Producción gasífera aumenta centrada en los megacampos

La producción bruta de gas natural alcanzó un promedio de 41,31 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) entre enero y septiembre de 2010, es decir, aumentó un 10% con relación al mismo periodo de 2009, según un informe de la estatal petrolera YPFB. Empero, los analistas energéticos y expertos del área económica recuerdan que el ‘leve’ repunte obedece a que la actividad sigue centrada en los megacampos producto de las políticas energéticas desarrollados por anteriores gobiernos.

El informe de YPFB señala que los campos con mayor producción fueron Sábalo y San Alberto, que hasta el mes de septiembre de este año representaron el 34,33% y 25,47%, respectivamente, del total de la producción. Otros campos que tienen una significativa participación son Vuelta Grande y Margarita, con el 4,83% y el 5,18%; Bulo Bulo, Tacobo y Yapacaní representan el 3,48%, el 4,40% y el 3,19% respectivamente. Asimismo, la producción del resto de los campos, que incluye a campos con volúmenes de producción menores a 0,7 MMm3/d, representa un 19,13% del total.

Según el documento, el departamento de Tarija sigue siendo el mayor productor de gas natural, mientras que Santa Cruz no se queda atrás y avanza en términos porcentuales.

“El departamento de Tarija alcanzó una producción promedio de 27,99 MMm3/d, equivalente al 70,93% de la producción nacional. En segundo lugar se encuentra el departamento de Santa Cruz, con una producción promedio de 7,16 MMm3/d, representando el 18,13%, mientras que Cochabamba aporta con un promedio de 2,41 millones, es decir, un 6,10% y Chuquisaca con una producción promedio de 1,91 millones (4,84%)”, asegura el informe de la petrolera.

Asimismo, enfatiza que el departamento que incrementó más su producción respecto a 2009, es Santa Cruz, pues alcanzó un aumento del 19%.

Al respecto, el ex ministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos, el presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, Carlos Sánchez, y el ejecutivo de la Fundación Milenio, Napoleón Pacheco ven con incertidumbre las proyecciones del país, pues no hay desarrollo de nuevos campos. “Gracias a los megacampos aún estamos bien. Lo que el país necesita y se lo pedimos a gritos al Estado y al Gobierno es más inversión en exploración”, sintetiza Ríos.

Por su lado, Sánchez pone en duda que exista la suficiente producción de gas para nuevos proyectos de industrialización y del Mutún. “Lo que se tiene que hacer es trabajar en el desarrollo de los campos para compensar la declinación”, señaló.

A su vez, Pacheco asegura que casi toda la producción seguirá a base de los megacampos, pues no observa ingentes inversiones para descubrir nuevos yacimientos.

Dentro de las proyecciones para 2011, se prevé la perforación del pozo Sararenda por parte de YPFB Andina, luego existe la posibilidad de algo de exploración que puedan hacer las empresas Total y Gazprom, porque están detrás de un contrato para la exploración del bloque Azero.

Ante tal situación, los expertos alertan que el país no se puede dar el lujo de tener uno o dos pozos exploratorios, sino que se deben hacer 20 ó 25 pozos en gas líquidos.

Alta tecnología en pozo San Alberto

La corporación Baker Hughes Bolivia desarrolló por primera vez en el país la perforación de la segunda fase del desarrollo del megacampo de gas San Alberto (SAL-15) con un sistema multilateral (dos ramas) equipado con sistemas de válvulas de producción inteligente y sensores de presión, temperatura y caudal con tecnologías de avanzada que permitirán aumentar la producción de gas a partir del próximo mes, informó el gerente general de esa empresa, Hugo Antelo Otterburg.

Se prevé que la segunda quincena de diciembre aumente el volumen de gas a 1,70 millones de metros cúbicos por día, pues ya concluyó el proceso de perforación, según YPFB.

En la actualidad, el equipo de perforación se retira al pozo Sábalo VIII. En tanto, se concluyen las obras y facilidades para conectar el pozo a la planta de San Alberto el 18 de diciembre. “Este trabajo permitió a Petrobras horizontalizar el reservorio Huamampampa desde 9 5/8” (nueve-cinco octavos de pulgadas) y producir esa zona en conjunto con la formación Santa Rosa. En otras circunstancias hubieran tenido que perforar otro pozo para producir ambos reservorios. Esta tecnología permite una mayor producción de gas y condensado”, dijo Antelo. Los trabajos demandaron una inversión de $us 65,3 millones, de parte de YPFB Andina (50%), Petrobras (35%) y Total (15%).

Opinión

“No se podrá atender más mercados”

Álvaro Ríos/Consultor

Tenemos que tener claro que en este momento la capacidad de producción del país llega a alrededor de los 45 millones de metros cúbicos día (MMm3/d) de gas natural, pero ello depende de algunos factores. La demanda máxima está cerca de esta cifra, porque si uno suma los 30 millones de Brasil, más los 7 que se tiene que enviar a Argentina, más los 8 millones que demanda el consumo interno estamos en 45 millones.Entonces, la oferta-demanda está balanceada y es por eso que cuando se produce la demanda máxima de Brasil y la de Bolivia, ‘flaqueamos’ para poder cumplir el contrato con Argentina.

Lo positivo que se ha hecho es la firma del contrato con Argentina que tiene que ser cumplido estrictamente por ambas partes. A base de este contrato se están desarrollando los campos de Margarita, Huacaya, Itaú, San Alberto y San Antonio que son los megacampos y que van a originar un Ramp Up (incremento de la producción) que vamos a ir aproximadamente hasta una capacidad de 60 MMm3/d de gas natural, es decir, ésos son los planes reales que tiene Bolivia hasta 2016.
A partir de ahí la producción comenzará a declinar porque no hay nuevas reservas y no hay nuevos lugares donde ir. Hay que buscar nuevos campos para desarrollar.
Para cumplir todos nuestros contratos y satisfacer la demanda del mercado interno tenemos que encontrar nuevas reservas de gas y desarrollarlo en el futuro. Lo que se tiene en la actualidad, es lo que se había encontrado hace nueve o diez años.
Los Ramp Up nos van a permitir cumplir hasta 2017 con Argentina y nuestro mercado interno. El Gobierno hace bien en fomentar el mercado nacional, pero hace mal en no fomentar la exploración. Como no hay planes de inversión para desarrollar campos y tampoco nuevas reservas no se podrá atender nuevos mercados externos.