INVERSIÓN
En 2016 se invirtieron $us 83,98 millones en la cadena hidrocarburífera de Chuquisaca. Sólo a exploración se destinó $us 50,47 millones. La proyección de inversiones para esta gestión es de $us 233,3 millones, acentuando la actividad exploratoria con la premisa de seguir encontrando recursos naturales, con $us 16,9 millones.
Seis de los 11 proyectos de exploración que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) dará prioridad entre 2018 y 2019, en la perspectiva de aumentar y reponer las reservas de hidrocarburos, involucran al departamento de Chuquisaca.
Estos 11 proyectos tienen un potencial de 12,16 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural. Están distribuidos en Tarija, Chuquisaca, Santa Cruz, Cochabamba y Beni.
Se trata de Jaguar, Ñancahuazú, Boyuy, Río Grande La Peña, Iñiguazu, Sararenda, Itacaray, Los Monos, Caranda Profundo, Sipotindi y Tacobo X1001ST. La producción de los mencionados proyectos comenzará en caso de éxito exploratorio y se extenderá hasta 2021.
Estos proyectos exploratorios que “se atienden con prioridad” abarcan los departamentos de Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz, según la estatal petrolera. Entre las empresas operadoras que trabajan en estos prospectos están Shell, Repsol, Total-Gazprom, YPFB Andina, YPFB Chaco, Petrobras, Casa Matriz y Pluspetrol.
Adicionalmente, YPFB Corporación tiene contratos de servicios petroleros para exploración y explotación entre los que se encuentra las áreas Isarsama, El Dorado Oeste, Huacareta, Azero, Carohuaicho 8A, 8B, 8C, 8D y Oriental.
Como resultado de la Ley de Incentivos, impulsada por el Gobierno central, se encuentran en proceso de aprobación por la Asamblea Legislativa Plurinacional los contratos de servicios petroleros para las áreas Charagua, Aguaragüe Centro, Itacaray, Abapó y Yuchán y se encuentran en negociación San Telmo y Astillero.
Según el mapa exploratorio de YPFB, los seis proyectos que abarcan Chuquisaca ya sea íntegra o parcialmente son Azero, Itacaray, Aguarague Norte, Huacareta, Capipipendi y Carohuaicho.
Siempre respecto a los prospectos que involucran a Chuquisaca, en el bloque Azero el primer pozo a ser perforado se denomina Ñancahuazú; en Itacaray, el Itacaray; en Aguarague Norte, el Sipotindi; en Huacareta, el Jaguar; en Caipipendi, el Boyuy; y en Carohuaicho 8D, el Sararenda.
El ex senador y entendido en temas petroleros Fernando Rodríguez considera importante todo lo que se haga en exploración para reponer las reservas y la producción utilizada en los últimos años, considerando que Bolivia se acerca “peligrosamente” a un momento en que la demanda es mayor que la oferta para cumplir los contratos de exportación y fundamentalmente para el creciente mercado interno.
Respecto al Boyuy, cuya estructura está en Tarija y Chuquisaca, el pozo exploratorio fue ubicado en Tarija. El Gobierno tiene la esperanza de que este nuevo prospecto sea otro gran descubrimiento como lo fue el campo Margarita.
Rodríguez recuerda que Repsol retoma este proyecto que estaba a cargo de la venezolana PDVSA, que ya debió perforar “varios pozos” pero “no se hizo nada”. Boyuy está al lado del Margarita-Huacaya.
“Hablando de Boyuy, que estará entre (los campos) Sábalo y Margarita, se puede afirmar casi con certeza que va a existir gas; por ejemplo, si tenemos una estructura geológica entre Margarita y Sábalo, al medio, y en los prospectos tenemos dos megacampos, casi con certeza vamos a apuntar positivamente”, destaca.
El experto ve similar perspectiva con la exploración en el campo Sipotindi del bloque Aguarague Norte, donde si bien será “un poco más complicado”, porque todavía en el Aguarague Profundo no se ha descubierto gas, puede ser un gran descubrimiento en la medida que abra la frontera más al este, es decir, hacia la llanura.
El bloque Huacareta, que antes se llamaba Entre Ríos, es parte de una estructura compartida entre Chuquisaca y Tarija.
A esta suerte de posibilidades se debe sumar al bloque Azero, cuya estructura es más grande en Chuquisaca que en Santa Cruz y es colindante con el megacampo Incahuasi.
“Todos estos temas deberían merecer una fiscalización por parte de nuestros parlamentarios, en el cumplimiento de los contratos y en cumplimiento de los cronogramas de exploración, de desarrollo de los campos y sobre todo de inversión que es importante”, remarca.
Agrega que al margen de esas áreas exploratorias, tiene una “observación seria” respecto al bloque Itacaray que fue otorgado a la petrolera GTLI cuando su responsable era Luis Carlos Kinn Franco, hermano del ministro de Obras Públicas de entonces José Kinn Franco.
“No sabemos en qué ha quedado ese contrato porque ese prospecto es muy interesante, está aledaño al campo Huacaya, prospecto que tenía unas grandes perspectivas y que durante cinco años no se hizo nada. Esperemos que se retome esto por YPFB o alguna otra empresa para poder tener un resultado futuro”, resalta Rodríguez.
Chuquisaca tiene grandes perspectivas hidrocarburíferas porque está en la parte alta de la estructura geológica.
Sin embargo, el éxito depende de los estudios preliminares que se están realizando. “Si se está haciendo el pozo ya es un avance positivo, si hablamos de que en este año y el próximo vamos a perforar el pozo Boyuy en el bloque Caipipendi, que es compartido con Chuquisaca y Tarija, en 2018 podríamos tener los resultados y si estos son positivos ya directamente hacer el desarrollo del campo”, subrayó.
Rodríguez considera que YPFB debe priorizar sus inversiones en las áreas tradicionales de hidrocarburos y dejar a las petroleras privadas que arriesguen sus grandes capitales en las no tradicionales.
Pero ahora con YPFB y las grandes petroleras en las áreas tradicionales se deben apurar las inversiones para encontrar más gas y reponer de alguna manera parte de las reservas consumidas en los últimos diez años.
“Nos estamos comiendo un promedio de 0.7 TCF por año en cuanto a mercado interno y a exportaciones, y eso supone que en diez años nos podemos estar comiendo toda la reserva que existe, es decir, los remanentes de los campos actuales”, subraya.
La declinación de los grandes campos es inminente, según Rodríguez. Por ejemplo, las reservas de San Alberto bajaron de una “manera dramática”. “Su producción está ya en picada, este campo producía entre 18 y 20 millones de metros cúbicos al día y actualmente está en seis u ocho millones.
“En el caso del campo Sábalo, de la misma forma, si bien no es tan vertiginosa su caída pero ya bajó a menos de la mitad la producción de estos megacampos”, menciona.
No ocurre lo mismo con Margarita-Huacaya, sin embargo. Este megacampo descubierto en 1998 hoy es el reservorio más grande del país, aportando con más de la mitad de la producción de líquidos y con más de un tercio en gas natural.
El pozo Huacaya 2 que fue perforado en Chuquisaca generará una ingreso anual de $us 134 millones
El pozo exploratorio Huacaya 2 del megacampo Margarita-Huacaya, que fue perforado en territorio chuquisaqueño, alcanzará su producción máxima de 3 millones de metros cúbicos día (MMmcd) el primer semestre del próximo año y generará una ingreso anual de $us 134 millones.
Según YPFB, el Huacaya 2 empezará a producir 1 MMmcd a partir de septiembre y el primer semestre del próximo año incorporará los restantes 2 MMmcd.
El potencial de gas natural de Huacaya 2 está en el orden de 3 MMmcd, aspecto que permitirá garantizar los volúmenes comprometidos para el mercado interno y externo. El incremento en la producción generará una ingreso anual de $us 134 millones.
La producción de gas de este pozo permitirá garantizar los volúmenes comprometidos por el campo Margarita-Huacaya, cuya obligación contractual es de 18 MMmcd y que actualmente tiene una capacidad de procesamiento de 19 MMmcd.
Por tratarse de un campo compartido, es probable que Chuquisaca y Tarija reciban un porcentaje de las regalías que generará el Huacaya 2, lo que se podrá conocer sólo cuando se actualice el factor de distribución que el Gobierno se comprometió realizar en este semestre.
Aunque en un acto público, el presidente Evo Morales dijo que el Huacaya 2 al estar sólo en territorio de Chuquisaca, excluiría a Tarija de los beneficios de las regalías.
PERFORACIÓN E INVERSIÓN
La perforación alcanzó una profundidad de 6.378 metros, convirtiéndolo en el pozo más profundo de la Cuenca del Subandino Sur. El objetivo original era la formación Huamampampa, a 5.900 metros. Su perforación se inició el 17 de octubre de 2015 y culminó el 30 de abril de este año.
La inversión en los trabajos de perforación será de $us. 112 millones y la puesta en producción demandará un total de $us.139 millones.
Se pudo comprobar la presencia de los reservorios H1B e Icla en el extremo norte del campo Huacaya, con un espesor mayor al previsto inicialmente.
Las arenas detectadas en el nivel Icla constituyen un verdadero hallazgo, pues el último pozo en el que se evidenció la presencia de esta formación fue el Margarita 7, el cual está ubicado diez kilómetros al sur de Huacaya 2.
El Área de Contrato Caipipendi también abarca territorio del departamento de Tarija y todos los reservorios del área serán desarrollados y explotados de manera integral por el Consorcio integrado por Repsol E&P Bolivia S.A. (37.5%-Operador), Shell Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia (37.5%) y PAE E&P Bolivia Ltd. (25%) en el marco del contrato de operación suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
El pozo Huacaya 2, cuya vida útil es superior a los 20 años, es parte del campo Margarita-Huacaya, en el Área de Contrato Caipipendi. Está ubicado en la provincia Luis Calvo, en el departamento de Chuquisaca, donde también se encuentran los pozos Huacaya 1 y Margarita 7. El área también abarca territorio del departamento de Tarija y todos los reservorios de la región serán desarrollados y explotados de manera integral.
Producción
La producción promedio de gas en Chuquisaca subió de 0,8 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas que producía el 2006 a cerca de 6 MMmcd en la actualidad. Sin embargo, con la entrada en producción del Pozo Huacaya 2 se adicionará un volumen de 3 MMmcd, haciendo un total de 9 MMmcd.
Se estima que la producción de gas en Chuquisaca el 2024 llegaría a los 16 MMmcd, lo que permitirá incrementar los ingresos para el departamento.
