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BOLETIN INFORMATIVO Nº 11/11 Octubre 1, de 2011, Santa Cruz de la Sierra, Bolivia PERIODICO TERGIVERSA DECLARACIONES DE EJECUTIVO DE CHACO.- Con el título de “YPFB-Chaco certifica hallazgo de petróleo en La Paz y Beni” el periódico Cambio reproduce en su edición del 5/09 una entrevista al Ing. Torquemada, ejecutivo de Chaco en la cual tergiversa los conceptos vertidos. En primer lugar Torquemada se refirió a 5 pozos perforados en Pando en la década de los 90, de manera que a estas alturas no se puede hablar de hallazgo y menos referirse a los departamentos de La Paz y Beni. En segundo lugar el ejecutivo de Chaco no tiene porqué “certificar” descubrimiento alguno, lo que puede hacer e hizo es emitir una opinión muy personal, con la cual otros técnicos pueden estar en desacuerdo. Ya Ventana Petrolera emitió sus opiniones al respecto en su Numero 9, en el cual se establece que el pozo Pando 1, encontró petróleo en volumen no comercial, mientras que los otros 4 pozos solo registraron indicios. Indicios de petróleo pueden haber por todas partes y los hay en La Paz y Beni, pero para que haya una acumulación comercial se requiere también una buena estructura, la cual no se ha podido encontrar en Pando y en La Paz está en “veremos” en la zona de Lliquimuni. Creemos que la exploración en Pando en muy incierta y de alto riesgo pues la zona ha demostrado a través de la sísmica, que es completamente plana, o sea que no tiene estructuras, de manera que solo quedaría buscar trampas de tipo

estratigráfico, que son muy difíciles de detectar. Por otra parte las empresas que perforaron los pozos de Pando, han difundido extensamente la información geológica registrada en los pozos perforados, no existiendo mayores expectativas en la zona por parte de las compañías exploradoras internacionales. En cuanto a la posibilidad de explotar petróleo no convencional en Pando, debido a la falta de infraestructura, aislamiento y falta de tecnología esta materia es todavía “ciencia ficción”. VPETROL LOS POZOS EXPLORATORIOS EN LA SERRANIA DE AGUARAGUE Y SUS FLUIDOS.-II PARTE.- Ing. Edmundo Perez P. CAMPO CAMATINDI El campo Camatindi, fue descubierto por la empresa Standard Oil, en el año 1929, ha tenido una producción acumulada de 1,122,362 barriles de petróleo de 44º API, proveniente de los reservorios arenosos de la Formación Iquiri del Sistema Devónico y una insignificante producción de petróleo del tramo superior de la Formación Los Monos. Actualmente el campo está abandonado bajo el control de YPFB. En términos de trampa estructural es el hundimiento Norte del Campo Caigua Como ocurre en todo campo de explotación petrolera y cuando su producción ingresa a la fase de declinación, es imperioso descubrir nuevos reservorios y para el caso particular del Campo Camatindi, se

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investigó reservorios a mayor profundidad tales como los del Huamampampa, Icla y Santa Rosa, los pozos exploratorios siguientes se perforaron con estos objetivos. POZO CAMATINDI-X10, (CMT-X10), perforado por YPFB, resulto acuífero, con un valor estructura para el tope de la Formación Huamampampa de – 614 mbnm (614 metros bajo el nivel del mar) POZO CAMATINDI-X36, (CMT-X36), también perforado por YPFB, atravesó el Huamampampa en fase acuífera. Su altura estructural es de – 604 mbnm (604 metros bajo el nivel del mar) POZO CAMATINDI-X1000, (CMT-X1000), fue perforado por la empresa Chaco S.A. resultando ser el más profundo en la serranía de Aguarague, con 4793.4 mbbp (4793.4 metros bajo la boca del pozo) y el de mayor costo con alrededor de 40 millones de dólares americanos. Perforo los mismos reservorios del CAI-x11, y mediante pruebas de producción conclusivas, se comprobó que los reservorios están en fase acuífera Los valores o alturas estructurales son las siguientes: Altura estructural del tope de la Formación Huamampampa de – 185 mbnm (185 metros bajo el nivel del mar) Altura estructural del tope de la Formación Icla – 839 mbnm (839 metros bajo el nivel del mar) Altura estructural del tope de la Formación Santa Rosa de – 1665 mbnm (1665 metros bajo el nivel del mar) Sobre este emprendimiento se resalta lo siguiente: Es un pozo exploratorio ubicado entre el campo Caigua que determino los contactos agua-petróleo con anterioridad y los pozos exploratorios del campo Camatindi (CMT-X10 y CMT-

X360) que también establecieron el contacto agua-petróleo para el Huamampampa. CAMPO BUENA VISTA El campo Buena Vista, fue descubierto por YPFB en el año 1956, su producción principalmente procedió de los reservorios de la Formación Tupambi y en menor volumen de los reservorios de la Formación Iquiri. Tiene una producción acumulada de 322260 barriles de petróleo de 43º API. Actualmente el campo está abandonado, bajo la tutela de YPFB. Es un trampa estructural anticlinal y conforma una prolongada silla estructural que vincula las estructuras anticlinales de Camatindi por el Sud y Sipotindi por el Norte CULMINACION SIPOTINDI Es la culminación más Septentrional del largo cordón morfo estructural del Aguarague. Tiene sus cierres Sur y Norte bien identificados y delimitados. El hundimiento Norte de esta culminación señala la disminución progresiva de la altura topográfica de la serranía Aguargue y atraviesa la carretera asfaltada que une las poblaciones de Camiri y Boyuibe. Es la única culminación donde aún no se realizaron trabajos de perforación exploratoria Esta área tiene relación de contrato entre YPFB e YPFB, Petroandina SAM, (PDVSA), para la exploración y explotación. OTROS POZOS PERFORADOS AL SUR DEL RIO PILCOMAYO CON OBJETIVOS DE LOS RESER VORIOS DE LA FORMACION HUAMAMPAMPA POZO PILCOMAYO-X1 (PYO-X1)

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Fue perforado por YPFB, está ubicado en la ribera izquierda del rio Pilcomayo. Los reservorios de la Formacion Hua mampampa resultaron acuíferos y se estableció una cota estructural de - 548.5 mbnm (548.5 metros bajo el nivel del mar) POZO ITACUAMI-X1 (ITC-X1) Perforado por YPFB. Los reservorios del Huamampampa, fueron encontrados en fase acuífera, con una cota estructural de – 155.4 mbnm POZO TIMBOY-X1 (TBY-X1) La empresa Chaco S.A., en el área que corresponde a la culminación Timboy, registro líneas sísmicas del tipo 3D, pero no cubrió la culminación Caigua, que hubiese resuelto problemas estructurales. Posteriormente en el año 2004 perforo el pozo Timboy-X1, (TBY-X1), fue suspendida a los 800 metros bajo la boca del pozo, debido a que sus reservorios estarían en fase acuífera. La altura estructural para el tope de la Formación Los Monos es de + 583 msnm (metros sobre el nivel del mar). POZO LA CEIBA -X1 (LCB -X1) Perforado por la empresa Petrobras, llego a una profundidad final de 940 mbbp, concluyendo en sedimentitas de la Formación San Telmo, luego fue abandonado por la complejidad tectónica del área. De acuerdo a la información geológica este sondaje está ubicado en el hundimiento regional Sur del cordón morfo estructural del Aguarague con las mismas características del hundimiento Norte de la culminación Sipotindi. CONCLUSIONES

A excepción de la culminación Sipotindi, todas las demás culminaciones fueron investigadas mediante pozos exploratorios tales como: Buena Vista, Macharetí, Camatindi, Caigua, Pilcomayo, Los Monos, Itacuamí, Timboy, Sanandita y La Ceiba y brindaron

información geológica apreciable, especialmente de alturas estructurales que nítidamente definen una sola estructura para el tope de la Formacion Huamampampa.

En términos estructurales es una lámina de corrimiento independiente de otras que puedan existir a mayor profundidad hasta llegar a la zona de despegue

La secuencia estratigráfica fue definida por los pozos Caigua-X11, descubridor de hidrocarburos y el pozo Camatindi-X1000, acuífero

El pozo Camatindi-X1000, es de categoría profundo y el de mayor costo, alrededor de 40 millones de dólares

Considerando la altura estruc tural para el tope de la Formación Huamampama del pozo Itacuami-x1, y las alturas estructurales del tope de la Formacion Los Monos en los pozos Timboy-x1 y del SAN-20, Se infiere que la ubicación de un pozo exploratorio entre Itacuami y el campo Sanandita, como el proyecto de pozo Timboy-X2 de PDVSA, caería posiblemente en fase acuífera.

Plataforma Petrobras P-51

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SASOL ANUNCIA ESTUDIO DE SU PRIMERA PLANTA GTL EN USA. El grupo sudafricano de energía y química SASOL ha escogido un sitio al sudoeste de Louisiana como ubicación de su planta “gas to liquids”. El proyecto será el primero en USA para producir GTL de combustible de transporte y otros sub productos. Durante 18 meses SASOL efectuará el estudio de factibilidad para evaluar la viabilidad de una planta de GTL en Calcasieu Parish. Dicho estudio considerará una planta de 2 ó 4 millones de toneladas por año. El lugar es un cruce de varios oleoductos y gasoductos, que pueden mover la carga a la planta así como los líquidos producidos hacia las plantas petro químicas o refinerías situadas al sud este de Texas o al este cerca a New Orleans. El prospecto de una planta de GTL en Norteamérica ha seguido a los rumores circulando hace mas de un año gracias a las expectativas de producción de gas de lutitas, que superarían el consumo local. También han habido propuestas para instalar plantas de LNG en las costas de USA y Canada. VPETROL Translate. PLANTA DE UREA EN BRASIL CON GAS “BOLIVIANO” Ing. Roberto Tapia Q. Repasando varios artículos acerca del tema se rescatan conceptos que tratan sobre la oportunidad perdida por Bolivia para instalar una planta de urea en territorio nacional, aprovechando la gran demanda de fertilizantes del vecino país. La existencia de un mercado potencial es de vital importancia en la industria petroquímica pero es difícil que un país como Brasil hubiera dejado de lado la oportunidad de implementar su propia fábrica de urea en espera de la decisión de Bolivia. Al respecto creemos que los bolivianos debemos tratar de replantear y

analizar las alternativas de mercados o bien reconsiderar, en el caso de la urea un tamaño adecuado al consumo interno nacional que se aproxima a las 300,000 ton/año. Se debe analizar detenidamente la ubicación de la planta dentro del territorio sin proceder a exacerbaciones del sentimiento regional. Tampoco deberíamos afirmar que Brasil utilizará el gas “boliviano” porque eso es faltar a la verdad. Una vez que el gas atraviesa la frontera merced a un contrato de compra-venta, deja de ser boliviano y los brasileros pueden hacer lo que se les antoje con él. Creemos que debe replantearse el tema de la industria lización del gas, evitando la exageración de sus expectativas y acomodándose a los requerimientos del país. Además los proyectos existentes han sido sobrepasados por los precios del gas. Con un precio de $us 10 por mpc el planteamiento económico puede ser muy diferente y se tendría que analizar la conveniencia de un precio subvencionado para la industrialización del gas. En cuanto a la ubicación de la planta se propone Puerto Suarez, pero la desventaja es que este punto no se halla cercano a campo alguno de gas, contrariamente a lo que afirma, sino que está junto al gasoducto de exportación, cuya capacidad se encuentra copada. Por su parte YPFB propone el Chapare, ubicación conflictiva y que no cuenta con acceso ferroviario ni una buena carretera, condiciones que serían decisivas para su funcionamiento. Por nuestra parte, en el libro “Gas Natural, impacto en Bolivia” hemos propuesto la ubicación en Rio Grande, por ser cabecera de gasoducto, ser punto de convergencia con el gasoducto del norte, estar junto al yacimiento gasífero del mismo nombre, tener agua de rio, y acceso ferroviario y carretero.VPETROL

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ESCRIBEN A VENTANA PETROLERA: DESPIDOS DE PERSONAL DE YPFB CON CONTRATO INDEFINIDO. VILLEGAS AFIRMA QUE NO HAY INGENIEROS EN BOLIVIA, MIENTRAS TANTO DESPIDE MASIVAMENTE ESTE PERSONAL. Por A.E.M. Valiéndose de medios a cual mas arbitrario se ha procedido a despedir a personal calificado y capacitado dentro de YPFB Corporación, es decir utilizaron artimañas como el cuento del tío ya que les hicieron creer que llegarían a ganar más que el Presidente del Estado, respaldándose supuestamente en el Decreto Supremo 0696. Es decir que lanzaron convocatorias internas para el personal con contrato indefinido de YPFB, con la leyenda siguiente: “Buscamos a los mejores para hacer historia” “Participa del proceso de Selección de YPFB Corporación para reunir a los mejores profesionales y construir un futuro pujante para Bolivia” “Haz Historia, postúlate ya!!!!”. Y nunca mencionaron que podían ser despedidos si no alcanzaban el puntaje requerido, e inclusive se presiono a ciertos profesionales para que se presenten a las famosas convocatorias ampliándoles el plazo para que se registren, al parecer ya se manejaba la lista negra de los que serian despedidos y contrataron a una empresa externa con el fin de atribuirle la responsabilidad. Y así sucedió todo este engaño para muchos profesionales que creyeron en la honestidad de la parte Ejecutiva y de la Dirección de Recursos Humanos, tampoco se socializo ni se explico con detalle el fondo de esta convocatoria interna y como ustedes pueden ver utilizaron figuras ilustres para engañar al personal con contrato indefinido de YPFB, con el fin de rescindirles su contrato de trabajo, tomando como pretexto el Decreto Supremo N° 29509 que dispone una supuesta Reestructuración y Reorganización de la Estatal Petrolera, YPFB. Pero imagínense muchos de los trabajadores despedidos realizaron cursos de capacitación dentro de YPFB y además de ser becados por YPFB para realizar maestrías en la Universidad Privada de Bolivia, pagando la elevada suma de 7000 $us., por cada maestrante, con dinero del Estado y que luego sean retirados, será que esto es correcto?. Y que además también este personal retirado tiene muchos años de experiencia en la empresa, pero no les importo nada de esto.

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