Bolivia

En 2017 estábamos presentes
en Bolivia a través de nuestro
negocio de Upstream

Upstream en Bolivia

  • Exploración
  • Producción / desarrollo
Repsol en Bolivia

Upstream

A 31 de diciembre de 2017 poseíamos en Bolivia derechos mineros sobre 32 bloques situados en las cuencas de Beni, Pie de Monte, Subandino Sur y Subandino Norte: 7 de exploración –con una superficie neta de 2.176 km2 y 25 bloques de producción/desarrollo, con un área neta de 1.555 km2.

La producción neta del año se cifró en 2,7 Mbbl de petróleo, incluidos condensados y líquidos separados del gas natural y en 67,8 bscf de gas natural. La producción neta total equivalente fue de 14,8 Mbep (40.504 bepd) y se concentró fundamentalmente en el bloque Margarita-Huacaya (operado por Repsol), San Alberto y San Antonio (participados por Andina y operados por Petrobras) y Yapacani y Río Grande (operados por Andina donde Repsol tiene un 48,33% de participación).

Hitos

  • En abril finalizó el sondeo exploratorio PTJ-WX1, situado en el bloque Patujú de Bolivia (Repsol 48,33%), con resultado positivo.
  • En noviembre el presidente de Bolivia, Evo Morales, y el presidente de Repsol, Antonio Brufau, firmaron la adjudicación del bloque exploratorio Iñiguazú, ubicado en el sur del país, donde se encuentran los principales campos productores de gas de Bolivia. El bloque cuenta con una extensión de 644 km2, se sitúa en el departamento de Tarija y es colindante con el Área de Caipipendi (Margarita-Huacaya) operada por Repsol. El bloque está participado por un consorcio formado por Repsol, que será la compañía operadora, YPFB Andina, Shell y PAE. Ya el 16 de junio se había anunciado el principio de acuerdo entre el Gobierno de Bolivia y Repsol para la entrada en el bloque exploratorio Iñiguazu.
  • El campo Margarita-Huacaya en Bolivia, mantuvo durante todo el año una producción media diaria en el entorno de 17 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) de gas. La primera fase de este importante proyecto de gas de Repsol entró en producción en mayo de 2012, pasando la producción total de gas de 3 a 9 Mm3 d en 2012. La segunda fase se inauguró en octubre de 2013, incrementándose la capacidad de procesamiento de gas a 15 Mm3d. En 2014 se aprobó la tercera fase con el objetivo de alcanzar una producción de 17-18 Mm3d a principios de 2016, objetivo que se alcanzó en febrero de 2015. El proyecto está operado por Repsol, con una participación del 37,5%, y tiene como socios a Shell/BG (37,5%) y PAE E&P (25%).

Upstream


Superficie neta
dominio minero

3.731

km2

Producción
neta

40.504

barriles equivalentes
de petróleo
al día

Datos de producción neta, reservas probadas netas y dominio minero
a 31 de diciembre de 2017