Los yacimientos de condensado se pueden considerar como una fase intermedia entre los de petróleo y los de gas (seco), se los denomina «condensado de gas» porque la producción es predominante gas, del cual se condensa líquido en los separadores de superficie.
La primera detección de estos yacimientos se tuvo en 1954 cuando al controlar la perforación de la estructura de los Monos, realizada por la empresa McCarthy en la faja Subandina, serranía del Aguarague en la vecindad de Villamontes, determinó la presencia de una arenisca saturada de petróleo con abundante gas asociado y se la denominó Los Monos.
En 1978, con la perforación del Bermejo X44 se alcanzó la formación Huamanpampa del Devónico medio, a una profundidad de 4350 metros registrando producción de 120 a 150 barriles de petróleo ligero (45°API) con alto contenido de gas natural y con una relación gas/petróleo del orden de 48.000 pies cúbicos de gas por un barril de petróleo. Con esta perforación exploratoria, se había descubierto el primer campo de condensado de gas.
Con este descubrimiento, YPFB decidió explorar en profundidad la estructura de San Alberto, situada a 45 Km al norte de Bermejo, sobre la misma serranía y donde tenía pozos productores en la formación Tupambi (carbonífero), perforados en 1967 a relativa poca profundidad.
=> Recibir por Whatsapp las noticias destacadas
Al interpretar la columna estratigráfica de pozo y correlacionarla con la del pozo Bermejo X44, se previó la posibilidad de descubrir la misma formación productora Huamampampa del Devónico a la profundidad de 4500 a 4600 metros. En efecto, se inició la perforación del pozo San Alberto X9 en marzo de 1990, hallando esa arenisca entre los 4479 a 4518 metros. Las pruebas de producción determinaron 176 barriles de petróleo por día y 7.73 millones de pies cúbicos día a la presión de 2260 libras/plg2 en boca de pozo. La reserva estimada para el pozo fue de 0,77 trillones de pies cúbicos y para todo el yacimiento de 8.7 TPC.
El cuadro tectónico del Subandino es complicado porque ha estado sujeto a plegamientos en épocas sucesivas y fenómenos asociados con un sistema de fallas longitudinales de gran despliegue. Asimismo, se intercalaron periodos de erosión y presencia de discordancias que complican, aún más, el cuadro morfológico, es por esto que los geocientistas de la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación (GNEE) de YPFB con sede en Camiri, desarrollan investigación geológica enfocada a la exploración de hidrocarburos para contar con mayor conocimiento, tanto de la geometría estructural como del arreglo estratigráfico, logrando el descubrimiento de las acumulaciones del tipo de condensado de gas en niveles profundos de los anticlinales de la faja subandina.
Hace pocos días, el 20 de octubre por la noche el pozo BJO-X46 D reaccionó y se inició el periodo de evaluación con operaciones de prueba de formación, así relató el Ingeniero Fernando Arteaga Pinto, gerente nacional de la GNEE, mostrando su entusiasmo al descubrir tres reservorios hidrocarburíferos (HuamampampaH3 a 4089 metros, Icla I a 4247 metros e Icla II a 4355 metros de profundidad) obteniendo presiones en cabeza de pozo en el orden de los 7900 psi y brindando un nuevo horizonte hidrocarburífero a Bolivia.
Para concluir este breve relato en busca de los yacimientos de condensado en Bolivia, debo destacar la experiencia, conocimientos y profesionalismo de la GNEE, que desde Camiri lograron descubrir hidrocarburos en las dos puntas de Bolivia: La Paz – Mayaya y Tarija – Bermejo, demostrando una vez más su gran conocimiento del Subandino Sur, que al ser una Cuenca semimadura, todavía tiene posibilidades de nuevos descubrimientos tanto en la sección Pilcomayo como en la sección Parapetí. JMO