el metamorfismo, algunos
minerales de arcillas originan cristales de mica blanca
y negras, las cuales suelen separarse en láminas al
romperse.
Cristalinas: no presentas láminas, son homogéneas y
se rompen en forma irregular sin separarse en láminas.
ROCAS CARBONÁTICAS
Se dividen en cálcicas y dolomitas. Mayormente, las primeras
están formadas por carbonato de calcio y las segundas por
carbonato de calcio y magnesio.
En su origen las rocas carbonáticas se formaron por
precipitación de las sustancias químicas que las componen.

ROCAS SEDIMENTARIAS
Las rocas sedimentarias se han formado con material erosionado a otras rocas y
tienen como características principales estar constituida por granos y tener
porosidad.
La mayor parte de las reservas en grandes yacimientos pertenecen a areniscas. Del
resto, constituida por calizas, los más importantes se encuentran en los países
árabes.
Las areniscas son más homogéneas que las calizas. Las heterogeneidades de las
calizas se deben a su constitución química: los depósitos de carbonato de calcio de
las piedras calizas son más duros y quebradizos.

MIGRACIÓN
La roca donde se formó el hidrocarburo generalmente no es la roca de donde nosotros lo extraemos a través de las
perforaciones de pozos, ya que la roca generadora normalmente no cuenta con las condiciones necesaria para poder
almacenarlo, por lo cual el hidrocarburo debe moverse hasta quedar atrapado en una roca que cuente con todos los
elementos necesarios para almacenarlo.
 La migración primaria:
Es el desplazamiento de los hidrocarburos desde la roca
madre hasta los niveles de rocas porosas y permeables
que los transportan a otros puntos.
 Migración secundaria
Es el desplazamiento de los hidrocarburos que se da
después de la migración primaria. Es decir, el movimiento
de los hidrocarburos dentro de la roca almacén, hasta
acumularse grandes cantidades y posteriormente quedar
atrapados en alguna trampa natural o filtrarse a la
superficie.

ESTRUCTURA
La acumulación de hidrocarburos en el subsuelo requiere de las siguientes condiciones:
 ROCA MADRE
Las rocas generadoras típicas, normalmente lutitas o calizas, contienen aproximadamente un 1% de materia orgánica 0,5%
de carbono orgánico total (COT), si bien una roca generadora rica podría contener hasta 10% de materia orgánica.
 ROCAALMACÉN
Un reservorio es una roca que tiene espacios que pueden almacenar fluidos dentro de sí, denominados poros, que son
capaces de contener petróleo y gas, del mismo modo que una esponja contiene agua.
 ROCA SELLO
Son rocas impermeables que actúan de sello evitando el desplazamiento o migración de los fluidos, tanto vertical como
horizontal. Ellas son: arcillas o lutitas, rocas carbonatadas (calizas o dolomitas), evaporitas (masas de sal, yeso, etc.).

TRAMPAS
La acumulación de cantidades significativas de petróleo y gas bajo la tierra se deben a la
formación de estructuras geológicas denominadas trampas petrolíferas, la cual
interrumpe la migración ascendente de los hidrocarburos.

PROPIEDADES DE LA ROCA Y DEL SISTEMA ROCA-FLUIDO
Las propiedades físicas de mayor interés de las rocas reservorios desde el punto de vista de la Ingeniería de Yacimiento son (3):
1. POROSIDAD ( ): La porosidad o fracción de huecos es una medida de espacios vacíos en un material, y es una fracción del volumen de
huecos sobre el volumen total, entre 0-1, o como un porcentaje entre 0-100 %
• SATURACIÓN DE FLUIDOS: El espacio poroso de la formación o roca puede estar ocupado por los fluidos: petróleo, agua y gas. El contenido
de cada uno de estos fluidos en el espacio poroso, representa la saturación.
• Así: Saturación: (S) = So + Sg + Sw = 100 3.
1. PERMEABILIDAD: Permeabilidad es la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se
dice que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad
de fluido es despreciable.

TIPOS DE RESERVAS
Las reservas comprobadas son aquellas cantidades de
petróleo y gas que se estima pueden ser recuperadas de
acumulaciones conocidas con razonable certeza (al
menos 90%) en forma económica y con la tecnología
existente.
Las reservas comprobadas pueden a su vez dividirse en
comprobadas desarrolladas, que se esperan recuperar
mediante los pozos y las instalaciones existentes, y en
reservas comprobadas no desarrolladas, que se esperan
recuperar mediante pozos a perforar y/o instalaciones de
producción futuras. En ambos casos la incertidumbre
sobre la recuperación no podrá ser menor al 90%.

Las reservas probables pueden definirse como aquellas
donde de acuerdo con los datos geológicos y de ingeniería
existe una probabilidad de recuperación de al menos 50%,
aunque no en grado tal como para considerarlas
comprobadas.
Las reservas posibles son aquellas que de acuerdo con los
datos existentes tienen una posibilidad de recuperación de al
menos 10% e inferior al 50%, por lo que no entran en las
categorías anteriores.

CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS
SEGÚN LOS MECANISMOS DE DRENAJES
• EMPUJE POR GAS DISUELTO
La energía proviene del gas disuelto en el petróleo, o gas en solución.
Se llaman yacimientos depletados (depletion drive Reservoirs).
Inicialmente en el yacimiento se tiene petróleo subsaturado, es decir una
sola fase; a medida que declina la presión se alcanza la presión de
burbuja, es decir comienzan a existir dos fases: petróleo y gas libre.

• EMPUJE POR FUERZAS GRAVITACIONALES
En la segregación gravitacional, el fluido más pesado se
asienta cerca del fondo con el tiempo y el fluido más liviano
se eleva a la superficie. La segregación gravitacional se
produce dentro de los yacimientos al igual que en las
instalaciones separadoras.

• EMPUJE POR AGUA
La energía externa es debido a una carga hidrostática, tal el
caso de aguas marginales o de fondo. Se denominan
yacimientos hidrostáticos (Water dive Reservoirs). El
desplazamiento del petróleo se origina por expansión de la
capa de agua. La caída de presión es muy gradual, pero se
incrementa rápidamente la relación petróleo–agua (WoR). La
recuperación final es más alta, pudiendo variar del 30 al 60%.

DIAGRAMA DE FASES (Presión-
Temperatura)
Estos diagramas son esencialmente utilizados para:
 Clasificar los reservorios.
 Clasificar naturalmente el sistema de
hidrocarburos.
 Describe el comportamiento de fases del fluido
en el reservorio.

DESARROLLO DEL CASO
TEMA – UPSTREAM (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, hace 88 años.
Se trata del primer pozo de desarrollo estable de petróleo en Bolivia y está ubicado en uno de los megas campos 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 sudoeste del departamento de Tarija.
Actualmente, el campo tiene un total de 41 pozos perforados, de los cuales cinco son productores, 4 inyectores, 11 se encuentran
en reserva y 21 pozos fueron abandonados. El hidrocarburo de la zona tiene una densidad de crudo de 26.8 grados API (American
Petroleum Instituto). En la actualidad produce 65 barriles por día (DPB) de petróleo y 74MPCD de gas, constituyéndose en el
mejor pozo productor del campo para reservorio somero del sistema carbonífero.
Dentro de una visión literal era entendible que el gobierno de Saavedra creyera que la investigación externa era la única que
podría desarrollar una industria tan cara como el petróleo.
Sobre la lógica, se favoreció plenamente la llegada de una de las empresas petroleras más poderosas del mundo. Pero este criterio
tuvo contraparte en el entonces diputado Abel Iturralde, otro “centinela del petróleo”.

Los primeros pozos BJO-X1 y BJOX2, fueron perforados entre los años 1922 a 1924 por el standard oíl company,
resultando el pozo BJO-X2 descubridor de hidrocarburos líquidos en sedientitas del sistema del sistema carbonífero
correspondiente a las formas de Tarija y tupambi en 1924, durante la presencia de bautista Saavedra.
El pozo somero alcanzo una profundidad de 1960 pies y comenzó en una producción inicial de 1500 barriles por día
(BPD), partir de los cuales empezó a desarrollar el campo con la perforación de seis pozos superficiales adicionales con
resultados positivos en petróleo y gas asociado.
Actualmente se desea determinar el volumen de hidrocarburo que aún permanece en los reservorios, pozo gasífero del
cual al momento de penetrar la formación productora que estaba conformada por una arenisca desde los 3880 hasta los
3915m, se registró en ella una presión de 4250Psi y una temperatura de 190°F. De un testigo que se obtuvo de una
formación se determinó que la roca tenía una porosidad del 24%, una saturación de agua de 42%, la permeabilidad del
gas es de 70md. El reservorio presenta curvas isopacas de 0 a 35ft estando el pozo más alto a 33ft. La constante
planimetría es de 320Acre/UP. Las lecturas planimetrías son: 1350UP, 1030UP, 940UP, 560UP, 220UP, 95UP.

De los separadores se obtuvo que el fluido producido del pozo
tenga la siguiente composición:
Composición %
Metano 80.8
Etano 2.4
Propano 2.3
Isobutano 1.9
Butano 41.8
Isopentano 1.9
Pentano 2.8
Hexano plus 3.2
Dióxido de carbono 1.6
Nitrógeno 1.3
Con los datos de producción y de laboratorio calcular:
A) El volumen de gas y petróleo in-situ a condiciones de
superficie, si la relación gas petróleo inicial es de
18000PC/Bbl.
B) Las reservas de petróleo remanente u de gas de abandono.
C) El volumen de gas y petróleo producido en el reservorio, si
este presenta un empuje por gas en soluciones.
D) Evaluar las consideraciones según el RASH, se puede tomar
en cuenta para la fase de exploración.
E) Identificar cual es el procedimiento para realizar las
consultas públicas para esta actividad.

DESARROLLO DEL CASO
Datos del Reservorio:
• Datos del Reservorio:
• H: 3915 m
• °API: 26.8
• Qo: 1500 BPD
• Qg: 74 MPCD
• Py: 4250 Psi + 14,7= 4264,7 PSIA
• Ty: 190°F + 460°R = 650°R
• Ø: 24 %
• Sw: 42 %
• PMg: 24,92
Lb
mol

Composición % Peso molecular
(gr/mol)
PMg (gr/mol)
Metano 80,8 16,4 13,25
Etano 2,4 30,07 0,72
Propano 2,3 44,09 1,01
Isobutano 1,9 58,12 1,10
Butano 1,8 58,12 1,05
Isopentano 1,9 72,15 1,37
Pentano 2,8 72,15 2,02
Hexano plus 3,2 114,23 3,66
Dióxido de carbono 1,6 44,01 0,70
Nitrógeno 1,3 2,16 0,03
100 24,92
Peso molecular del Gas

• Operaciones Auxiliares:
 Cálculo de Relación Gas-Petróleo
• RGP = 18000 PC/BBL
• Cálculo de Gravedad Específica Petróleo y Gas
• SGg =
PMg
PMaire
=
24,92 Lb/mol
28,97 Lb/mol
= 𝟎, 𝟖𝟔
 Factor Volumétrico del Petróleo
Se tomó en cuenta los datos anteriores para la lectura de tabla,
los cuales fueron Relación Gas-Petróleo (RGP), Gravedad
Específica de Gas (SGg), Grados °API, y Temperatura del
yacimiento (Ty).
El cual se obtuvo el siguiente resultado:
ꞵₒ = 𝟎, 𝟎𝟎𝟒𝟑 𝑩𝑩𝑳/𝑩𝑭

 Cálculo de Volumen de Roca
Lectura planimétrica, 1350, 1030, 940, 560,220, 95 y una altura de 33,5 y 35 ft,
Razón de Área
RA =
Arn
Arn−1
RA2 =
1,43 x1010
1,88 x1010 = 𝟎, 𝟕𝟔
RA3 =
1,43 x1010
1,88 x1010 = 𝟎, 𝟗𝟐
RA4 =
1,31 x1010
1,43 x1010 = 𝟎, 𝟔𝟎
RA5 =
806713600
1,31 x1010 = 𝟎, 𝟑𝟗
RA6 =
3066923200
806713600
= 𝟎, 𝟒𝟑
RA7 =
0
3066923200
= 𝟎

CÁLCULO DE VOLUMEN DE LA ROCA
Contorno Lectura
Planimetríca
Área Real Razon de Área Espesor Ecuación VRx
pie 2 UP pie 2 Adim m pie 3
0 1350 1881956000
5 1030 14358776800 0,76 7 T 1,1585E+11
14 940 13104126400 0,92 7 T 99590000000
21 560 7806713600 0,6 7 T 73100000000
28 220 3066923200 0,39 7 T 38087000000
33,5 95 1324353200 0,43 5,1 p 10891200000
35 0 0 0 1,5 p 66216600
VOLUMEN TOTAL DE ROCA 3,37584E+11

 Volumen de Roca
Vrx2=
6
2
∗ 14358776800 + 1881956000 = 115850000000 pie3
Vrx3=
6
2
∗ 13104126400 + 14358776800 = 99590000000 pie3
Vrx4=
6
2
∗ 7806713600 + 13104126400 = 73100000000pie3
Vrx5=
6
2
∗ 3066923200 + 7806713600 = 38087000000pie3

Determinar:
A) El volumen de gas y petróleo in-situ a condiciones de superficie, si la relación gas petróleo inicial es de
18000PC/Bbl.
Vrx7=
6
3
∗ 0 + 1324353200 + 0 ∗ 1324353200 =
66216600 pie3
VrxTotal= 3,37584E+11 PC
Gas in situ a condiciones de superficie
𝐆𝐈𝐍 𝐒𝐈𝐓𝐔 =
𝐕𝐑 ∗ ∅(𝟏 − 𝐒𝛚)
ꞵ𝐠
=
3,37584E + 11 Pc ∗ 0,24 (1 − 0,42)
0,0043
= 𝟏, 𝟎𝟖𝟐𝐄 + 𝟏𝟑 𝐏𝐜𝐬 = 𝟏𝟎𝟖𝟐 𝐌𝐌. 𝐏𝐜𝐬
𝐍𝐢𝐧 𝐬𝐢𝐭𝐮 a condiciones de superficie
RGP = 18000 PC/Bbl
𝐍𝐢𝐧 𝐬𝐢𝐭𝐮
𝐆 𝐈𝐧 𝐬𝐢𝐭𝐮
𝐑𝐆𝐏
=
1,082E + 13 Pcs
18000 PC/Bbl
= 𝟏𝟑𝟓𝟐𝟓𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎 𝐁𝐛𝐥

A. Las reservas de petróleo remanente u de gas de abandono.
Gas de abandono a condi. de superficie
𝐆𝐚𝐬 𝐚𝐛𝐚𝐧𝐝𝐨𝐧𝐨 =
𝐕𝐑 ∗ ∅(𝟏 − 𝐒𝛚)
ꞵ𝐠
=
3,37584E + 11 Pc ∗ 0,24 (1 − 0,42)
0,020
= 𝟐, 𝟑𝟐𝟖𝟑𝐄 + 𝟏𝟐 𝐏𝐜𝐬
= 𝟐𝟑𝟐𝟖𝟑 𝐌𝐌. 𝐏𝐜𝐬
Petróleo remanente
N remanente = N in situ - N prod = 219324425Bls - 438648945 Bls = 1754595780 Bls

C) El volumen de gas y petróleo producido en el reservorio, si este presenta un empuje por gas en soluciones.
Factor de recuperación del gas
𝐅𝐑𝐠 =
𝐆 𝐩𝐫𝐨𝐝
𝐆 𝐢𝐧 𝐬𝐢𝐭𝐮
∗ 𝟏𝟎𝟎 =
𝟖, 𝟒𝟗𝟏𝟕𝐄 + 𝟏𝟐 𝐏𝐜𝐬
𝟏, 𝟎𝟖𝟐𝐄 + 𝟏𝟑 𝐏𝐜𝐬
∗ 𝟏𝟎𝟎 = 𝟕𝟖, 𝟒𝟖%
Factor de recuperación del petróleo empuje por gas en solución
De tabla de mecanismo de empuje de carrillo Baradiaran, 2006
𝐅𝐑𝐠 = 𝟐𝟎%
Petróleo producido
N prod = N in situ * FRo =219324425Bls * 20% = 438648945 Bls

C) Evaluar las consideraciones según el RASH, se puede tomar en cuenta para la fase de exploración.
TITULO II
NORMAS TECNICAS AMBIENTALES PARA LAS ACTIVIDADES EN EL SECTOR
HIDROCARBUROS
CAPITULO I
DE LAS NORMAS TECNICAS GENERALES
ARTICULO 20. Para la realización de toda actividad, obra o proyecto en el sector hidrocarburos, la responsable debe
cumplir con las normas del presente Capitulo, además de las que se señalan en este Reglamento, en sus distintas fases.
ARTICULO 21. Cuando se planifique un proyecto, obra o actividad, durante la realización del ETA, en cumplimiento del
Art. 93 de la Ley del Medio Ambiente N.º 1333 y el art. 162 del Reglamento de Prevención y Control Ambiental, la
responsable deberá realizar la respectiva consulta pública.

ARTICULO 22. Para la selección del sitio, la responsable debe:
A) considerar los efectos del proyecto, obra o actividad sobre la seguridad pública y la protección del medio ambiente.
B) Seleccionar un sitio donde se produzca el menor impacto ambiental posible sobre las tierras agrícolas, bosques y
pantanos, evitando de esta manera la innecesaria extracción o tala de árboles y daños al suelo, debiendo además evitar
cortes y rellenos del terreno en el sitio.
C) Planificar el uso de áreas y caminos de acceso ya existentes, líneas sísmicas abiertas anteriormente o cualquier otra vía
de acceso realizada y en la zona, para reducir daños ambientales en áreas que no hayan sido afectadas previamente.
D) Definir el tipo, profundidad y las condiciones del suelo para su remoción, almacenamiento y restauración.
E) Evitar operaciones, actividades o proyectos en áreas consideradas inestables desde el punto de vista geotécnico, donde
podrían producirse deslizamientos de lodo y tierra, caídas de rocas y otros movimientos de masas, así como en áreas de alta
inestabilidad sísmica.

F) Ubicar las instalaciones a una distancia mínima de 100 metros de los cuerpos de agua principales. Los
requerimientos para la ubicación de estas a menos de 100 metros de dichos cuerpos, deberán ser previamente
aprobados por la AAC en la DIA o la DAA.
G) Determinar el drenaje natural de agua existente en el área, para minimizar la construcción de zanjas y
alcantarillas.
H) Evitar en lo posible, la realización de operaciones en áreas protegidas de flora, fauna y reservas o territorios
indígenas.

C) Identificar cual es el procedimiento para realizar las consultas públicas para esta actividad.
¿Qué es la consulta y participación?
Es la consulta que realiza la autoridad competente (Ministerio de Hidrocarburos) a las comunidades, con
procedimientos normados y en respeto a los Usos y Costumbres de cada pueblo indígena y/o campesino, para
determinar en qué medida serían afectados y con la finalidad de llegar a un acuerdo entre partes. La Consulta
y Participación tiene carácter obligatorio y las decisiones resultantes del proceso deben ser respetadas.

¿Qué es la consulta pública?
Es la consulta que realiza la empresa titular del proyecto, a través de una consultora ambiental, a las autoridades
locales y comunidades asentadas en el área de influencia indirecta del proyecto. Esta consulta tiene carácter
informativo, finaliza con la firma de un “Acta de consulta”.
¿De qué forma se realiza la Consulta y Participación a las comunidades?
Cuando corresponda un proyecto hidrocarburifero, se debe informar a las comunidades del área de influencia del
proyecto, a través de la consulta previa, libre e informada a la cual tienen derecho los pobladores. Para ello, se
convoca a la o las comunidades indígenas y/o campesinas, respetando su estructura orgánica.

¿Qué se debe hacer con los resultados de la Consulta Pública y la Consulta y Participación?
La Consulta y Participación a las comunidades indígenas y/o campesinas asentadas dentro del área de influencia
directa del proyecto, es realizada por el Ministerio de Hidrocarburos. La Consulta Pública está a cargo de la
empresa titular del proyecto junto con una consultora ambiental debidamente registrada ante el Ministerio de
Medio Ambiente y Agua. Ambas consultas incluyen la identificación de los impactos ambientales y sociales del
proyecto en las comunidades, cuyas medidas de prevención y/o mitigación deberán ser incluidas en el Estudio de
Evaluación de Impacto Ambiental Analítico Integral (EEIA-AI).

¿Cómo se benefician las comunidades?
El proceso de exploración trae consigo la generación de empleo a través de servicios y mano de obra como choferes,
cocineros, personal de limpieza, albañiles, ayudantes de obra, entre otros. Los habitantes de las comunidades tienen
la posibilidad de trabajar en estas obras durante el tiempo que dure el proyecto exploratorio. Por ley, se prioriza la
contratación de servicios y mano de obra local del área de influencia del proyecto. Asimismo, las comunidades se
benefician con proyectos sociales relacionados a la compensación que deben recibir por el hecho de que el proyecto
se realiza en sus territorios.

CONCLUSIÓN:
En esta investigación se analiza de manera breve y simplificada el enorme y amplio proceso de la exploración y
reservorio de pozos petroleros enmarcada como una de las etapas muy importantes en el proceso para determinar si
existe crudo en el área explorada.
 Se determinó que el volumen de gas in-situ a condiciones de superficie es de 1082000000 MMPC y petróleo in-
situ a condiciones de superficie 1352500000BF.
 Se determinó el volumen de gas producido en el reservorio es de 849000000000PC y petróleo producido en el
reservorio es de 438648945BF.

 Se determinó las reservas de petróleo remanente es de 1754595780BF y de gas de abandono es de
232830000000 PCS.
 Evaluar las consideraciones según el RASH, se puede tomar en cuenta para la fase de exploración
TITULO II, NORMAS TECNICAS AMBIENTALES PARA LAS ACTIVIDADES EN EL SECTOR
HIDROCARBUROS, CAPITULO I, DE LAS NORMAS TECNICAS GENERALES.
 Se Identificó cual es el procedimiento para realizar las consultas públicas para esta actividad de
exploración.
CONCLUSIÓN:

RECOMENDACIONES
De acuerdo a los resultados obtenidos mediante los cálculos de volumen de petróleo y gas in situ en el reservorio
y el volumen de petróleo y gas producido y remanente del caso las recomendaciones son las siguientes:
Seguir con los procedimientos establecidos por las normas vigentes en Bolivia para la exploración y sus
actividades correspondientes, preservando la seguridad y salud de cada uno de los trabajadores que realicen las
tareas correspondientes a su trabajo dotándoles del equipo de protección adecuado.

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